авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 20 | 21 || 23 | 24 |   ...   | 45 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ...»

-- [ Страница 22 ] --

Таким образом, Холболок-Урагинское проявление представляет собой крупный промышленно перспективный объект, несущий средние и богатые по содержанию P2O5 удовлетворительно обогатимые апатит карбонатные и кварц-апатитовые руды. Приуроченность проявления к зеленокаменным комплексам (ранее не считавшимися апатитоносными) и своеобразие его вещественного состава позволяют предположить о принадлежности его к новому генетическому и минеральному типам апатитоносных объектов. Изложенные материалы свидетельствуют о необходимости дальнейшего проведения на Холболок-Урагинском проявлении научно-исследовательских, тематических и геологоразведочных работ.

Литература Беляев Е.В. К вопросу об апатитоносности зеленокаменных поясов России // Геология и геофизика. –2010. – 1.

Т. 51. – № 8. – С. 1101-1107.

Кузнецов В. А. Докембрийские троговые структуры Байкало-Амурского региона и их металлогения. – 2.

Новосибирск: Наука, 1985. – 199 с.

АЛГОРИТМЫ ПОСТРОЕНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИЗОБРАЖЕНИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ ПРИ ИНЖЕНЕРНЫХ ИЗЫСКАНИЯХ А. Н. Крылевская Научный руководитель профессор С. М. Крылатков Уральский государственный горный университет, г.Екатеринбург, Россия В качестве теоретической основы алгоритма построения сейсмических изображений верхней части разреза по записям сейсмических волн, получаемых при инженерно-сейсмических изысканиях, положена идея о дифракционной природе всех наблюдаемых на сейсмограмме волн. Однако различные типы волн требуют различного подхода в определении так называемой эффективной скорости в среде, необходимой для правильного отнесения сейсмических событий в формируемом сейсмическом изображении.

Суть дифракционного подхода поясняется на рис.1. Представим однородную сейсмическую модель среды с отдельным дифрактором в точке с координатами (xD, zD). Предположим, что положение источника упругих волн описывается координатами (xS,0), а положение приемника – координатами (xR,0) и в однородной среде скорость сейсмических волн одинакова и равна V [1]. Тогда изображение дифрактора D в глубинном разрезе можно получить, превращая события, наблюдаемое в точке R на времени tSDR, в событие наблюдаемое в среде в точке (xD,zD). Это означает, что нужно перенести амплитуду записи на сейсмограмме, соответствующей положению ПВ в точке S и на трассе этой сейсмограммы, записанной в точке R на времени в точку глубинного разреза с координатами D(xD,zD).

x D xS 2 z D x R x D 2 z D 2 t SDR V 384 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР tSDR S R D Рис.1. Схема, иллюстрирующая соотношение точек изображения, возбуждения и регистрации при трансформации отраженных, дифрагированных и рассеянных волн S R i i Vэф V G B A V2 D Рис.2. Схема, иллюстрирующая соотношение точек изображения, возбуждения и регистрации при трансформации головных волн Рис. 3. Вид результата трансформации в форме представления распределения амплитуд сейсмических волн в плоскости XOZ Если мы изображаем среду в форме временного разреза, нам следует то же самое событие (амплитуду) перенести в точку Dt0(xD,t0D) временного разреза, где zD t0D 2.

V СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ Согласно этому алгоритму трансформации изображаются в основном отражающие границы или объекты, создающие дифрагированные или рассеянные волны. Для изображения преломляющей границы следует поступать несколько иначе. Предположим, что весьма ориентировочно известны значения скоростей выше (V1) и ниже (V2) некоторой преломляющей границы G. Следует перенести событие, наблюдаемое в точке приема R, на времени, равном tSABR, во все точки, лежащие в интервале (xA-xB, zG), но так, чтобы для глубины x A xS zG tgi x B x R zG tgi и время пересчета zG и 2 zG x xA t SABR B.

V cos i V Второй возможный алгоритм построения изображения преломляющей границы, заключается в том, чтобы перенести событие со времени на сейсмограмме на трассе в точке R в точки границы, считая, что произошло рассеяние энергии от одного из дифракторов в средней части интервала AB границы, например в т. D (рис.2) по траектории SDR, и время распространения волны по этой траектории считать равным SD DR, Vэф где Vэф рассчитывается как функция V1,V2 и координаты xD. Изучение характера этой зависимости показывает малое влияние значения V2 на результаты трансформации сейсмограммы в разрез.

Другие типы волн, обменные и поверхностные, могут либо не учитываться, либо при трансформации разрушаться, приводя к некоторой зашумленности итоговых сейсмических изображений.

Путём трансформация сейсмограммы МПВ были получены изображения среды (рис. 3). Средняя скорость в разрезе принята равной 500 м/с., шаг расчёта по профилю 0,5 метра.

Литература Гурвич И.И., Номоконов В.П. Сейсморазведка. Справочник геофизика. – М::Недра,1981. – 464 с.

1.

СНИЖЕНИЕ РАЗМЕРА БИНА ПРИ ПОСТРОЕНИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИЗОБРАЖЕНИЙ В ХОДЕ ПОЛЕВЫХ РАБОТ И ОБРАБОТКИ ДАННЫХ И.А. Курашов Научный руководитель профессор В.И. Бондарев Уральский государственный горный университет, г. Екатеринбург, Россия Задача повышения разрешающей способности сейсмических данных остается актуальной задачей на протяжении всего времени развития сейсмической разведки. В настоящее время основное направление развития отрасли - совершенствование существующей технологии МОГТ-3D в сторону улучшения характеристик, определяющих разрешающую способность, кратность и производительность [2]. О возможности такого развития говорит сравнение параметров технологии МОГТ-3D в первые годы ее применения с современными параметрами. Увеличилось среднее количество каналов в сейсмической партии: от 500 - 1000 до 5000 (в 5- раз), произошло снижение веса наземной электроники на канал: от 3-5 кг до 350 г (более чем в 10 раз) и снижение энергопотребления на канал: от 330 до 120 мВт (примерно в 3 раза). Более чем на два порядка выросла скорость передачи данных по поперечному (межлинейному) кабелю: от 8 до 1000 Мб/с. Значительно возросла кратность наблюдений (в 4-5 раз), увеличилось число линий приема в расстановке (в 3-4 раза), количество получаемой информации на единицу площади (в 2-3 раза). Уменьшились расстояние между приемными линиями (в 2 раза) и размер бина (в 2-4 раза). Значительно увеличивается производительность полевых работ за счет применения новых технологий вибрационного возбуждения сейсмических волн. В обоснованности таких изменений убеждает сравнение временных разрезов, полученных в 1995 году и в результате работ, выполненных в 2004 году (рис. 1) по одному и тому же участку площади [3]. Однако существуют и сложности, связанные с большими объемами информации и с массовой реализацией такой технологии сейсморазведочных работ МОГТ 3D. Отставание первичной обработки по времени приводит к отставанию контроля качества полевых работ и растягивает сроки выполнения производственных разведочных работ. На протяжении длительного периода необходимо обеспечивать постоянную и высокую производительность, что требует исключительно высокую форму организации полевых работ и может быть реализовано только на открытой и пустынной местности в благоприятных климатических условиях. Очевидно, что серийные производственные работы такого типа в условиях российского Севера практически невозможны. Не приходится сомневаться, что направление совершенствования технологии сейсморазведочных работ МОГТ-3D, связанное с получением итоговых материалов высокого качества за счет использования резкого сгущения сетей приема и возбуждения колебаний, является в ближайшие годы и перспективным и оправданным с точки зрения достигаемой геологической эффективности. Вместе с тем становится понятным, что временные и финансовые затраты на получение таких результатов весьма высоки, и массовое применение такой технологии, как правило, затруднено.

386 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис.1 Сопоставление фрагментов временных разрезов по высокоплотной сейсмической съемке 3D выполненной с помощью вибраторов в 2003 году (а), размер бина 55х55 футов, плотность трасс на квадратную милю - 663552 (слева) и трехмерной съемке, выполненной по взрывной технологии в 1995 году на той же площади (b), размер бина 165х110 футов, плотность трасс на квадратную милю — 36864 [3].

В настоящее время минимальный размер бина в сейсморазведке определяется исходя из половины интервала между пунктами приема на линии для профильных работ, а также из половины интервала между пунктами возбуждения для съемок 3D. В основе такого ограничения лежат фундаментальные принципы метода общей средней точки, согласно которым максимальная плотность сети точек отражения сейсмического сигнала строго определяется вышеназванными параметрами системы наблюдения. Таким образом, для получения сейсмических изображений с густой сетью бинирования при сохранении требуемой кратности суммирования необходимо выполнять работы по густой системе наблюдения с минимальными расстояниями между источниками и приемниками.

Рис. 2 Сопоставление фрагментов временных разрезов для одного и того же участка профиля, полученных путем традиционной обработки (слева) – кратность 24, размер бина 25 м., и при помощи дифракционного преобразования для разреженных исходных данных – размер бина 25 м, шаг точек ОГТ 50 м., кратность 72 (справа) Примером таких сейсморазведочных работ может служить сейсмическая съемка, проведенная в Катаре в 2010 году компанией Sercel. Кратность этих наблюдений составила 504, размер бина был уменьшен до 3,75х3,75 м, плотность трасс на 1км2 — 35.84 млн. шт. [2]. При этом сравнение горизонтальных сечений сейсмического куба данной съемки с результатами работ на этом же участке, проведенных в 1998 году (кратность наблюдений - 250, размер бина 25х25 м;

плотность трасс на 1км2 — 400 тыс. шт.) продемонстрировали впечатляющее влияние использования бинов малого размера на разрешенность итогового сейсмического изображения среды.Тем не менее уплотнение сети бинирования может достигаться и другими способами, нежели использованием съемок с высокой плотностью приемников и источников. К примеру, на основе дифракционного преобразования исходных трасс [1] появляется возможность пересчета наблюденных трасс на участок площади около средней точки с их последующим взаимным перекрытием. Такой подход позволяет уменьшать размер расчетных бинов и, соответственно, повышать разрешение получаемых СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ изображений, но при этом достигать требуемых значений по плотности трасс и кратности суммирования. На рис.2 приведен пример такого преобразования для одного из объектов на территории Западной Сибири. Так по одному из профилей был получен временной разрез ОГТ с кратностью 24 (совпадает с кратностью съемки), шаг между точками ОГТ и размер бина составляют 25 м. Затем исходные сейсмограммы были прорежены путем удаления каждой второй трассы, таким образом в стандартном подходе к построению разреза, при сохранении кратности 24, может быть получено только изображение с шагом между точками ОГТ и размером бина равным 50 м. В результате применения предлагаемого способа удалось по таким разреженным сейсмограммам получить изображение приемлемого качества, при этом снизив размер бина до 25 м. и доведя кратность суммирования до 72.

Подводя итог, можно сказать, что потенциальные возможности существующей технологии МОГТ-3D в части получения сейсмических изображений геологических сред высокой пространственной плотности и кратности еще не исчерпаны. В качестве одного из возможных путей получения таких изображений предлагается способ, основанный на широком использовании дифракционных представлений о природе регистрируемых сейсмических волновых полей. Предлагаемый способ позволяет на этапе обработки данных строить сейсмические волновые изображения по более плотной пространственной сети расчетных бинов, при этом они будут иметь более высокую кратность, чем традиционные изображения. Такая технология хорошо подходит для обработки сейсмических данных, получаемых по нерегулярной сети наблюдений, что особенно актуально в связи с активным переходом полевой технологии работ на бескабельную телеметрическую регистрирующую аппаратуру.

Литература Бондарев В.И. Анализ компонент сейсмического волнового поля в задачах сейсморазведки [Текст] / В.И.

1.

Бондарев, С.М. Крылатков, И.А. Курашов // Известия вузов. Горный журнал, 2012. – № 3. – С. 146 -153.

Череповский А.В. Сейсморазведка с одиночными приемниками и источниками: обзор современных технологий 2.

и проектирование съемок [Текст] / А.В. Череповский – Тверь: Изд-во ГЕРС, 2012. – 134 с.

Lansley R.M. CMP fold: A meaningless number? [Text] / R.M. Lansley // The Leading Edge. – 2004. – V. 23. – P.

3.

1038 -1041.

РЕНТГЕНОРАДИОМЕТРИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ КАЧЕСТВА УГЛЕЙ Г.И. Минеев Научный руководитель доцент Д.Ю. Пак Карагандинский государственный технический университет, г. Караганда, Казахстан Зольность, характеризующая сумму минеральных примесей в угле, является одной из важнейших качественных характеристик твердого топлива. При сжигании минеральная масса угля претерпевает сложные превращения, зависящие не только от количественного и качественного состава минеральных компонентов, но и от условий и способа сжигания. При постоянном содержании минеральных примесей в угле различие его вещественного состава может привести к флуктуации значений зольности. Однако, несмотря на эти несоответствия, зольность служит основным качественным параметром, определяющим потребительские свойства углей.

Информация о зольности крайне необходима как в процессе добычи и переработки, так и рационального использования углей в металлургии, энергетике и химической отрасли. Повышение зольности топлива негативно отражается на технико-экономических показателях угольных предприятий и потребителей угля. Увеличение зольности топлива в энергетике снижает производительность теплоэлектростанций, обостряет экологические проблемы. Все эти моменты имеют место не только при росте зольности угля, но и ее колебаниях.

В этой связи задача оперативного контроля зольности угля остается актуальной.

При контроле зольности углей широкое распространение получили ядерно-физические методы контроля качества углей, обеспечивающие наряду с высокой чувствительностью к зольности и достаточную помехоустойчивость к флуктуации состава золы, в частности, соединений железа и кальция.

Радиоизотопный рентгенорадиометрический способ получил применение при контроле качества угля, в частности зольности. Однако широкое практическое использование сдерживается недостаточной точностью анализа в условиях непостоянства элементного состава минеральной части углей. При использовании первичного гамма-излучения с энергией ниже К-скачка железа, как наиболее тяжелого элемента, уголь можно представить трехкомпонентным соединением в составе углерода и минеральной массы в виде алюмосиликатов и кальция.

Величина альбедо низкоэнергетического гамма-излучения неоднозначно связана с качественным параметром угля. Причина неоднозначности – различие составных компонентов угля в коэффициентах ослабления излучения и некоррелируемое с зольностью перераспределение состава минеральной массы.

Исследованиями установлено, что дестабилизирующее действие флуктуаций кальция зависит от содержания кальция и непосредственно зольности угля А. Для малозольных углей (А 10%) при изменении содержания Са на 1% показания меняются в среднем на 2,9-3,1% отн. Аналогичный эффект для углей с А 20% приводит к изменению результатов на 2,2-2,4% отн. Чем тяжелее зола (больше в золе Са), тем чувствительность к Са снижается, а чувствительность к зольности повышается. Причем при низких концентрациях Са в угле его влияние практически не дифференцировано от зольности, в то время как при высоком содержании Са его влияние от зольности более значимое.

388 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рассмотрена методика рентгенорадиометрического анализа качества углей, заключающаяся в измерении интегральной интенсивности вторичного излучения, включающего рассеянное углем гамма излучение и рентгеновскую флуоресценцию кальция. Компенсационный эффект достигается тем, что при изменении содержания кальция интенсивности рассеянного и флуоресцентного излучений меняются качественно обратно. Это позволяет снизить дестабилизирующее действие оксида кальция путём измерения суммарной интенсивности вторичного излучения, включающего рентгеновское флуоресцентное и рассеянное излучение.

Для достижения полного компенсационного эффекта и однозначности результатов интегральных измерений предлагается вторичное излучение дополнительно ослаблять фильтром из легкого элемента.

Целесообразность дополнительного ослабления регистрируемой интенсивности объясняется тем, что при изменении концентрации оксида кальция в золе приращение интенсивности рентгеновской флуоресценции выше приращения рассеянного гамма-излучения.

Возможность компенсационного принципа на основе интегральной интенсивности с дополнительным ослаблением вторичного излучения рассмотрена ранее на примере снижения мешающего влияния железа [2]. В качестве ослабляющего фильтра выбран алюминий, обладающий различными (почти в 2 раза) гамма ослабляющими характеристиками по отношению к составляющим вторичного излучения. Наиболее оптимальная толщина ослабляющего фильтра d выбиралась с точки зрения минимальной чувствительности к железу SFe и максимальной чувствительности к зольности SA. Параметры (толщина фильтра, зольность, содержание железа в золе), при которых отношение чувствительностей SFe/SA принимает минимальные значения, признаны близкими к оптимальным.

Расширить методические возможности компенсационного принципа можно путем применения ослабляющего фильтра переменной толщины с повышенной селективной избирательностью по отношению к составляющим вторичного излучения. Фильтрующим элементом выбран полиэтилен, у которого коэффициент ослабления флуоресцентного излучения кальция почти в 4 раза выше коэффициента ослабления рассеянного гамма-излучения [1].

Задача аналитического расчета оптимальной толщины фильтра решена из условия равенства обратных по знаку абсолютных приращений интенсивностей рассеянного и флуоресцентного излучений при единичном изменении содержания кальция в угле:

N SN i m m Найденное исходя из этого равенства выражение для толщины фильтра имеет вид i Ni Sm ( 1 2 ) d ln s N S Sm i s где S m, S m - относительная чувствительность к Са, соответственно, по флуоресцентному и рассеянному излучению;

1, 2 - массовые коэффициенты ослабления, соответственно, флуоресцентного и рассеянного излучений фильтром.

Полученное аналитическое выражение в отличие от ранее известного [3], найденного исходя из равенства приращений и при единичном изменении содержания оксида кальция в золе позволяет аналитически учесть различные схемы замещения составных компонентов угля, что делает данную модель более приближенной к реальным условиям.

В качестве оптимальной толщины фильтра выбирается инверсионная толщина, определяемая из экспериментальных зависимостей, полученных при разной зольности и различных содержаниях Са.

Оптимальная толщина фильтра закономерно повышается с ростом зольности угля.

Интегральная интенсивность вторичного излучения, ослабленного фильтром конечной толщины, инвариантна к изменению состава минеральной части угля только при незначительной дисперсии зольности. При анализе углей со значительной изменчивостью зольности неизбежны погрешности, превышающие допустимые пределы.

Эффективность предложенной модели состоит в возможности учета различных схем замещения составных компонентов угля, а также в том, что она выражена через аппаратурно измеряемые параметры.

Литература Пак Д.Ю. Исследование метрологических характеристик рентгенорадиометрического метода контроля 1.

качества угля // Труды университета КарГТУ. – Караганда, 2007. – Вып. 1. – С. 34-37.

Пак Ю.Н. Оптимизация гамма-альбедного метода контроля зольности угля переменного химического состава 2.

// Заводская лаборатория, 1983. – №12. – С. 48-50.

Старчик Л.П., Пак Ю.Н. Ядерно-физические методы контроля качества твердого топлива. – М.: Недра, 1985. – 3.

224 с.

СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ ВОЗМОЖНОСТИ ЭЛЕКТРОРАЗВЕДОЧНОЙ ТОМОГРАФИИ МЕТОДОМ ВП ПРИ ИЗУЧЕНИИ ЗОЛОТОРУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Мохаммед Атеф Эльсайед Научный руководитель доцент А. Н. Орехов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Электротомография (ЭТ) начала широко использоваться в малоглубинных изысканиях с середины 90-х годов 20 века и очень быстро распространилась на все страны мира. Некоторым препятствием к ее распространению является высокая стоимость аппаратуры и оборудования по сравнению с классическим методом сопротивлений. Таким образом, в конце 20-го века электроразведка методом сопротивлений вышла на качественно новый уровень. На смену или в дополнение к традиционным вертикальным электрическим зондированиям и электропрофилированию были разработаны так называемые сплошные электрические зондирования, [1].

Электротомография- это целый комплекс, включающий в себя как методику полевых наблюдений, так и технологию обработки и интерпретации полевых данных. Ее особенностью является многократное использование в качестве питающих и измерительных одних и тех же фиксированных на профиле наблюдений положений электродов. Число измерений на одном профиле составляет несколько тысяч, поэтому при высокой плотности наблюдений для повышения производительности используются многоканальные многоэлектродные аппаратурные комплексы с автоматической программируемой коммутацией электродов. Интерпретация данных электротомографии, как правило, выполняется в рамках двумерных и трехмерных моделей [2].

В августе – сентябре 2011 года проведены электротомографические работы методом ВП в Бодайбинском районе (Иркутская область), в выполнении которых автор принимал непосредственное участие.

Было выполнено 6 профилей суммарной длиной 3210м.

Работы выполнялись для решения следующих задач:

установить наличие или отсутствие сульфидизированных и хорошо проводящих зон в пределах участка работ;

охарактеризовать особенности поведения зон сульфидизации и проводящих зон на глубину;

провести корреляцию данных электротомографии с имеющимися геолого-геофизическими данными и сделать прогноз о перспективности выделенных зон.

Работы проводились по стандартной методике по отдельным профилям с высокоэффективной 10 канальной многоэлектродной электроразведочной станцией Syscal-Pro Switch 72 производства фирмы Iris Instruments. Для производства работ применялась электроразведочная коса на 72 электрода с шагом 5 метров.

Длина одной расстановки 355 метров. Использовалась комбинированная трехэлектродная установка Шлюмберже (AMN+MNB), один из питающих электродов уносился в «бесконечность».

Результаты совместного анализа томографических данных с графиками наблюдённых физических полей (в первую очередь электрических), показывают их весьма удовлетворительную сходимость (с учётом разницы в масштабах съёмки).

Схема корреляции, составленная по профилям 6 и 7 говорит о достаточно хорошей повторяемости структур, выделяемых по контрасту сопротивлений на этих профилях. Таким образом, результаты работ говорят о том, что оба профиля находятся в пределах одних и тех же структур. В то же время, в пределах профиля появляются локальные зоны пониженного сопротивления, что также вполне соответствует наблюдённым на поверхности электрическим полям.

Структура, выявленная по результатам томографических работ, представляет собой (с учётом априорной геологической информации), южное крыло крупной антиклинальной складки. Породы, слагающие это крыло, характеризуются резко пониженным сопротивлением.

Поскольку сланцеватость практически не меняет сопротивление пород, а горизонты имеют достаточно большую мощность и их границы выходят за пределы профилей, корректно оценить угол падения сложно.

Однако наличие на разрезе субвертикальных границ позволяет оценить его как крутое. Необходимо отметить так же большое количество выделяемых по геофизическим данным тектонических нарушений. Это так же неплохо согласуется с результатами анализа наблюдённых физических полей.

В пределах профиля 6 в районе ПК – 575 выделяется локальная область пониженного сопротивления, которая, скорее всего, связана с тектоническим нарушением. Там же по результатам наземных работ, проявлена южная аномальная область. Это позволяет оценивать эту аномальную область как потенциально перспективную на золотое оруденение.

Интерпретация данных по профилям 1-4 осложнена двумя основными причинами – во-первых, профили не вышли за пределы структур. Поэтому охарактеризовать их, в том числе однозначно определить положение шарнира, достаточно сложно. Другим мешающим фактором является крайне низкое сопротивление пород, что существенно снижает разрешающую способность метода.

Тем не менее, с учётом априорной геологической информации, можно говорить о том, что здесь мы имеем дело с крупной антиклинальной складкой (в основном с её южным крылом). Складка осложнена весьма интенсивной разрывной тектоникой, по которой проявлены результаты наложенных гидротермальных изменений, а также, видимо, складками более высоких порядков. Шарнир складки, скорее всего, меняет направление простирания, а также угол падения. Потенциальная рудная зона расположена южнее шарнира и в основных чертах повторяет его поведение. На разрезе она проявлена как группа локальных аномалий 390 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР пониженного сопротивления, приуроченных к тектоническим нарушениям. Наиболее контрастно она проявлена на профилях 2-3, менее контрастно – на профилях 1 и 4. Причём на профиле 1 она практически не видна.

Литература Бобачев А.А., Модин И.Н., Перваго Е.В., Шевнин В.А. Многоэлектродные электрические зондирования в 1.

условиях горизонтально-неоднородных сред // Разведочная геофизика, 1996. Обзор. АОЗТ «Геоинформмарк».

– М. – Выпуск 2, – 50 с.

Бобачев А. А., Горбунов А.А., Модин И.Н., Шевнин В.А. 2006. Электротомография методом сопротивлений и 2.

вызванной поляризации//Приборы и системы разведочной геофизики. – № 2, – С. 14-17.

ПОРИСТОСТЬ И ПРОНИЦАЕМОСТЬ НЕФТЯНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР Нгуен Хыу Бинь Научный руководитель профессор В.И. Исаев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Объектом изучения является месторождение Белый Тигр, расположенное в Кыулонгской впадине на шельфе Вьетнама. Здесь на коллекторы фундамента пробурено около 150 скважин, которые дают 85% общей добычи нефти. Геологический разрез месторождения представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и преимущественно терригенными породами осадочного чехла. Суммарная толщина вскрытых образований фундамента по вертикали достигает 1990 м, осадочного чехла – 4740 м (рис. 1). Большинство скважин на Белом Тигре, пробуренных на фундамент, являются высокодебитными (дебиты порядка 1000 т/сут).

Нижняя граница залежи не установлена. Нефтесодержащими являются трещиноватые коллекторы.

Рис. 1. Схематический геологический разрез месторождения Белый Тигр: 1 – тектоническое нарушение;

2 – залежь УВ осадочного чехла;

3 – скважина Характеристика пород фундамента. Гранитоидные коллекторы по преобладающему типу пустотного пространства деляться на три основных типа [1]. К трещинному типу относятся коллекторы с хорошо развитой микро- и макротрещиноватостью, которая обычно уверенно фиксируется на кривых электрического сканирования (FMI, ARI) и акустического каротажа (АК) по сильному затуханию волн Стоунли. Каверновая и блоковая пустотности имеют подчиненное значение. К каверново-трещинному типу пустотности относятся коллекторы, в которых пустотность представлена микро и макрокавернами, микротрещинами и крупными порами, в той или иной степени связанными между собой. Трещинная пустотность имеет подчиненное значение.

Коллекторы этого типа имеют повышенную общую пустотность (Кп.об) по нейтрон-нейтронному (ННК) и гамма гамма (ГГК) каротажам. По АК они выражены повышением интервального времени, до 210–215 мкс/м. Породы с блоковой пустотностью обладают относительно небольшими ФЕС и по своим характеристикам близки к коллекторам с межзерновой пустотностью. Для этого типа коллекторов характерны линейная связь Кп.об с интервальным временем по АК, относительно низкие значения пористости по ННК и ГГК.

Методы ГИС и их интерпретация при изучении разреза фундамента. Первая группа методов ГИС относится к методам литологии и пористости. Это акустический и радиоактивный каротажи. Методика комплексной интерпретации данных этих методов заключается в том, что с помощью математической модели при определении пористости Кп.об можно исключить влияние литологического состава пород. Определяется состав минералов и соотношения между ними.

Вторая группа - методы изучения трещиноватости пород - включает методы удельного сопротивления (боковой каротаж) и сканирования. Методы, входящие во вторую группу, позволяют выявить зоны дробления, трещиноватости и определить трещинную пористость, параметры трещин. Электрическое сканирование, выполненное приборами FMI фирмы Шлюмберже, достигается регистрацией плотности электрического поля с высоким дискретным разрешением (2,5 мм) и используется для создания образа (image) проводимости стенок скважины. Выделение трещин основано на изменении проводимости трещин относительно СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ вмещающих пород. Применяется акустический сканирующий каротаж аппаратурой DSI с записью поперечной, продольной и волн Стоунли. Наличие открытой трещины в скважине ведет: 1) к ослаблению амплитуды волны Стоунли;

2) к отражению волны Стоунли.

Результаты исследования пористости пород-коллекторов фундамента. Явная закономерность изменения (уменьшения) значения вторичной пористости c глубиной, как по FMI так и по ГИС, демонстрируется рис. 2. Приведены осредненные результаты интерпретации по 17 скважинам в пределах Центрального свода месторождения. Хотя видна большая разница значений вторичной пористости по FMI и по ГИС, однако две кривые изменения пористости по глубине достаточно уверенно коррелируют. Результаты интерпретации данных FMI не полностью отражают величину трещинной пустотности.

Рис. 2. Изменения с глубиной осредненной по 50-метровым интервалам вторичной пористости (Кпвт):

1 – по результатам интерпретации FMI;

2 – по результатам интерпретации ГИС Рис. 3. Кросс-плоты и зависимости удельных дебитов (G) работающих интервалов в породах кристаллического фундамента от геофизических параметров пустотности Кп.об, Кпвт. Количество определений дебитов N= 392 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Оценкая проницаемости коллекторов. Дебиты скважин тесно связаны с проницаемостью. Этот вывод хорошо согласуется с фактическими данными. Установлена тесная прямая корреляционная связь удельных дебитов (G) работающих интервалов в породах кристаллического фундамента и проницаемости (Кпр), определенной по результатам гидродинамических исследований скважин. Коэффициент корреляции R = 1,00.

Поэтому для создания интерпретационно-прогностической базы ГИС построена зависимость G от геофизических параметров пустотности Кп.об, Кпвт (рис. 3). Для построения зависимостей использованы результаты комплексной интерпретации данных методов ГИС и результаты 23-х испытаний 84-х работающих интервалов кристаллического фундамента в 16-ти скважинах Центрального свода.

Литература Son P.X., Quy H.V., Nhan D.D. Basroc 3.0 – A special software for processing wireline log in fractured basement // 1.

Fractured basement reservoir. – Ha Noi: Science and Technics Publishing House, 2006. – pp. 459–467.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН Л.С. Окс Научный руководитель заведующий лабораторией А. А. Посысоев ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», г. Краснодар, Россия Для повышения эффективности разработки месторождений актуальной является проблема построения максимально достоверных геологических и гидродинамических моделей.

Стандартный подход, при котором моделируемыми параметрами являются коллектор и пористость (без учета литотипов пород и характера пустотного пространства), недостаточно информативен для описания месторождений, характеризующихся сложнопостроенным карбонатным разрезом. Так, близкие по пористости проницаемые пропластки могут давать не сопоставимые по величине дебиты и показывать различную картину обводнения в процессе разработки.

Объектом исследования данной работы стали нижнесилурийские отложения одного из месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, сложенные карбонатными породами.

Продуктивными в данном случае являются отложения веякской свиты, представленные преимущественно доломитами. В нижней части она представлена седиментационными и вторичными доломитами с маломощными прослоями глинистых доломитов, известняков и аргиллитов. К средней части свиты приурочены доломиты замещения, практически не содержащие глинистых прослоев и образованные по водорослевым, реже органогенно-детритовым известнякам. Верхняя часть (верхневеякская подсвита) представлена водорослевыми и органогенно-детритовыми известняками, неравномерно перекристаллизованными и доломитизированными, среди которых увеличивается доля глинистых разностей.

Среди основных особенностей изучаемого месторождения следует отметить:

блоковое строение месторождения и трещиноватость пород;

высокую неоднородность коллекторов и сложную структуру пустотного пространства;

низкую предсказуемость дебитов;

ранние прорывы воды;

неравномерную картину обводнения.

Выделенные особенности должны быть комплексно учтены при геологическом и гидродинамическом моделировании. Основной целью данной работы является выделение по комплексу ГИС таких типов пород коллекторов, моделирование которых позволит повысить предсказуемость дебитов вновь пробуренных скважин, а также предсказать картину их обводнения.

К методам, информативным при данных геолого-технических условиях, можно отнести только акустический, нейтронный, плотностной и гамма-каротаж. Однако данные ГГК-п записаны в ограниченном числе скважин, что не позволяет использовать их при разработке методики интерпретации ГИС для месторождения в целом.

В условиях ограниченного комплекса исследований было принято решение использовать построение объемной петрофизической модели пород на основании системы уравнений, связывающей показания наиболее информативных методов ГИС с искомыми параметрами пород. Как известно, число уравнений системы должно быть больше либо равно числу неизвестных компонентов. В данном случае каротажные данные могут дать три уравнения (по числу доступных информативных методов), четвертым же можно считать уравнение баланса.

Следовательно, при расчёте объемной модели может быть задано только четыре параметра породы. В условиях изучаемого разреза такими компонентами стали пористость (Vпор), доли известняков (Vизв), доломитов (Vдол) и глин (Vгл):

СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ Кроме искомых параметров, в уравнениях присутствует ряд констант, значения которых частично принимались с учетом литературных данных, а частично – по результатам исследований, проведенных на изучаемой площади. Так, согласно лабораторному анализу, водородосодержание глин составило 31%. Для уточнения интервального времени пробега волны по скелету различных пород также использовались керновые данные.

Настройка объемной петрофизической модели велась по данным о минералогическом составе пород, полученным по керну. Подобные исследования проводились на двух скважинах изучаемого месторождения.

Сопоставление долей компонент, определенных по керну и рассчитанных по ГИС, показало хорошую сходимость данных параметров, что позволяет считать полученную объемную модель достоверной.

Однако пористость, определенная по модели, не дифференцирована по своему типу. Поэтому в качестве дополнительной информации для выделенных пропластков по методике Дахнова [1] был определен преобладающий тип пустотного пространства. Сопоставление полученной информации с литологией, определенной по объемной модели (рис. 1), показало, что в изучаемом разрезе целесообразно выделять три типа пород-коллекторов: известняки (преимущественно трещиноватые), доломиты порового и смешанного типа, кавернозные доломиты.

характеристики пород, полученной по объемной модели Средние пористости, рассчитанные для каждого из выделенных типов пород, близки. Однако на сопоставлении данных опробований с полученными литотипами видно, что с ростом степени вторичных изменений породы растут и удельные дебиты. Выявлена связь между характером обводнения скважин и типами работающих коллекторов: так, для трещиноватых известняков характерно резкое обводнение, в то время как обводнение доломитов порового и кавернозного типов идет постепенно.

Отсюда можно сделать вывод, что отнесение пород-коллекторов к определенному литотипу важно не столько для подсчета запасов нефти, сколько для прогнозирования работы скважин и месторождения в целом.

Таким образом, комплексная интерпретация данных ГИС позволяет выделить в изучаемом разрезе три типа пород-коллекторов (рис. 2):

1. Известняки (преимущественно трещиноватые), разработка которых характеризуется резким, ступенчатым, ростом обводненности, а данные опробований показывают средние и высокие удельные дебиты;

2. Доломиты порового и смешанного типа, разработка которых характеризуется плавным ростом обводненности, а данные опробований показывают средние и низкие удельные дебиты;

3. Кавернозные доломиты, разработка которых характеризуется плавным ростом обводненности, а данные опробований показывают высокие удельные дебиты.

Рис. 2. Пример результатов построения объемной модели и отнесения пород-коллекторов к одному из трех выделенных типовРис. 1. Сопоставление пористости, ее типа и литологической 394 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Проведено моделирование выделенных типов пород с применением в качестве трендов сейсмических атрибутов, таких, например, как карта амплитуд дуплексных волн с выделенными зонами трещиноватости.

Полученная модель позволяет ориентироваться при бурении на желательный тип геологического разреза, а также более точно предсказывать продуктивность и будущий рост обводненности новых скважин.

Литература Дахнов В.Н., Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. – Москва : Недра, 1.

1982. – С. 307-310.

ОСОБЕННОСТИ ПАРАМЕТРОВ И РЕЗУЛЬТАТОВ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДИК СЕЙСМИЧЕСКИХ СЪЕМОК НА ВЕТХИНСКО-НЕКРАСОВСКОМ УЧАСТКЕ ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА Я.А. Переволоцкая Научный руководитель заведующий сектором подготовки подсчетных параметров Н.В. Мыцик Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти, г. Гомель, Беларусь В настоящее время одна из наиболее характерных особенностей геологоразведочного процесса заключается в перманентном возрастании объемов работ, связанных с определением перспектив нефтегазоносности. Данная особенность обусловлена наличием в структурном плане сложно построенных нефтяных резервуаров, исследование которых требует детального подхода не только к выбору параметров сейсмических съемок, но и к последующим этапам обработки и интерпретации результатов.

Сейсморазведочные работы в совокупности с глубоким бурением являются ведущим методом в изучении сложного структурного строения Припятского прогиба. Усовершенствование методик и увеличение объемов данных работ позволило довольно детально изучить строение надсолевого комплекса, в том числе и в межкупольных зонах, исследовать строение межсолевого и подсолевого комплексов и, в частности, выявить характер соотношения структурных массивов с разломами, относящимися к различным комплексам. [1] Исследуемый Ветхинско-Некрасовский участок в тектоническом отношении расположен на территории Некрасовско-Артуховского полиблока в пределах уступа Речицко-Вишанской юго-восточной дополнительной ступени Северной структурно-тектонической зоны Пипятского прогиба. По поверхности подсолевых отложений Некрасовское месторождение представляет собой сложный тектонический наклонный блок, состоящий из более мелких блоков, ограниченный с юго-запада крупноамплитудным (более 600м) Западно-Ветхинским разломом. С севера, запада, юго-востока и востока месторождение ограничено разрывными нарушениями амплитудой от 20 до 150 м. Ветхинское подсолевое месторождение представляет собой блок размерами 1.2 х 1.5 км, осложненный субширотными и субмеридиональными малоамплитудными разрывными нарушениями, выделяемыми по геологическим данным. Бурением скважин подтверждена нефтеносность подсолевого комплекса рассматриваемого участка.

При проектировании сейсморазведочных работ на Ветхинско-Некрасовской площади для определения параметров съемки был изучен опыт работ прошлых лет, проанализированы фондовые геофизические и геологические материалы, рассмотрены временные разрезы с целью определения максимального расстояния пункт взрыва – пункт приема.

а б Рис. 1. Результаты работ 2D: а) профиль 192055. глубинный мигрированный разрез и б) фрагмент структурной карты по сейсмическому горизонту 1Dт С целью получения параметров 3D съемки были изучены результаты трехмерных сейсморазведочных работ на предыдущих и сопряженных площадях, и также приняты во внимание результаты сейсморазведочных работ 2D. Сейсмическая съемка методом 2D проводилась на Ветхинско-Некрасовском участке с целью уточнения структурного строения и подбора методики для проведения последующих площадных съемок. С СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ учетом условий изучаемого участка применялась фланговая система наблюдений, обеспечивающая 48 кратное прослеживание отражающих горизонтов. Расстояние между ПВ и ПП - 25 м. Наблюдения проводились 48 канальными цифровыми сейсмостанциями (96-канальный вариант). Для повышения помехоустойчивости системы наблюдений применялось группирование 22 сейсмоприемников на канал и группирование взрывов ( скв на базе 25 м). Материал, полученный в ходе сейсмической съемки методом 2D, можно охарактеризовать как уверенный, по нему надежно прослеживаются все отражающие горизонты и выполнены структурные построения по сейсмическому горизонту 1Dт, отождествляемому с поверхностью подсолевых терригенных отложений, построенной по результатам сейсмической съемки 2D (рис. 1).

Первые сейсморазведочные работы методом 3D были проведены на территории Ветхинско Некрасовского участка в 1998-1999 г.г. Принципиальные преимущества, отличающие сейсморазведку 3D от 2D:

высокая и равномерная плотность наблюдений по площади, равномерность распределения спектров азимутов и удалений, обеспечивающие увеличение соотношения сигнал/помеха и, главное, применение трехмерной миграции до суммирования, позволяют создать наиболее точную картину строения геологической среды с высокой степенью разрешённости и достоверности. Это является значимым этапом для изучения строения сложных сред с большой кривизной преломляющих границ, наличием вертикального градиента скорости и анизотропии.

Площадь участка трехмерной сейсмической съемки на исследуемой территории составила 150 км2. В качестве источников возбуждения упругих колебаний при проведении сейсмической съемки применялись взрывы в одиночных скважинах. Ограниченные технические возможности не позволили получить в поле сейсмический материал полноценного качества (применялась методика с 12-ти кратным прослеживанием отражающих горизонтов и шагом исследования 50 х 50). По полученному временному кубу сейсмических данных была выполнена постстэковая и престэковая миграции в глубинной области. Применение данной процедуры позволяет получить в сложных сейсмогеологических условиях Припятского прогиба наиболее качественные результаты изображения среды. Использованная для миграции глубинно-скоростная модель учитывала данные сейсмокаротажа в скважинах, пробуренных на Ветхинском, Некрасовском месторождениях и на смежных с ними площадях.

Улучшение технического оснащения и повышение геологического интереса к рассматриваемой площади в 2006 году предоставило возможность и основание к выполнению повторной сейсмической съемки, проведенной с целью детализации строения Ветхинского и Некрасовского месторождений, и для решения задач по выявлению, опоискованию и детализации возможно перспективных структур на сопряженных площадях.

Полевые работы 3D выполнялись с использованием многоканальной системы наблюдений (более 1200 активных каналов) с повышенной (60) кратностью прослеживания целевых горизонтов и шагом исследования 25 х 25м.

Полученный сейсмический материал в целом характеризуется более высоким качеством, в сравнении с качеством материала 1999 года. На разрезах присутствуют и достаточно уверенно коррелируются отражения от всех целевых горизонтов. По результатам сейсмической съемки 3D были внесены существенные изменения в представлении структурного плана сейсмического горизонта 1Dт, отождествляемого с поверхностью подсолевых терригенных отложений (рис. 2).

а б Рис. 2. Результаты работ 3D: а) сrossline 361.временной мигрированный куб.

Ветхинско- Некрасовский участок и б) фрагмент структурной карты по сейсмическому горизонту 1Dт Следует отметить, что в сложных сейсмогеологических условиях Припятского прогиба, как глубинных, так и поверхностных, применение различных методик сейсмических съемок, как 2D, так и 3D, является необходимостью, обуславливающей получение более надежной опорной информации для выбора оптимальных параметров систем наблюдений и проведения корректной интерпретации сейсмического материала.

Литература Баранов С.А. Техника и технология наземной сейсмической разведки в условиях Припятской впадины// 1.

Приборы и системы разведочной геофизики. – 2009. -№ 4(30)- 53 с.

396 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рудаков А.Г. Пути и последствия перехода от классической к современной технологичной 2.

сейсморазведке//Технологии сейсморазведки.-2009. - № 3.- 87- 102 с.

МЕТОД ПОЛУЧЕНИЯ ГИДРАТОВ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ШЕЛЬФОВОЙ ЗОНЫ СЕВЕРНЫХ МОРЕЙ А.С. Портнягин Научный руководитель заведующий лабораторией Е.Ю. Шиц Институт проблем нефти и газа СО РАН, г. Якутск, Россия Значительные ресурсы природного газа, находящегося в земной коре в газогидратной форме, позволяют считать газовые гидраты одним из перспективных нетрадиционных источников углеводородного сырья. Поэтому проблема изучения возможных методов добычи газовых гидратов природного газа, является одной из наиболее актуальной научной и технической проблемой в мире. Основная сложность добычи газовых гидратов природного газа заключается в том, что наибольшая часть запасов этого сырья сосредоточена в акватории морей и океанов на глубине более 300 метров. При этом даже небольшое изменение термобарических условий при разработке залежей газовых гидратов может привести к необратимому процессу их разложения, влекущему за собой выброс огромного количества парникового газа, так как залежи газовых гидратов в основном расположены в неизолированных пространствах в отличие от залежей газообразного природного газа. Поэтому экспериментальное изучение получения и разложения гидратов природного газа в термобарических условиях шельфовой зоны арктических морей является актуальным.

Известен метод получения газовых гидратов в статических условиях в камерах высокого давления [1]. В данной работе предлагается разработка лабораторной установки для изучения процессов получения/разложения гидратов природного газа в имитированных условиях шельфа арктических морей, на основе разработанного ранее метода.

Рис. Схема установки для изучения процессов получения/разложения гидратов природного газа в имитированных условиях шельфа арктических морей Описание установки: Установка состоит из 3-х основных частей: 1 – камеры высокого давления;

2 – линии подачи газа;

3 – линии отвода газа.

1.1. Камера высокого давления состоит из стакана с внутренним диаметром 200 мм и толщиной стенок 20 мм, изготовленного из нержавеющей стали, а также крышки из того же материала толщиной 20 мм. Крышка и стакан соединены между собой резьбовым соединением. В камере находится сосуд цилиндрической формы с закрытым дном и открытым верхом, в который будут помещаться образцы из донных отложений предполагаемого места залегания газовых гидратов, насыщенные водой. Сосуд имеет два термометра – для измерения температур жидкости над твердой фазой и твердой фазы соответственно, а также распределитель подаваемого газового потока, помещенный на дно сосуда (рис.).

1.2. Линия подачи газа состоит из аккумуляторов давления газа - гидратообразователя, электроклапана, газового ресивера и контактного манометра, либо датчика давления со встроенными микрореле. Газ из аккумуляторов давления через реле и ресивер подается в камеру высокого давления к распределителю газового потока. Контроль равномерности подачи потока газа достигается с помощью газового электроклапана, подсоединенного к контактному манометру.

СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ 1.3. Линия отвода газа состоит из образцового манометра, газового редуктора и газового счетчика. Из камеры в линию отвода газ подается через ее крышку. Встроенный в линию манометр должен показывать давление газа в линии, которое приблизительно должно равняться давлению в камере. Для уменьшения давления выхода газа из камеры в линию встроен понижающий редуктор. Газовый счетчик установлен для контроля за расходом газа.


2. Описание принципа действия установки: Метод получения гидрата природного газа на установке, имитирующей термобарические условия шельфовой зоны северных морей, заключается в фильтрации природного газа через образцы донных отложений с задаваемой влагонасыщенностью в условиях высокого давления и низких температур, соответствующих глубинам залегания природных газовых гидратов.

В частности, природный газ подается из аккумуляторов давления и равномерным потоком поступает в распределитель газового потока. При этом давление газа, который подается в рассеиватель, должно быть больше, чем давление газа в камере. Разница давлений обеспечивает фильтрацию подаваемого газа через твердую фазу.

Скорость фильтрации можно регулировать посредством увеличения или уменьшения разницы давлений, что позволит имитировать в широком диапазоне толщу донных отложений. Давление толщи воды над донными отложениями имитируется за счет возможности регулирования давления газа в камере. Температура гидратообразования достигается путем помещения камеры установки в холодильник-инкубатор «Sanyo», который успешно используется для получения газовых гидратов в условиях свободной конвекции [2]. Таким образом, в процессе фильтрации газа через имитируемую толщу твердой и жидкой фаз должно происходить образование гидрата. Гидратообразование можно будет контролировать по снижению расхода газа при постоянном давлении и давления в камере при постоянном расходе газа. Встроенные в камеру термометры дадут возможность фиксировать температуру твердой, жидкой и газообразной фаз в камере в процессе гидратообразования.

Таким образом, проектируемая установка и метод получения гидрата природного газа, являются логическим продолжением метода получения газовых гидратов в статических условиях [3] и позволяют в достаточной мере исследовать процессы образования и разложения субмаринных газовых гидратов.

Литература Щиц Е.Ю., Калачева Л.П.,, Рожин И.И. Исследование образования и разложения гидратов природного газа 1.

применительно к вопросам газогидратных технологий // Химия в интересах устойчивого развития. – 2010. – Т.

18, №2. – С. 153-157.

Щиц Е.Ю., Семенов М.Е. Состав и физико-химические свойства гидратов природного газа Иреляхского ГНМ 2.

Якутии // Известия ВУЗов. Серия «Химия и химическая технология». – 2010. – Т. 53, №9. – С.16-18.

Сафронов А.Ф., Щиц Е.Ю., Григорьев М.Н., Семенов М.Е. К проблеме образования газогидратных залежей на 3.

шельфе арктических морей Сибири // Геология и геофизика. Специальный выпуск «Проблемы геологии и освоения минеральных ресурсов Российской Арктики». – 2010. – Т. 51,– №1. – 106-112.

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕРАСИМОВСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ А.О. Расторгуева Научный руководитель доцент Г.Г. Номоконова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Герасимовское нефтегазоконденсатное месторождение относится к Лугинецко-Останинскому нефтегазодобывающему району (Конторович, 2001) и было открыто в 1983 году. Первооткрывательницей является параметрическая скважина 444, пробуренная на западном крыле структуры и установившая газонефтеносность пластов васюганской и тюменской свит. Выбрано это месторождение в качестве объекта для изучения геофизическими методами исследования скважин (ГИС) по следующим причинам. Во-первых, месторождение отличается большим стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности: юра-палеозой, продуктивных пластов (Ю1-Ю12, М). При этом основные запасы углеводородов сосредоточены в пласте М, представленном проницаемыми интервалами в глинисто-кремнистых отложениях коры выветривания. Во вторых, результаты пробной эксплуатации Герасимовского месторождения показали, что геологическое строение месторождения более сложное, чем это представлялось на этапе разведки, и эксплуатация его была приостановлена. Возникла необходимость более глубокого изучения Герасимовского месторождения с целью формирования принципиально нового подхода к составлению геологической модели и схемы разработки месторождения.

Юрские терригенные коллекторы (пласты Ю1 - Ю12) представлены полимиктовыми песча никами, среди которых отмечаются прослои алевролитов и аргиллитов. Все песчаники являются типично поровыми коллекторами. Пористость изменяется от 2% до 21%, проницаемость - до n.10 мД. В целом отмечается ухудшение фильтрационно-емкостных свойств от пластов васюганской свиты к пластам тюменской свиты.

Пласт М в литологическом отношении представлен преимущественно выветрелыми кремнистыми, реже глинисто-кремнистыми, иногда с примесью карбонатов, отложениями палеозойского возраста. Коллектор пласта М имеет вторичное происхождение. Формирование его происходило в результате выщелачивания глинис то-кремнистых и карбонатных пород под воздействием как процессов поверхностного выветривания, так и 398 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР инфильтрационного метасоматоза. Коллекторы пласта М относятся к поровому и трещинно-поровому типу, отличаются повышенными значениями остаточной водонасыщенности – до 60% и выше.

В настоящей работе излагаются результаты анализа и интерпретации геофизических исследований скважин и петрофизических данных по двум позициям: геофизическая характеристика коры выветривания и оценка пористости коллекторов Герасимовского месторождения. Использовались данные ГИС по разрезу скважины 1118 и петрофизические уравнения для оценки пористости и нефтенасыщенности пластов Герасимовского и других месторождений углеводородов Томской области.

Сравнение каротажных диаграмм на интервалах юрского разреза и разреза коры выветривания с продуктивным пластом М показывает, что кора выветривания имеет и общие, и отличительные геофизические свойства.

Неизменной остается только кривая потенциала самопроизвольной поляризации (ПС) как по уровню значений в межпластовых интервалах (стабильно высокий), так и по выделению пластов-коллекторов – отрицательными аномалиями разной амплитуды. По остальным геофизическим параметрам кора выветривания значительно отличается. Она существенно менее радиоактивна (4-5 мкР/час против 9-10), характеризуется повышенной электропроводностью (показания индукционного каротажа ИК 280-300 мкС/м против 210) и отличается понижением показаний нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (НКТ 2,9 против 3,9).

Судя по совокупности данных методов ПС, ИК и НКТ, разрез коры выветривания в целом более глинистый, чем юрский разрез. Аномально низкая радиоактивность (по данным гамма-каротажа) скорее всего, связана с вторичными процессами при формировании коры выветривания, при которых в подвижных формах находится уран и калий. Следует отметить, что повышение глинистости с соответствующим изменением показаний электрического и нейтронного каротажа происходит еще в пределах юрского разреза (на границе с корой выветривания), так что продуктивные интервалы пласта М перекрыты хорошей покрышкой. Но резкое понижение радиоактивности происходит только в пределах коры выветривания. Выявленные закономерности могут быть использованы для выделения границ коры выветривания и прогноза ее нефтегазоносности по данным ГИС.

Как правило, на месторождениях в терригенных разрезах пористость коллекторов определяется по относительной амплитуде ПС (ПС). Отличительной особенностью Герасимовского месторождения является отсутствие корреляционных зависимостей между Кп и ПС, что хорошо видно на приведенном поле корреляции (рис.) и в данных табл. 1. Отсутствие связи между этими параметрами наблюдается практически по всем пластам юрского разреза, а также в пласте М палеозойской коры выветривания.

Таблица 1.

Значения достоверности линейной аппроксимации зависимости «Кп-ПС» пластов Герасимовского месторождения Ю11-2 Ю14 Ю № пласта Ю2-Ю8 Ю9 Ю10 Ю11 Ю13-Ю R2 0,019 0,0091 0,1429 0,00002 0,00003 0,0006 0,0185 0, Рис. Разная теснота корреляционной зависимости относительной амплитуды ПС ( ПС) и интервального 1- времени (dТ) от пористости коллектора пласта Ю1 Герасимовского месторождения (по Бабову, 2012) Условием применения оценки пористости по ПС является зависимость пористости коллектора от его глинистости. По мнению В.Н. Бабова (2012) песчаники коллекторов Герасимовского месторождения карбонатизированы. Для проверки этой гипотезы автором статьи были рассчитаны удельные электрические сопротивления (УЭС) пластов, поскольку карбонатизация песчаника должна привести к увеличению его удельного сопротивления. Были использованы петрофизические уравнения, применяемые для оценки нефтенасыщенности пластов. При расчетах задавались одинаковые значения пористости (Кп), нефтенасыщенности (Кн) коллектора и сопротивления пластовой воды (в). Как видно из данных табл. 2, пласты-коллекторы Герасимовского месторождения отличаются существенно более высокими значениями УЭС.

СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ Таблица Результаты расчетов удельных электрических сопротивлений пластов (Омм) сравниваемых месторождений при заданных исходных параметрах (Кп=0,17;

Кн=0,6;

в=0,07) Месторождение Северное Герасимовское Игольско-Таловое Крапивинское 0 1- Пласты Ю1 Ю7 М Ю1 Ю Рн 3,51 5,36 5,68 3,38 4, нп 8,7 17,94 20,51 5,48 5, Для подтверждения полученного результата были произведены расчеты интервального времени твердой фазы (Ттв), которое содержится в уравнении зависимости «Т-Кп». Согласно принятой для месторождений Томской области модели, интервальное время (в мкс/м) для глин принято 253, для непористых песчаников – 172, а для карбоната (кальцита) – 158. Судя по результатам расчета (табл. 3), пласты Герасимовского месторождения карбонатизированы, так как имеют более низкие значения Ттв, чем у песчаника. Косвенным образом на практически безглинистый состав коллектора пласта Ю 11-2 Герасимовского месторождения указывает тесная (R2 = 0.673) связь интервального времени с пористостью.


Таблица Результаты расчета интервального времени твердой фазы (Ттв) пластов Герасимовского и Крапивинского месторождений Месторождение Пласты Уравнение связи Ттв, мкс/м Прогноз литологического состава Герасимовское Ю1, Ю2, Ю7, 167,77 Карбонатизированный песчаник Кп=0,235T–39, М 159,88 Интенсивно карбонатизированный Кп=0,229T–36, песчаник Крапивинское Ю1 175 Слабоглинистый песчаник Кп=0,2Т-35, Таким образом, проведенные исследования позволяют сделать следующие заключения:

Отличительной особенностью отложений коры выветривания является аномально низкая радиоактивность, скорее всего, связанная с гидротермально-метасоматическими процессами при ее образовании.

Пласты-коллекторы всего стратиграфического интервала нефтегазоносности карбонатизированы, что объясняет невозможность использования относительной амплитуды ПС для оценки пористости коллекторов.

Петрофизические уравнения, используемые на месторождениях для подсчета запасов (пористости, нефтегазонасыщенности), содержат уникальную информацию о составе коллекторов, которая может быть использована при их систематизации.

Выявленные закономерности ставят ряд вопросов генетического плана. Во-первых, какой механизм формирования коры выветривания, при котором произошло ее обеднение радиоактивными элементами и какими? Во вторых, и это главное, почему, собственно, разновозрастные отложения (пласты-коллекторы) в границах Герасимовского месторождения подверглись одним и тем же изменениям (карбонатизации) во всем вертикальном диапазоне нефтегазоносности? Как это согласуется с осадочно-миграционной теорией образования углеводородов? Чем отличается Герасимовское месторождение от других месторождений углеводородов, на которых эти закономерности не проявлены? Все эти вопросы необходимо решать.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ МЕТОДИКИ ГРАВИМЕТРИЧЕСКИХ СЪЕМОК ДЛЯ ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ТЕРРИТОРИИ КАЗАХСТАНА Ж.Ж. Саурыков Казахский национальный технический университет им. К. И. Сатпаева, г. Алматы, Казахстан В настоящее время произошло принципиальное изменения аппаратурного оснащения гравиметрических исследований, что позволяет проводить высокоточные съемки со смещением нуль-пункта несколько микрогал в день и автоматической записью результатов. Топографо-геодезическое обеспечение гравиметрических работ осуществляется с применением систем спутниковой навигации, электронных тахеометров и другого оборудования, позволяющего определить плановое и высотное положение гравиметрических пунктов с погрешностью несколько миллиметров. В соответствии с аппаратурными возможностями резко возросла точность и производительность работ.

При наземных гравиметрических съемках на территории Казахстана используются гравиметры серии CGAutograv. Данные гравиметры представляют собой высокоточные приборы с погрешностью измерения ±0. мГал, с диапазоном без перестройки более 8000 мГал, со статическим смещением нуль-пункта менее 0.02 мГал в день.

Проложение маршрутов, вынос в натуру, плановую и высотную привязку пунктов гравиметрических наблюдений выполняют одновременно с рядовой гравиметрической съемкой с использованием спутниковой системы позиционирования GPS.

400 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Поскольку месторождения углеводородов в Казахстане в основном локализуются в Прикаспийской впадине, то в результате того, что гравитационное поле в данном районе осложнено многочисленными интенсивными аномалиями, связанными с проявлением солянокупольного диапиризма, выделение нефтеперспективных структур в подсолевой части разреза по данным гравиметрии в таких условиях существенно затруднено.

Сложное геологическое строение Прикаспийской впадины требует применения адекватных методологических приемов интерпретации.

При интерпретации гравитационного поля необходимо учитывать следующие геолого-геофизические условия:

Постоянное чередование куполов и соизмеримых с ними межкупольных зон не позволяет рассматривать гравитационный минимум над соляным куполом как изолированную аномалию.

Существенное уплотнение надсолевых отложений с глубиной делает неэффективным применение способов интерпретации, разработанных для тел с постоянной плотностью.

Незначительная разность плотностей надсолевых отложений и соли при ее неглубоком залегании приводит к неуверенному (зачастую ошибочному) определению положения кровли соли в интервале глубин 0- км.

Сложная форма соляных куполов в плане затрудняет и даже делает невозможным выбор оптимального положения интерпретационного профиля, в связи с этим целесообразно применять методы объемного моделирования.

Процесс моделирования основан на многократном решении прямой задачи при интерактивном подборе геометрии слоёв и их плотности с целью последовательной минимизации невязки наблюдённого и расчётного полей до величины допустимой погрешности.

Не вызывает сомнений, что возможности гравиразведки на современном этапе вступают в противоречие с существующими инструктивными требованиями к ее проведению. В настоящее время нет никаких причин для применения упрощенных формул при вычислении поправок и редукций в гравиметрические наблюдения.

Действующая «Инструкция по гравиразведке» выпущена в 1980 году [1]. Она ни в коей мере не отражает реалии современной съемки и сдерживает повышение геологической эффективности гравиметрические исследований, которое невозможно на основе прежних методик наблюдений, технологий обработки и интерпретации.

До настоящего времени на территории Казахстана для расчета трудозатрат основных исполнителей при составлении сметно-финансовых расчетов на гравиразведочные работы применялись Временные проектно сметные нормы (ВПСН) на геофизические работы. Внедрение в производство новейших технологий, высокоточных гравиметров типа CG Autograv, компьютеров при выполнении гравиразведочных съемок, позволяет значительно повысить производительность работ как при выполнении полевых измерений с гравиметрами, так и при обработке полученных результатов [2]. Использование автоматизированных гравиметров при измерениях, усовершенствованная методика выполнения работ, обработка данных измерений на персональных компьютерах требуют пересмотра норм времени на их проведение. В настоящее время ведутся работы по определению норм времени на проведение гравиразведочных работ.

Литература Инструкция по гравиразведке / Министерство геологии СССР. – М.: Недра, 1980. – 80 с.

1.

Методическое руководство по проведению гравиметрических исследований при геологоразведочных работах.

2.

- Астана: Комитет геологии и недропользования МЭМР РК, 2008. – 130 с.

МНОГОКОМПОНЕНТНАЯ СЕЙСМОРАЗВЕДКА 4С Д.Н. Туребекова А.Б. Усенова Научный руководитель cтарший преподаватель Г.К. Умирова Казахский национальный технический университет имени К. И. Сатпаева, г. Алматы, Казахстан сейсморазведкой, В настоящее время круг вопросов, стоящих перед нефтегазовой значительно сейсморазведки расширяется. С внедрением трехмерной (3C) и ростом вычислительных мощностей стал коллекторских свойств возможным переход от решения структурных задач к количественной оценке перспективных интервалов разреза, то есть определение положения коллектора в разрезе, а также прогноз типа флюида-порозаполнителя, количественная оценка пористости, трещиноватости, степени нефтегазонасыщенности. Эти задачи не могут быть однозначно решены только методом продольных волн, поскольку требуют знания всего набора сейсмических данных, связанных с упругими свойствами среды.

Основные надежды повышения эффективности сейсморазведки связывают с применением многокомпонентной сейсморазведки, базирующейся на совместном использовании продольных, поперечных и обменных волн. Этим обуславливается актуальность выбранной темы.

Многокомпонентная сейсморазведка позволяет повысить точность и надежность построения структурных особенностей границ за счет независимых измерений по волнам разных типов, получать дополнительные сведения о составе и свойствах слагающих изучаемый разрез пород, прогнозировать литологические изменения по латерали, а также локализовать по разрезу и по площади зоны упорядоченной трещиноватости, оценить напряженное состояние пород.

СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ Свойства, благодаря которым используются поперечные волны:

возможность распознавания различных физических свойств;

они менее чувствительны к флюидам;

эти волны распространяются с малой скоростью;

поляризация: двойное преломление поперечных волн или явление двойного преломления.

Не всегда регистрируются все 4 компоненты: иногда производится запись только 2 или 3 компонент (в морских условиях это возможно только с помощью уложенного по дну моря сейсморазведочного кабеля, т.к.

вода не пропускает поперечные волны). В отдельных случаях для приема используются установленные на дно моря гидрофоны. Обработка 3 или 4 компонент, принятых таким гидрофоном, позволяет получить поля P волн и S волн.

Проблемы, существующие с регистрацией поперечных волн, дополняются тем, что произвести возбуждение поперечных волн достаточной энергии технически также очень сложно. Поперечные волны зависят от свойств матрицы и практически не зависят от насыщающего поры флюида. Волны сжатия, наоборот, сильно зависят от порового пространства и насыщающего их флюида. При этом снижается скорость волн, а также резко снижается акустическая жесткость и отражающая способность границ пластов.

Поэтому часто регистрируют не истинно поперечные волны, а обменные волны, возникающие при отражении продольных волн (Рис.1).

Рис. Схема отражения и преломления продольных и поперечных волн.

Работы на обменных волнах не требуют никаких дополнительных затрат. Используют направленную вниз продольную Р-волну с обменом, изменяющую в самой глубокой точке проникновения свой тип на восходящую поперечную S-волну. Тем самым для возбуждения обменной волны требуется лишь источник продольных волн, а для регистрации — приемники для поперечных волн. Т.е. при многокомпонентных работах, возбуждая продольные волны, регистрируется, помимо продольных волн, поле обменных волн, содержащее в себе информацию о поперечных волнах.

Использование данных регистрации обменных волн дает возможность:

определять литологию коллекторов и состав содержащихся в них флюидов: отношение Vp/Vs является для этого отличным индикатором;

получать изображения слабо наполненных газовых скоплений;

проводить анализ систем трещин.

Литература Куликов В. А., Куликов В.М., Подбережный М.Ю. Многоволновая сейсморазведка – Новосибирск, 2006.

1.

Разин А.В., Меркулов В.П., Чернов С.А. «Применение геофизики при изучении месторождений нефти и 2.

газа, – Томск, 2004.

ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТЕЙ РАСЧЕТОВ ОРТОГОНАЛЬНЫХ ФУНКЦИЙ ПРИ ТРАНСФОРМАЦИЯХ ГРАВИТАЦИОННЫХ И МАГНИТНЫХ АНОМАЛИЙ.

Д. В. Федоренко Научный руководитель доцент Е. В. Гусев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия При качественной интерпретации гравитационных и магнитных аномалий широко используются различные трансформации. При этом обычно используются векторные величины, направленные вертикально, такие как Vz, Z (T). Но зачастую возникает необходимость в расчете горизонтальных составляющих поля по значениям вертикальных (ортогональные преобразования). Используются эти преобразования, например, для расчета псевдогравитационных полей (напряженность Vz, полученная через расчет магнитного потенциала из 402 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР значений магнитного поля), а также для количественной интерпретации гравитационных и магнитных аномалий векторным способом.

С математической точки зрения, две функции одной и той же переменной (х) и f(х) называются ортогональными на промежутке (, ), если интеграл их скалярного произведения, взятый в пределах от до, равен нулю:

В этом смысле в геофизике ортогональными считаются функции Vzz и Vzx, Н и Z. Вопрос о вычислении Н по заданному распределению Z в двухмерном виде подробно рассмотрен ещё И. М. Пудовкиным (1950), палеточные методы расчета Н по Z рассматривали А. А. Логачёв (1973), Vzx и Vzy по Vzz - К. Ф. Тяпкин.

Вычисление горизонтальной составляющей через вертикальную сводится к вычислению интеграла по профилю.

Vzx 1 Vzz ( x) dx x Введя в это выражение значение Vzz в точке x=0, получим исходную формулу для расчета.

Vzz ( x) Vzz (0) Vzx dx x Так как подынтегральная функция при x, стремящемся к нулю, превращается в dVzz/dx, то есть нигде не обращается в бесконечность, вычисление интеграла может быть выполнено беспрепятственно, и сам интеграл заменен суммой.

Одним из наиболее простых и удобных для компьютерных вычислений алгоритмов расчета ортогональных составляющих является алгоритм С. В. Шалаева:

Значения коэффициентов Сn, используемых в данной формуле приведены в таблице:

Таблица n 0 1 2 3 4 Xn 0.5 1 2 4 8 Cn 0.52454 0.29708 0.25267 0.23542 0.22779 0. Для практических расчетов формула неудобна из-за того, что начальное значение функции берется на полушаге от расчетной точки. Однако её можно упростить, считая, что значения поля между точками измерений изменяются по линейному закону. Тогда, изменив первый коэффициент, формулу можно привести к виду, где используются значения функции на целочисленных значениях шагов от исходной точки, что удобно для компьютерных расчетов:

Продолжение таблицы n 1 2 3 4 Xn 1 2 4 8 Cn 0,55935 0.25267 0.23542 0.22779 0. Задачей исследований являлась оценка достоверности расчетов ортогональных функций при применении рассматриваемого алгоритма. Для этого по аналитическим зависимостям рассчитывались графики Vzz и Vzx, а затем графики Vzz пересчитывались в Vzx по формуле С. В. Шалаева и сравнивались с теоретическими.

Такие пересчеты Vzx через Vzz проведены для двухмерных двухмерных (параллелепипеды различной формы) и трехмерного (сфера) тел.

В качестве примера двухмерных тел были выбраны три вида параллелепипедов. На рис.1 приведены параметры первого параллелепипеда, размеры которого 100 на 100 метров. Формула Шалаева применялась для СЕКЦИЯ 5. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗЕМЛИ, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЯХ пересчета Vzz в Vzx с расчетными шагами 100, 50, 25, 10 и также 5 метров. В данной работе приведены примеры худшего результата при шаге 10 метров и лучшего результата при шаге 50 метров.

1,0 1, 0, 0, -1500 -850 -200 450 -1500 -890 -280 330 Vxz… Vzx… -1, -1, Рис. 1. Результаты расчетов Vzx по Vzz для параллелепипеда квадратного сечения со стороной метров, глубина верхней кромки 630 метров, избыточная плотность 0,4 г/см3, шаг задания функции 10 (а) и 50 метров (б).

Так как окно съемки составляет 32 точки по 16 с каждой стороны, ширина расчетного окна составляет 32 точки, умноженные на расчетный шаг. При наилучшем результате размер расчетного окна (1600 метров) равен ширине аномалии по точкам её перехода через ноль.

Следующий пример параллелепипеда – вытянутое по латерали тело с размерами 60 на 800 метров.

Шаги для пересчета также были выбраны от 100 до 5 метров, на рис. 2 приведены графики пересчитанного Vzx с шагами 25 и 10 метров. Лучший результат получен при шаге 25 метров. В этом случае также ширина расчетного окна при наиболее удачном расчетном шаге в 25 метров равна ширине аномалии.

30 20 10 0 -1500-1070 -640 -210 220 650 1080 -1500 -1050 -600 -150 300 750 -10 - -20 Vzx… -20 Vzx… Vzx -30 Vzx - Рис. 2. Результаты расчетов Vzx по Vzz для горизонтально вытянутого параллелепипеда 60x800 метров, глубина верхней кромки 120 метров, избыточная плотность 0,4 г/см, шаг задания функции 10 (а) и 25 метров (б).

Для параллелепипеда, вытянутого на глубину, с размерами 700 на 60 метров (рис. 3), наблюдаются аналогичные закономерности. Шаги для пересчета выбраны равными 20 и также 10 метрам, лучший результат получен при шаге 20 метров, ширина аномалии равна 650 метрам.

20 10 0 -1500-1060 -620 -180 260 700 1140 -1500-1070 -640 -210 220 650 -10 - Vzx аналит Vzx… Vzx -20 Vzx - Рис. 3. Результаты расчетов Vzx по Vzz для вертикально вытянутого параллелепипеда 700х метров, глубина верхней кромки 110 метров, избыточная плотность 0,4 г/см, шаг задания функции20 (а) и 10 метров (б).

404 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР В качестве примера пересчета Vzz в Vzx для трехмерного тела выбрана сфера, ее параметры приведены на рис. 4. Для пересчета использовались шаги 50, 25, 15, 10 и 5 метров. На рисунке приведены графики, построенные с шагами 25 и 10 метров. Очевидно, что лучший результат получен при шаге 25 метров. В этом случае ширина расчетного окна равна абсциссе полумаксимума исходной аномалии Vzz.

0,4 0, 0,2 0, 0,0 0, -1500 -975 -450 75 600 1125 -1500-1070 -640 -210 220 650 -0,2 -0, Vzx… Vzx Vzx -0,4 аналит -0, Рис. 4. Результаты расчетов Vzx по Vzz для сферы, глубина до центра 1000 метров, радиус метров, избыточная плотность 0,4 г/см, шаг задания функции 25 (а) и 10 метров (б).

Из полученных результатов можно сделать вывод, что при двухмерных телах для достижения наилучшего результата пересчета ширина выбранной палетки, а соответственно шаг съемки, должны быть подобраны так, чтобы они равнялись ширине наблюденной аномалии.

Что касается трехмерных тел, то в данном случае ширина выбранной палетки и шага съемки должны равняться абсциссе полумаксимума наблюденной аномалии.

В случаях, когда шаг съемки, а значит, и ширина расчетного окна меньше или больше ширины аномалии для двухмерных тел и абсциссы полумаксимума для трехмерных тел, результаты получаются неудовлетворительными, и пересчитанная кривая Vzx мало соответствует аналитической кривой.

АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ И ПРИРОДЫ АНОМАЛИЙ МАГНИТНОГО ПОЛЯ НА ПРИМЕРЕ ОДНОГО ИЗ УЧАСТКОВ ВАСИЛЬЕВСКОГО ЗОЛОТОРУДНОГО УЗЛА (ИРКУТСКАЯ ОБЛАСТЬ).

Д. М. Шарафиев, И. М. Шарафиев Научный руководитель доцент А.Н. Орехов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Бодайбинский район - одна из крупнейших золоторудных провинций России. История ее изучения насчитывает более 150 лет и связана главным образом, с освоением и разработкой золотоносных россыпей [2,3].

В последнее время, по мнению многих геологов, этот район считается перспективным на обнаружение коренных месторождений золота, в поисках которых значительная роль отводится геофизическим методам, поскольку район относится к закрытым территориям [1]. Данные геофизических методов существенно повышают эффективность принятия решения о дальнейшем изучении тех или иных участков. Однако интерпретация полученных геофизических данных существенно осложнена из-за отсутствия моделей исследуемых объектов, а также информации о физических свойствах измененных пород минерализованной зоны и вмещающей среды.

Только с учетом всех основных закономерностей влияния рудного процесса на изменения физических свойств пород, и, соответственно, на изменение структуры наблюдённых физических полей, можно уверенно интерпретировать получаемые в ходе полевых работ материалы.



Pages:     | 1 |   ...   | 20 | 21 || 23 | 24 |   ...   | 45 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.