Опыт внедрения индикаторов притока на Приразломном месторождении для исследования горизонтальных добывающих скважин

интервалом в 5-60 мин в течение 1-2 суток. Измеряя интервал времени (или объем), требуемый для вымывания индикаторного материала из каждой секции скважины (скорость падения кривой концентрации индикаторов для каждого интервала), и сопоставляя параметры модели пласта с фактическими данными по добыче, можно получить количественную оценку притока для каждого интервала горизонтальной скважины (рис. 2).

Дополнительным применением мониторинга горизонтальных скважин с помощью интеллектуальных индикаторов притока является возможность определения интервалов прорыва воды. Для этого, наряду с индикаторами на нефть, в каждую зону устанавливаются индикаторы на воду. Молекулы, внедрённые в полимерные матрицы, находятся в «спящем» режиме и активируются только при контакте с водой. В процессе эксплуатации скважины идет периодический отбор проб скважинного флюида (1 раз в неделю). При подозрении на прорыв воды, например, скачке обводнённости на 5% или более, накопившийся объем проб отсылается в лабораторию, и проводится соответствующий анализ. В качестве заключения предоставляется динамика роста обводненности по каждому интервалу за весь период отбора проб. Данная методология позволяет принять решение о проведении последующих геолого-технических мероприятий на скважине без проведения про-мыслово-геофизических исследований.

Еще одной особенностью данной системы постоянного мониторинга является возможность наблюдать продуктивность каждого интервала горизонтальной скважины во времени на протяжении нескольких лет. Это дает возможность отслеживать динамику изменения продуктивности каждой зоны, обновлять

гидродинамические модели и принимать обоснованные решения по проведению геолого-технических мероприятий на скважине [6].

Схема заканчивания добывающей скважины Х31 представлена на рис. 3. Башмак эксплуатационной колонны 245 мм установлен на отметке 2988 м. Диаметр открытого ствола — 219 мм. Скважина закончена хвостовиком 168 мм. Ствол скважины разделен на 6 интервалов с помощью заколонных гидравлических пакеров. Места установки пакеров выбирались с учетом распределения ФЕС, литологических характеристик, а также кавернометрии. В каждый интервал устанавливаются два клапана с утройствами контроля притока и одно устройство для нагнетания. Клапан нагнетания имеет полнопроходное отверстие для проведения кислотных обработок и других технологических операций. В устройства контроля притока могут устанавливаться штуцеры различного размера и в разных количествах. Данные штуцеры устанавливаются по данным распределения проницаемости вдоль ствола скважины и соответствующим гидравлическим расчетам. Например, интервал 4 имеет наибольшую длину и высокое значение проницаемости. Соответственно, в данном интервале были установлены два устройства контроля притока со штуцерами размером 5 мм (все другие интервалы имеют устройства контроля притока со штуцерами 6 мм). Каждый клапан УКП имеет также сдвижную муфту, что расширяет функциональность дизайна заканчивания скважины. В случае начала прорыва воды в определенной зоне, с помощью гидравлического инструмента на НКТ или ГНКТ возможно закрыть один из клапанов для данного интервала. Тем самым увеличив перепад давления на заканчивании, что приведет к снижению депрессии на пласт в данной зоне и,

2Г*В \ WS-6

«I WS-5 WS-4 0S3 ш WS-i

WWS-i OS-Ï

2r«0

| -лакер 3,000 3,500 4,0 MD [m] DO

щ - пары трассерных систем FttSMAN: OS - с маркерами нефти (RESOIL) WS - с маркерами воды (RES*H20) Зона № 6 5 " * 4 3 Il 2 1

0 1,000 2,000 3,000 4,000

MD [m]

Рис. 4 — Расстановка индикаторных систем вдоль ствола добывающей скважины X31 Fig. 4 — Distribution of tracer systems in production well X31

Рис. 5 — Отбор проб и замеры во время исследования скважины X31 в ноябре 2016 Fig. 5 — Sampling and measurements during production logging in wellX31 in November, 2016

соответственно, притока воды. В случае полного прорыва воды в данной зоне возможно полное отсечение притока. Таким образом, на Прираз-ломном месторождении с помощью подобной технологии заканчивания скважины реализуется концепция псевдо-интеллекутальной скважины, когда возможно регулировать работу с помощью небольших интервенций. Для реализации данной методологии необходимо понимать, как работает каждый интервал на протяжении всей жизни скважины, а также иметь возможность определять интервалы прорыва воды. Это реализуется с помощью технологии интеллектуальных индикаторов притока.

Полимерные стержни размером 6x3x1100 мм, с внедрёнными в них уникальными для каждой зоны индикаторами, были установлены в устройства контроля притока в пространство между глухой трубой и защитным перфорированным кожухом (рис. 1). Каждая уникальная пара трассерных систем (RES-OIL + RESH2O: нефть + вода) состоит из 100 стержней с индикаторами нефти и 100 стержней с индикаторами воды, которые распределены между двумя устройствами контроля притока, установленными в каждой зоне ствола скважины (рис. 4). Таким образом, каждая зона оборудована уникальной парой индикаторных систем, условно обозначенных следующим образом:

• OS (Oil System) — системы маркировки нефти;

• WS (Water System) — системы маркировки воды.

Трассерные системы пронумерованы от 1 до 6, начиная с носка скважины, и обозначены различными цветами.

Для добывающей скважины X31 на дату написания данной работы было проведено два исследования:

• в ноябре 2016 г. (цель — оценка освоения скважины и численная оценка притока по интервалам);

• в феврале 2017 г. (цель — численная оценка притока по интервалам).

Для первого исследования в период 14-20 ноября 2016 г. был произведён отбор проб на устье скважины X31 согласно программе отбора проб при освоении скважины. Запуск скважины производился с помощью УЭЦН, при этом был начат отбор проб. Замеры дебита, диаметр штуцера, частота УЭЦН и отобранные пробы по скважине X31 за этот период приведены на рис. 5. При освоении скважины в первые 8 ч наблюдался приток жидкости заканчивания с дебитом в пиковом значении 80 м3/ч, далее дебит жидкости заканчивания снизился до 0,15 м3/ч. Одновременно с падением дебита жидкости заканчивания наблюдалось наращивание дебита нефти с выходом на плато 75 м3/ч в стационарном режиме. Всего за 6 суток для данного исследования было отобрано 37 образцов (обозначены черными треугольниками на рис. 5). Первые 6 проб содержат жидкость заканчивания, в последующих 8-ми пробах наблюдается смешанное присутствие жидкости и нефти (постепенное уменьшение количества воды и увеличение количества нефти), далее в пробах присутствует только нефть. Таким образом, часть проб проанализирована на предмет индикаторов воды (треугольники синего цвета на рис. 5), часть проб — на предмет индикаторов нефти (треугольники зелёного цвета).

На рис. 6 представлены отклики от всех индикаторных систем (зависимости концентрации трассерного вещества в пробе от времени отбора) из скважины X31 при её запуске. Для

режима освоения и очистки скважины характерно, что после спуска индикаторных систем в скважину до начала добычи, индикаторы находятся в контакте с жидкостью заканчивания. Это означает, что в основном происходит формирование «зарядов» трассеров воды во всех интервалах скважины. При наличии контакта с нефтью, происходит аналогичное формирование «зарядов» индикаторов притока нефти.

Сформированные «заряды» индикаторов регистрируются в переходном режиме в виде всплесков концентрации индикаторов — откликов на ступенчатое изменение депрессии при старте скважины. Переходный режим несёт основную информацию о притоке флюида из пласта в каждом интервале, а также об эффективности вытеснения жидкости заканчивания. Таким образом, информация переходного периода используется для качественной оценки эффективности очистки интервалов скважины. После завершения переходных процессов, т.е. вымывания индикаторов, амплитуды сигналов, как правило, выравниваются и приближаются к расчётным значениям концентрации при

прямом испускании маркеров индикаторными системами, так называемым «стационарным уровням». «Стационарные уровни» являются индикаторами наличия контакта трассерной системы с целевым флюидом в интервале, где установлен индикатор, и, вместе с тем, наличия гидравлической связи интервала с устьем скважины. Стабильность стационарных уровней и их соответствие расчётным также являются индикацией эффективности очистки интервалов.

Оценка эффективности вытеснения жидкости заканчивания проведена по выносу массы «заряда» трассера. На рис. 7 приведены кривые выработки массы индикаторов, зарегистрированных из скважины при отборе жидкости заканчивания, рассчитанные из зависимостей концентрации индикаторов от объёма добычи жидкости. Сигналы индикаторов воды не выходят на фоновые уровни (обрываются), т.к. дебит воды снижается практически до 0 и объём воды в пробах снижается ниже минимально необходимого для проведения анализа на индикаторы воды. Высокий уровень сигнала с возрастающим трендом от системы WS-3 свидетельствует,

Рис. 6 — Отклики индикаторов нефти и воды при освоении скважины X31 в ноябре 2016 Fig. 6 — Oil and water tracer concentration during completion of wellX31 in November, 2016

Рис. 7 — Отклики от индикаторов воды в разрезе объёма добытой воды: концентрация трассеров и вычисленная на её основе кумулятивная масса трассерного вещества,

выработанная из каждого интервала скважины Fig. 7 — Water tracer concentration versus water produced: concentration of tracers and resulting cumulative amount of tracer molecules for each reservoir compartment

что остаточная выработка жидкости заканчивания из скважины в стационарном режиме наиболее вероятно происходит из интервала 3. При этом из других интервалов трассерные «заряды» полностью выработаны вместе с полным вытеснением из них жидкости заканчивания.

После вытеснения жидкости заканчивания наблюдается активация индикаторов нефти (рис. 6). Высокая пиковая амплитуда говорит об обширной площади контакта трассерных систем с нефтью. Анализ кривых показывает следующую эффективность очистки интервалов:

• Зоны 6, 4, 1 — высокая;

• Зоны 2, 5 — средняя;

• Зона 3 — низкая.

При увеличении депрессии на пласт (повышение частоты ЭЦН и, как следствие, повышение дебита нефти) наблюдаются скачки сигналов OS-4, а затем OS-1, OS-5 и OS-3 (рис. 6), что свидетельствует о дополнительной выработке флюида с индикатором притока, то есть имеет место доочистка ствола скважины при увеличении депрессии в зоне 4, затем в зонах 1, 5 и 3. При выходе скважины на стационарный режим наблюдается стабилизация трассерных сигналов на фоновых значениях, что свидетельствует об успешной очистке всех интервалов скважины.

Для количественной оценки притока флюида по зонам применяется модель вымывания индикаторного «заряда» из затруба локальным притоком из пласта. Модель проверена на проливном стенде и хорошо зарекомендовала себя при практическом применении. Рис. 8 демонстрирует в упрощенном виде математическую часть модели. Приток флюида из пласта в области установки трассерной системы прямопро-порционален коэффициенту k спада кривой концентрации трассерного «заряда». Для численной оценки притока каждого измеренного сигнала от индикаторной системы моделируется «ПизИоШ:» сигнал, максимально совпадающий с измеренным. По характерному коэффициенту k спада сигнала определяется относительная продуктивность каждой зоны скважины.

На рис. 9 представлены отклики от всех индикаторных систем при запуске скважины Х31 в работу, а также результаты применения модели «ПизИоиЬ к каждому из сигналов. Коэффициенты K, определяющие относительную производительность (приток) каждой зоны, нормализованы к коэффициенту № зоны с максимальной производительностью, который принят за единицу (№=1,0). Т.к. все интервалы скважины оснащены трассерами, возможно рассчитать дебит каждого интервала в процентах от общего дебита скважины, принятого за 100%. Относительные дебиты интервалов в процентах пересчитаны в абсолютные значения, исходя из дебита скважины в стационарном режиме 75 м3/час.

Для второго исследования в период 9-13 февраля 2017 г. был произведён отбор проб на устье скважины Х31 согласно программе отбора проб для остановки-запуска скважины. Для проведения количественной оценки притока нефти по интервалам скважина останавливалась на 12 ч, а ее запуск осуществлялся с помощью УЭЦН, частота которого менялась от 38 до 42,5 Гц. Затем проводилось увеличение штуцера от 30 до 34,5 мм. Дебит нефти при выходе скважины Х31 на режим составил 50 м3/ч. За трое суток исследования было отобрано 46 проб.

На рис. 10 представлены отклики от всех индикаторных систем при запуске скважины Х31 в

работу, а также результаты применения модели «ПизИоиЬ к каждому из сигналов. Коэффициенты K, определяющие относительную производительность (приток) каждой зоны, нормализованы к коэффициенту ^ зоны с максимальной производительностью, который принят за единицу (£4=1,0).

На рис. 11 представлено сравнение профиля притока по интервалам для исследований скважин в ноябре 2016 и феврале 2017 гг. Как видно из данного графика, все зоны дают приток нефти, при этом достаточно хорошо работает носок скважины (зона 1), обеспечивая до 18-19 % притока. С ноября 2016 по февраль 2017 гг. произошло перераспределение притока: снизился приток из зоны 2 и зоны 3, и значительно увеличился приток из зоны 4 (с 20 до 31 %). Приток в пятке скважины практически не изменился.

Информация, получаемая при проведении трассерных исследований, используется при гидродинамическом моделировании. Применение этой информации достаточно широкое, в первую очередь, это определение профиля притока по стволу скважины. При настройке гидродинамической модели используют данные керновых исследований и результаты ГДИС. Если первые методы имеют достаточно высокую погрешность (в условиях Приразломного месторождения погрешность

в определении проницаемости при одном значении пористости может достигать двух порядков), то вторые дают только интегральную оценку дренируемой зоны. При зональной, площадной оценке проницаемости теряется возможность контролировать неравномерность выработки по разрезу, прорывы воды по высокопроницаемым интервалам. Данная проблема широко распространена в карбонатных месторождениях. Это связано как с трещиноватостью пласта, так и с высокой неоднородностью коллектора, обусловленной резкими фациальными изменениями. Использование результатов трассерных исследований позволяет решить данную проблему. Зная интервалы максимального и минимального притока, можно определить зональную продуктивность и увязать её с геологическими представлениями о пласте. Применяется следующий процесс корректировки гидродинамической модели: в первую очередь восстанавливается проницаемость различных интервалов, при этом учитываются режимы работы скважин и энергетическое состояние пласта, пластовое давление (очевидно, что неверное распределение проницаемости приведет к искаженному распределению пластового давления, в связи с этим процесс является итеративным). Затем сравнивается интегральная проницаемость, полученная по

ГДИС, и проницаемость, полученная при интеграции результатов трассерных исследований. Последний этап — это увязка полученной поинтервальной проницаемости с петрофизи-ческой и фациальной моделью. Обе эти модели, как и любая геологическая информация, содержат достаточно много неопределенностей. Параметрами адаптации здесь являются критерии и отсечки по ГИС при выделении фации, а также коэффициенты, определяющие петрофизические зависимости для каждой фации. Данный подход необходим для получения единой непротиворечивой картины геологического строения пласта, более точного прогнозирования работы эксплуатируемых скважин, а также для более корректного прогноза по проектным скважинам.

Итоги

По результатам проведения работ на горизонтальных скважинах с УКП на Приразломном месторождении были получены следующие результаты.

• оценить эффективность очистки скважины от жидкости заканчивания при запуске после бурения;

• оценить дебит нефти каждой зоны многозонального горизонтального ствола скважины;

• произвести более точную настройку гидродинамической модели месторождения.

Рис. 8 — Упрощенная иллюстрация модели «Flushout» для

количественной оценки притока Fig. 8 — Simplified Flush-out model for inflow quantification

Рис. 9 — Отклики индикаторных систем во время запуска скважины в ноябре 2016 для каждого интервала Fig. 9 — Tracer concentration for each reservoir compartment during well start-up in November, 2016

измеренный сигнал от трассера  смаоепроеан^й сигнап

Si

Ii»

Ii:

iL

В

5 i«

1 •

X .

OS-6

«5-0 77

ц

о м» Hü HC IM LJW

OS-4

Ki=1.00

V

D К» WWW LW OS-2

K,-0 27

f

Iff

if«;

№

i!" §

h:

11,3

n

S gr

iä"

; OS-5

V К5-О.Э5

V

* xo «n «я m 1.400

OS-3

K3=0.17

и   ... ke им

e OS-1

x,=o.5e

w

ОСИы ДОбЫчн Ц+фТИ [Ч')

Рис. 10 — Отклики индикаторных систем во время запуска скважины в феврале 2017 для каждого интервала Fig. 10 — Tracer concentration for each reservoir compartment during well start-up in February, 2017

Рис. 11 — Сравнение распределения притока по скважине в ноябре 2016 и феврале 2017 Fig. 11 — Zonal inflow distribution in November, 2016 versus February, 2017

Выводы

Описываемая в статье инновационная технология позволяет решать традиционные задачи промыслово-геофизического исследования. С помощью модели скважины, узлового анализа и математического аппарата для каждого интервала были определены коэффициенты спада кривых концентрации при вымывании трассерных «зарядов», которые позволили численно оценить приток с каждой зоны.

Список литературы

1. Морозов О.Н., Андриянов М.А., Колода А.В., Шпаков А.А. и др. Информативность длительного мониторинга горизонтальных скважин для оптимизации разработки карбонатного месторождения. SPE 181900.

Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE. Москва, 2016.

2. Chertenkov S.V., Deliya D.A., Semikin G.A., Brown A. and oth. Gas breakthrough detection and production monitoring from ICD screen completion on Lukoil's Korchagin field using permanently installed distributed temperature sensors. SPE 159581. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, USA.

3. Семикин Д.А., Нухаев М.Т. Обзор систем мониторинга работы протяженных горизонтальных скважин при разработке контактных запасов. EAGE Horizontal Wells. Казань, 2017.

4. Штунь С.Ю., Сеньков А.А., Абраменко О.И., Мацашик В.В. и др. 3-летний опыт компании «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»

по постоянному мониторингу длинной горизонтальной скважины с помощью системы интеллектуальных маркеров. EAGE Horizontal Wells. Казань, 2017.

5. Semikin D., Senkov A., Surmaev A., Prusakov A., Leung E. Autonomous ICD well performance completed with intelligent inflow tracer technology in the Yuri Korchagin field in Russia. SPE 176563. Российская нефтегазовая техническая конференция. Москва, 2015.

6. Shtun S., Senkov A., Surmaev A. Inflow monitoring and analysis using proprietary intelligent chemical tracers in the Yuri Korchagin field. SPE 181994. Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE. Москва, 2016.

ENGLISH

GEOPHYSICS

Use of intelligent tracer technology for inflow monitoring in horizontal producers of the Prirazlomnoye oilfield

UDC 550.3

Authors:

Oleg N. Morozov — chief geologist1; shelf.office@gazprom-neft.ru

Maxim A. Andriyanov — head of reservoir engineering department1; shelf.office@gazprom-neft.ru

Alexey V. Koloda — deputy of the head of reservoir engineering department1; shelf.office@gazprom-neft.ru

Ilkam R. Mukhametshin — director2; ilkam@resman.no

Marat T. Nukhaev — Ph.D., assistant professor3; mnukhaev@hotmail.com

Alexey V. Prusakov — well technology engineer4; alexey@resman.no

"'Gazprom Neft Shelf" LLC, St-Petersburg, Russian Federation 2"Resman Rus", Moscow, Russian Federation 3Siberian Federal University, Krasnoyarsk, Russian Federation 4Resman AS, Norway

Abstract

The study discusses the experience of Gazprom Neft Shelf LLC in implementing stationary tracing monitoring technology for horizontal wells in the Prirazlomnoye oilfield. The paper explores the technology of inflow profiling based on the data from intelligent inflow tracers installed in completion strings of production wells in the Prirazlomnoye oilfield.

Materials and methods

Quantitative estimation of fluid inflow per section was accomplished through the

«Flushout» model with tracer flushed out by local reservoir inflow.

Results

The findings of the tests conducted in horizontal ICD-wells of the Prirazlomnoye oilfield have suggested that

• efficiency of well cleanup upon completion should be evaluated;

• oil contribution per zone of the multizone horizontal well should be evaluated;

• hydrodynamic model of the field should be fine tuned.

Conclusions

The innovative technology described in the article helps to handle tasks usually addressed by traditional well logging. Well simulation, nodal analysis and mathematical tools have enabled to determine concentration curve decline during tracer flush-out, which has ensured numerical evaluation of inflow per zone.

Keywords

well monitoring, production logging, PLT, horizontal well, tracing, inflow profiling

References

1. Morozov O.N., Andriyanov M.A., Koloda A.V., Shpakov A.A., and oth. Informativnost' dlitel'nogo monitoringa gorizontal'nykh skvazhin dlya optimizatsii razrabotki karbonatnogo mestorozhdeniya [Informativity of long-term monitoring

of horizontal wells for optimization of carbonate field development]. SPE 181900. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Moscow, 2016.

2. Chertenkov S.V., Deliya D.A., Semikin G.A., Brown A. and oth. Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil's Korchagin Field Using Permanently Installed Distributed Temperature Sensors.

SPE 159581. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, USA.

3. Semikin D.A., Nukhaev M.T. Obzor sistem monitoringa raboty protyazhennykh gorizontal'nykh skvazhin pri razrabotke kontaktnykh zapasov [Review of the long horizontal well operation monitoring systems for contact reserves development]. EAGE Horizontal Wells. Kazan, 2017.

4. Shtun S.Yu., Senkov A.A., Abramendo O.I., Matsashik V.V. and oth. 3-letniy opyt kompanii «LUKOYL-Nizhnevolzhskneft'» po postoyannomu monitoringu dlinnoy gorizontal'noy skvazhiny s pomoshch'yu sistemy intellektual'nykh markerov [Overview of the 3-year experience

of LUKOIL-Nizhnevolzhskneft, LLC in continuous monitoring of a long horizontal well using intelligent marker system]. EAGE Horizontal Wells. Kazan, 2017.

5. Semikin D., Senkov A., Surmaev A., Prusakov A., Leung E. Autonomous ICD well performance completed with intelligent inflow tracer technology in the Yuri Korchagin field in Russia. SPE 176563. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, 2015.

6. Shtun S., Senkov A., Surmaev A. Inflow Monitoring and Analysis Using Proprietary Intelligent Chemical Tracers in the Yuri Korchagin Field. SPE 181994. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. Moscow, 2016.

ГЕОФИЗИКА

УДК550.3

Современные технологические схемы морской сейсморазведки

м.Б. Шнеерсон

д.т.н., профессор shneer@bk.ru

РГГРУ (НПУ), Москва, Россия

Высокие требования к качеству и производительности морских сейсморазведочных работ определяют современную технологию полевых наблюдений. Ознакомление российских геофизиков-разведчиков с материалами 79-й международной геофизической конференции представляет определенный интерес, т.к. доклады отражают направления развития технологии морских сейсморазведочных работ, которые иллюстрируют эффективность и хорошие перспективы на будущее и могут быть полезны отечественной морской сейсморазведке.

материалы и методы

Описание новых технологий морской сейсморазведки и результатов их опробования и применения.

Ключевые слова

морская сейсморазведка, источники и приемники колебаний, система наблюдений, вынос

Новые схемы проведения морских работ

Примером новой схемы ведения морских съемок являются работы на одном из перспективных участков Баренцева моря, при которых возбуждение и прием колебаний производились на разных глубинах двумя одновременно работающими судами, из которых одно буксировало косу на заданной глубине, а второе — два и более излучателей, располагаемых над ней [1]. На рис. 1 приведены стандартная и новая схемы полевых наблюдений, иллюстрирующие особенности последней и возможности возбуждения и приема волн в широком диапазоне удалений и выносов. Практическая реализация показала, что подобный способ обеспечил регистрацию волн на нулевых, положительных и отрицательных выносах, что позволило после обработки материалов получить высокоплотные изображения подземного пространства достаточно высокого качества, превосходящие результаты предыдущих лет. Полученные геологические результаты и отработанная методика проведения работ определяют эффективность нового способа ведения морских сейсморазведочных работ и хорошие перспективы его дальнейшего применения.

При проведении работ в сложных сейсмо-геологических условиях определенное применение получили нестандартные, круговые системы наблюдений. Примером их успешной реализации могут служить сейсморазведочные работы 3Э на одной из сложных по глубинному строению площадей в Мексиканском заливе, выполненные с целью более детального освещения строения над- и подсолевых перспективных отложений [2]. На основании анализа результатов предыдущих работ с донными приемными устройствами и моделирования была предложена и реализована круговая система наблюдений с буксируемыми косами и двумя пунктами возбуждения, из которых один располагался в начале приемной расстановки, а второй — на удалении 5 км от нее. Суда,

буксирующие косы и выносной пункт возбуждения, перемещались по разным круговым траекториям радиусом 5500 м, что позволило реализовать широкополосную систему наблюдений с максимальным выносом 10000 м. Приемная расстановка состояла из 10 кос длиной 5000 м каждая с расстоянием между ними 120 м. На обоих судах были размещены пнев-мопушки объемом 8475 м2 каждая, которые работали попеременно по системе flip-flop с временным интервалом, равным времени перемещения судов на 31,25 м. Пушки и приемная расстановка буксировались на глубинах 10 и 12 м соответственно. Предложенная и реализованная технология работ позволила получить исходные материалы, качество которых оказалось выше качества материалов предыдущих работ. Обработка полученных записей была ориентирована на подавление низкочастотных помех, волн-спутников и освещение поведения глубинных целевых объектов. Полученные результаты показывают, что проведение работ с буксируемыми косами на площадях Мексиканского залива, где ранее использовались донные приемные системы, может оказаться предпочтительней.

Одним из перспективных направлений современной сейсморазведки является регистрация волн на больших выносах и в широком диапазоне азимутов. Эти тенденции были реализованы при проведении морских сейсморазведочных работ на шельфе Габона. Они предусматривали возбуждение и регистрацию волн на больших (до 14 км) выносах и в двух ортогональных азимутах от одновременно работающих излучателей для повышения производительности работ и более детального освещения поведения и структуры глубоких подсолевых горизонтов [3]. Предлагаемая система наблюдений была реализована с использованием трех одновременно работающих излучателей, располагающихся вдоль и поперек приемной расстановки приборов (рис. 2).

Рис. 1 — Схемы ведения работ и распределение кратности по стандартной (convential) и новой (split spread streamer) технологиям Fig. 1 — Schemes of work and distribution of multiplicity by standard (convential) and new (split spread streamer) technologies

Для возбуждения волн в заданном диапазоне удалений было задействовано два излучателя, из которых один располагался в начале косы, обеспечивая возбуждение и регистрацию волн на удалениях до 10 км, а второй был вынесен на 4 км, что увеличивало вынос до 14 км. Предложенная и реализованная технология работ оказалась успешной, что открывает перспективы ее дальнейшего применения.

Проведение морских сейсморазведочных работ требует затрат значительных средств, что определяет необходимость поиска оптимальных решений по их практической реализации. В [4] приведены результаты модельного анализа рисков и стоимости широко-азимутальных глубоководных морских сейсморазведочных работ с различным числом буксируемых кос, обеспечивающих безопасность их проведения, выполненного фирмой «Тоталь», в связи с предполагаемыми морскими работами в объеме ~4000 км. Анализ, выполненный по материалам съемок на шельфе Маньямы, показал, что при увеличении числа буксируемых кос с 10 до 12 и с 12 до 14 средняя производительность полевых наблюдений возрастает приблизительно на 10% и 7,5%. При этом стоимость дневной смены при тех же самых изменениях числа кос увеличивается на 8% и 7% соответственно. Из приведенных сведений также следует, что если принять стоимость работ при 10 используемых кос за 100%, то при работах с 12 косами стоимость работ на одном квадратном километре уменьшится на 3,6% и с 14 косами — на 4,4%.

Повышение производительности работ

Повышение производительности полевых работ было и остается одним из актуальных направлений развития морской сейсморазведки, которое реализуется путем увеличения числа

одновременно работающих на одну расстановку приборов источников, и внесения определенных, фиксируемых различий в параметры и геометрию возбуждаемых колебаний, которые используются в последующем для разделения полученных записей.

В [5] эта задача решена путем увеличения числа одновременно работающих источников колебаний. Модельно рассмотрены три схемы работ с регистрацией волн на круговых профилях (рис. 4). В первых двух случаях разделение волн производилось за счет различного положения источников относительно приемной расстановки приборов. В третьем случае возбуждение колебаний производилось через фиксированные различные временные интервалы, что позволило при обработке материалов получать раздельные записи волн, соответствующие каждому пункту возбуждения. Приведенное в работе теоретическое обоснование возможности разделения волн, основанное на различии их траекторий, и примеры опробования способа обосновывают перспективы его практического применения.

Другой пример повышения производительности полевых работ рассмотрен в публикации [6], посвященной изложению технологии проведения наблюдений с нестандартным пятиэлементным источником колебаний и результатам двух съемок, которые были выполнены на глубоководном шельфе Австралии и на мелководье в условиях сложного залегания карбонатных отложений. Пятиэлементный источник был реализован на основе 6 пневмо-пушек, расположенных на расстоянии 12,5 м друг от друга, и работающих последовательно с интервалом 4-5 с, попарно по схеме 1 - 2, 3 - 4, 5 - 6, 2 - 3 и 4 - 5 (рис. 3). Система наблюдений предусматривала последовательное

возбуждение колебаний по сетке 6,25 - 6,25 м, и их прием групповыми приемниками с шагом 12,5 м. Приведенные в работе сейсмические записи и временные разрезы иллюстрируют идентичность материалов, полученных со стандартным и пятиэлементным источником колебаний, что позволило авторам достаточно высоко оценить перспективы применения рассмотренной комбинации источников.

В работе [6] для повышения производительности полевых работ при проведении пространственных морских сейсмических наблюдений 3Э на шельфе Абу-Даби была применена крестообразная система наблюдений с двумя одновременно работающими пушками объемом 1120 д3 каждая, перемещающихся навстречу друг другу по разным линиям возбуждения, расстояние между которыми было выбрано равным 250 м (рис. 4). Интервал между пунктами возбуждения менялся случайным образом от 18,75 до 31,25 м, что делало возможным идентификацию записей, соответствующих каждому пункту возбуждения. Прием колебаний проводился кабельной расстановкой, ориентированной перпендикулярно к линиям возбуждения с шагом между приборами 25 м. Последующее разделение записей проводилось одним из известных способов, основанном на различии кинематики волн.

Подавление и уход от перекрестных помех

В практике проведения морских сейсморазведочных работ очень часто встречаются случаи, когда в пределах одной площади работает несколько полевых партий, что приводит к появлению перекрестных интерференционных помех из-за низкого поглощения волн при их распространении в водной среде. Для уменьшения их влияния и, по возможности, полного

Рис. 4 — Схема работ с двумя пушками, двигающимися навстречу друг другу

Fig. 4 — Scheme of work with two guns moving towards each other

Рис. 2 — Схема проведения работ no стандартной (а) и двух-азимутальной (а+b) съемкам Fig. 2 — Scheme of work on standard (a) and two-azimuth (a + b) surveys

Рис. 3 — Схема построения пятиэлементного источника Fig. 3 — The scheme for constructing a five-element source

Рис. 5 — Сейсмограммы:

перекрестные помехи Fig. 5 — Seismograms: (a) before and (b) after separation of records and (c) crosstalk