№	Наименование товаров и услуг	Кол-во
1	на проведение сейсморазведочных работ МОГТ- 3Д в пределах Шохпахтинского участка, обработку и комплексную интерпретацию резултатов полевых сейсморазведочных работ МОГТ-3Д	В соответствии с техническим заданием

 

Коммерческие предложения необходимо направлять на имя Председателя правления АО «Узбекгеофизика» Р.А. Юсупжонова по электронной почте kancelyariya@uzbekgeofizika.uz, uzgeoinfo@mail.ru и taminot@uzbekgeofizika.uz.

  Дополнительная информация по тел.: 0 371 264-84-15. Продолжительность подачи коммерческих предложений 7 календарных дней со дня публикации

Техническое задание

на проведение сейсморазведочных работ МОГТ-3Д в пределах Шохпахтинского участка, обработку и комплексную интерпретацию результатов полевых сейсморазведочных работ МОГТ-3Д.

1. Основание для выполнения
   • Постановление Президента Республики Узбекистан № ПП-33 от 30 января 2026 года «О мерах по увеличению запасов природного газа в 2026-2027 годах, обеспечение устойчивости добычи и финансовому оздоровлению АО «Узбекнефтегаз»» (СПЕЦ).
   • Постановление Кабинета Министров Республики Узбекистан №199 от 104.2024 года «О мерах по увеличению запасов и развития геологоразведочных работ на углеводородное сырье в 2023-2033 годы».
   • «Программа развития и воспроизводства углеводородно-сырьевой базы по АО «Узбекнефтегаз» на 2026 г».

2. Целевое назначение работ:

2.1. Поисково-детальные сейсморазведочные работы МОГТ-3Д в пределах Кумой-Тамарлинского инвестиционного блока Устюртского региона с целью уточнения глубинного геологического строения имеющихся месторождений, а также выявления новых перспективных на нефть и газ комплексов в терригенных юрских комплексах и доюрских образованиях.

3. Геологические задачи работ

3.1. Основной геологической задачей проведения поисково-детальных сейсморазведочных работ МОГТ-3Д в пределах месторождений и площадей Шохпахты, Кумой, Жанубий Тосайук и сопредельных территорий, является получение качественного сейсмического материала, в т.ч.:

• уточнение глубинного геологического строения имеющихся месторождений по всем продуктивным комплексам в отдельности;
• построение трёхмерной сейсмогеологической модели по контуру работ;
• раздельный сейсмофациальный анализ разреза по юрским и доюрским отложениям;
• изучение возникновения, формирования, распространения, а также физико-геологические параметры и другие особенности всех тектонических нарушений;
• прогноз литологического состава пород коллекторов и покрышек, зон их распространения, а также типа флюидонасыщения по всей территории;
• картирование всех горизонтов и оценка нефтегазоносности юрских и доюрских отложений;
• выдача практических рекомендаций по оптимальному размещению параметрических и поисково-разведочных, скважин по каждому объекту и горизонту в отдельности (с подготовкой паспорта структур перспективных объектов);
• оценка ресурсов выявленных и подготовленных нефтегазоперспективных объектов.

 

4. Объем Работ и сроки работ

Площадь исследования составляет - 3000 кв.км.

Срок проведения полевых работ: 1300 кв.км. на 2026 год декабрь.

Срок проведения полевых работ: 1700 кв.км. на 2027 год.

Срок проведения обработки и интерпретации сейсмических данных: 2028 год февраль.

 

5. Общие сведения о районе проведения работ

 

Административное положение района работ Рельеф местности, абсолютные высотные отметки, относительные превышения                     Лесной покрыв и растительность       Климат                   Гидрографическая сеть, крутизна берегов, глубина замерзания зимой                 Протяженность и группа дорог                   Наличие населенных пунктов, железнодорожных станции, пристаней, паромов, аэродромов.

В административном отношении находиться в пределах Республики Каракалпакстан. Ближайшим населенным пунктом является железнодорожная станция Кыркыз, находящаяся в 165 км к северо-востоку. В орографическом отношении район работ представляет собой типично пустынную территорию. Абсолютные отметки местности колеблются в пределах от 106 м до 229 м над уровнем моря.     Растительный мир очень беден, встречаются различные виды полыни, саксаул и солянка.     Климат резко континентальных с сухим жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура составляет +200С. Максимальная летом – до +450С, минимальная зимой – до -350С.Круглый год переодически дуют сильные ветры, преимущественно, северо-западного направления.     В пределах рассматриваемого участка гидрографическая сеть развита слабо. Постоянные источники пресной и питьевой воды отсутствуют. Обеспечение персонала питьевой и технической водой возможно только путём централизованной доставки.         Дорожная сеть в пределах площади работ отсутствует. Имеются лишь грунтовые дороги, представляющие собой глубокие колеи, пробитые по целине автомобильным и тракторным транспортом. Передвижение аппаратуры, оборудования и снаряжения возможно на автотранспорте повышенной проходимости, а во время весенней распутицы прекращается полностью.   В пределах контура работ ближайшими населенными пунктами являются поселок Кырк-Кыз, города Муйнак и Кунград. В восточной части проходит государственная граница с Туркменистаном.

 

 

 

6. Методика проведений сейсморазведочных работ.

 

Полевые сейсморазведочные работы будут проводиться методом 3Д-МОГТ с применением центральной симметричной системы наблюдений, с системой возбуждения колебаний с невзрывным (вибрационным), источником.

Работы будут выполняться по методике, центральная симметричная система типа «крест», 18 линий приёма. Расстояние между линиями приёма 350 м, число каналов на ЛП-196, между линиями возбуждения 350 м, число ПВ на линии возбуждения 7, шаг ПВ и ПП 50 м, 3528 активных каналов, номинальная кратность 120, 12 СП, расположенных вдоль линии приёма на базе 25м.

Возбуждение:

В группе из 2-4х* сейсмических вибраторов, длительность свипа 12-48* (Flip-flop*), длина записи 6 с, 1-6* воздействий, частота свип-сигнала 4-90* Гц. Шаг квантования 2 мс. Размер бина 25×25м.

* Параметры будут уточнены и определены по результатам опытных работ!

 

Регистрация:

В качестве регистрирующей аппаратуры будут использованы геофоны.

 

Изменение в методике с целью оптимального выбора всех параметров будет производиться по результатам опытных работ.

 

6.1. Технические спецификации

Технические спецификации	Требование Заказчика
Регистрирующий комплекс	Современная радиопередающая и/или кабельная телеметрическая система с электронными оцифровывающими модулями
Объём полевых работ 3Д	3000 кв.км.
Длительность регистрации	6* сек.
Интервал дискретизации	2 мс
Основной тип источника	Виброкомплекс NOMAD, AHV, или аналогичные, с максимальным толкающим усилием не менее 230 кH. Не старше 5 лет на начало проекта.
Методика	Flip-flop*
Количество накоплений	1-6*
Длина свипа, с	12-48* (Flip-flop*)
Частотный диапазон, Гц	4-90*
Низкочастотный срез фильтра	4-6 Гц*
Высокочастотный срез фильтра	¾ по Найквисту (линейный)
Полярность	Движение вверх корпуса сейсмоприёмника вырисовывается белым  цветом в виде отрицательной фазы волны и записывается на ленте в качестве отрицательного значения.
Параллельная регистрация или запись на носитель	Минимум 2 копии на HDD
Вывод данных на монитор	Данные с сейсмоприёмника в режиме реального времени.
Система позиционирования	Дифференциальная глобальная система позиционирования (ДГСП)
*- Параметры будут уточнены в процессе опытных работ.
Геометрия наблюдений 3Д	Центральная симметричная система типа «крест», с сохранением кратности
Минимальное удаление ПП от ПВ	35.35 м
Максимальное удаление ПП от ПВ	Определяется на момент составления геолого-технического проекта
Расстояние между центрами групп приёмников	50 м
Расстояние между пунктами возбуждения	50 м
Группирование сейсмоприёмников	12 приёмников на базе 50 м*
Группирование виброисточников	2-4* виброисточника*
Максимальная кратность	120
Отклонение положения центра группы приёма от пикета:                   продольное                   поперечное	не более 1.0 м не более 1.0 м
Отклонение положения центра группы возбуждения от пикета:                     продольное                     поперечное	не более 4.0 м не более 4.0 м При отклонении более 4.0 м проводиться привязка фактического центра по данным GPS
Максимальное превышение альтитуд рельефа в пределах базы группы сейсмоприемников, м	2 м**
* - определяется по результатам опытных работ. ** - в случае превышения альтитуд более 2 м группа устанавливается в точке с привязкой по данным GPS. Отклонения (смещающиеся источники и приемники) от предлагаемого стандартного проекта сетки с целью исключения препятствий и для оптимизации полевых работ должны обосновываться Подрядчиком и согласовываться с Заказчиком. Для этой цели Подрядчик использует любую имеющуюся в наличии общедоступную информацию (рекогносцировка, предыдущий опыт работы в данном регионе).
Регистрирующий комплекс Современная цифровая телеметрическая, нодовая или комбинированная система регистрации сейсмических данных с электронными оцифровывающими модулями.
Технические спецификации	Требование Заказчика
Производитель	Sercel, INOVA или аналогичные
Тип системы	Современная универсальная цифровая 24-битная телеметрия
Возраст оборудования	Не более 7 лет на начало работ по проекту.
Кол-во каналов передачи данных	Не менее 6000 каналов
Каналы /станция	Не менее 4000 активных каналов
Доступная частота дискретизации	минимум 2 мс
Фильтр зеркальных частот	¾ частоты Найквиста
Режекторный фильтр	Отключаемый
Полярность	SEG, стандартная*
Минимальное время цикла	От 18 до 54 сек **
Формат записи	SEG D (несжатый)
Описание внешнего приёмника	Нодовая, телеметрическая или комбинированная система регистрации, включая GS-10 CT, GS20-DX, 20DX-10S или аналогичные решения.
* - тесты на полярность должны быть проведены до начала работ, во время тестов оборудования и при использования в работе новой или отремонтированной аппаратуры ** - параметры подбираются по результатам опытных работ перед началом полевых исследований
Наземная электроника, кабели и приемники
Технические спецификации	Требования Заказчика
СЕЙСМОПРИЁМНИКИ
Тип / модель сейсмоприёмников	Нодовая система (node-based acquisition system), GS-10 CT, GS20-DX, 20DX-10S или их аналоги
Возраст	не более 5 лет
Резонансная частота	не более 10 Гц
Сопротивление по постоянному току	375 Ом +/- 5%
Чувствительность по напряжению	26 Вольт/м/сек
Демпфирование	С шунтом 1 кОм
Выходное полное сопротивление	283 Ом +/- 5%
Контакт с грунтом	Штырь длинной 10 см
Количество сейсмоприёмников в группе	12
Расстояние между сейсмоприёмниками в группе	4,5 м*
База группы	25 м*
Заглубление сейсмоприёмников	Да (верх контейнера сейсмоприёмника на 5 см ниже поверхности земли)
* - параметры подбираются по результатам опытных работ перед началом полевых исследований
Кабели
Возраст	Не более 5 лет на момент начала работ.
Количество	Необходимое для непрерывной работы, количество подбирается исходя из особенностей предлагаемой телеметрической системы

 

 

Параметры, помеченные звёздочкой - *, уточняются по результатам опытных работ!

 

Оборудование должно быть технически исправным, соответствовать заявленным характеристикам Производителя и требованиям Заказчика, что подтверждается результатами тестирования и входного контроля до начала работ.

Предполагаемое оборудование и телеметрическая система должны иметь запас мощности при сокращении их количества в случае повреждения в процессе производства полевых работ.

Подрядчик предоставляет достаточное количество кабелей, сейсмоприёмников, магниторезистивных линейных корпусов и прочих приспособлений для обеспечения бесперебойной работы.

Все связки и кабели должны быть промаркированы индивидуальными бирками инвентарного контроля с целью контроля за перемещением. Подрядчик может рассмотреть возможность использования системы идентификации по штриховому коду.

Все сейсмоприемники проверяются и ремонтируются в плановом порядке на чередующейся основе с максимальным периодом в один месяц или в соответствии с рекомендациями Производителя.

6.2. Испытания аппаратуры

Регистрирующая аппаратура должна соответствовать заявленным Производителем техническим характеристикам для применения в полевых условиях. Подрядчик должен иметь в наличии все инструкции и процедуры проведения испытаний, которые будут доступны для проверки представителем Заказчика. Все испытания аппаратуры должны осуществляться с применением записывающего оборудования, сконфигурированного под рабочие характеристики. В случае с многоканальными записывающими приборами, с настройками типа «Ведущий/Ведомый», испытания по временным параметрам должны выполняться, приборы визуализации должны быть сконфигурированы в идентичной форме.

По завершении испытаний оформляется АКТ готовности к работе, который является основанием для начала полевых работ по проекту.

6.3. Проверка оборудования до начала проведения полевых работ

Все кабели и датчики должны быть в хорошем и механическом состоянии до начала проведения полевых работ. Рекомендуется наличие минимального количества (10%) запасных частей на регистрирующий комплекс. Все датчики должны демонстрировать правильную полярность, чувствительность, электрическую пригодность, что удостоверяется с помощью стенда для контроля, а также омметром и приборами. Необходимо иметь в наличии средства и персонал для проведения испытаний и устранения незначительных неисправностей в кабелях и датчиках, когда они не задействованы в работе.

6.4. Проверка сейсмовибраторов

Проверка вибраторов перед началом работ:

Выполняется сотрудниками сейсмической партии совместно с приглашенными на начало работ специалистами – представителями сервисного центра Производителя или авторизованных инженеров. Представители Производителя или авторизованных инженеров приглашаются Подрядчиком за свой счет не менее 2-х раз в течение работ; один раз обязательно – перед началом работ; второй раз – по выбору Подрядчика, примерно в середине сезона. Выполняется процедура для минимизации задержки между опорными сигналами виброисточника и сейсмостанции. Результаты подтверждаются тестированием через специализированные программные системы. Кроме того, выполняется сверка по кабелю (Wireline test) для групп вибраторов, заключающийся в регистрации Reference и Ground Force группы вибраторов на сейсмические каналы. В дальнейшем сверка по кабелю осуществляется ежемесячно.

Ежедневные тесты:

Проверка идентичности работы вибраторов по радиоканалу, с использованием соответствующих программ, проводится ежедневно перед началом работы и каждый раз после вынужденных остановок и случаях ухудшения качества материала.

Контроль качества работы каждого вибратора на каждом накоплении, на каждом пикете возбуждения производится с использованием специальных программ, предусмотренных Производителем.

Параметры и допуски:

• абсолютная разница фазы между пилот-сигналом и усилием вибратора не должна превышать максимум 7 градусов, а в среднем 3 градуса;
• уровень энергии не должен опускаться ниже 70% своего номинального значения (значения, которое будет принято к производству по результатам опытных работ);
• максимальный уровень искажений не должен превышать 40%, а средний 25%;
• контроль качества работы вибраторов должен проводится с использованием специальных программ, предусмотренных Производителем;
• максимальная высотная разница в пределах группы вибраторов 1 м;

Контроль позиционирования осуществляется с использованием DGPS.

6.5. Система управления источником и сейсмостанцией

Используемая система управления сейсмическими вибраторами в совокупности со средствами вибрации должна обеспечивать синхронизацию с точностью не хуже +/- 1 мсек.

Перед началом полевых работ по радиосвязи проверяется пиковое время корреляции сейсмостанции.

На служебных (вспомогательных) каналах сейсмостанции при работах должна обеспечивается запись как минимум:

• запись момента времени возбуждения сейсмических волн;
• сигнал датчика вибратора;

 

6.6. Требования к полевым носителям данных и их копированию

Подрядчик должен иметь в наличии достаточный запас новых, высококачественных, сертифицированных HDD известной марки с целью обеспечения работ по непрерывной регистрации.

HDD нумеруются последовательным образом в течение всего процесса полевых работ, с надлежащей идентификацией, позволяющей отличить оригинальные полевые данные от HDD с копиями полевых данных.

Все HDD должны использоваться, храниться или перевозиться в условиях, соответствующих спецификациям производителей.

Регистрирующая аппаратура должна обеспечить запись двух идентичных полевых записей на дублированное устройство хранения данных (NAS). Запись осуществляется на HDD в формате SEG-D.  

Подрядчик несет ответственность за доставку полевых данных в центр обработки данных или Заказчику, в зависимости от условий. Полевые данные записываются в USB 3.0 HDD диски для транспортировки. Транспортировка записанных дисков осуществляется в кондиционируемом автомобиле. Диски не должны подвергаться воздействию прямых солнечных лучей, пыли, влажности и/или любому другому виду загрязнения. Одиночные диски запечатываются в пластиковые конверты. Группы пластиковых конвертов с дисками хранятся в запечатанных коробках с надлежащей защитной крышкой. Отдельные пластиковые конверты и коробки снабжаются бирками с информацией, описание которой приводится ниже.

 

USB HDD четко помечаются с указанием, по крайней мере следующей информации:

• Название Заказчика
• Название Подрядчика
• Название ПАРТИИ
• Название региона (Площади работ)
• Номер диска
• ОРИГИНАЛ (ORIGINAL) или КОПИЯ (COPY)
• Дата регистрации
• Идентификационный номер проекта и номер блока/полосы
• Диапазон номеров по точкам возбуждения и сейсмограммам
• Формат

Этикетки печатаются на компьютере.

6.7. Порядок предоставления результатов полевых работ

В процессе выполнения работ по проекту Подрядчик предоставляет ежедневные, еженедельные и ежемесячные отчёты, а по окончанию работ - итоговый отчёт, в формате, согласованном с Заказчиком.

Итоговый отчет, включая обязательные приложения, предоставляется в 3-х экземплярах на бумажном носителе и на электронном носителе - в 2 экземплярах. Первичный материал на USB 3.0 HDD предоставляется в 2 экземплярах. Итоговый отчет предоставляется на английском и/или русском языках (по согласованию с Заказчиком).

Подрядчик должен вести Суточный рапорт о выполнении 3D сейсмических работ в формате, представленном Компанией. Подрядчик должен ежедневно предоставлять Представителю Заказчика для подтверждения выполненных работ подписанный со своей стороны экземпляр Суточного Рапорта, включающий, но не ограничивающийся следующей информацией:

• данные по суточной отработке ПВ с указанием диапазона ПВ на каждом профиле;
• топоработ с указанием диапазона разбивки ПП и ПВ на каждом профиле;
• Суточный дефектный Акт полевых работ;
• объемов смотки / размотки с указанием диапазона ПП на каждом профиле;
• баланса времени;
• расхода ГСМ;
• количество персонала;
• погодных условий и т.д.

Подрядчик должен ежедневно направлять Суточный рапорт о выполнении работ в офис Заказчика на указанные электронные адреса не позднее 8.00 утра по Ташкентскому времени.

Следующие отчеты и документы должны предоставляться Заказчику на постоянной основе:

• Суточный рапорт о выполнении 3Д сейсмических работ;
• Ежемесячный Акт приемки первичных полевых материалов;
• Ежемесячный отчет по ОЗ, ТБ и ООС;
• Ежемесячный отчет Главного механика;
• Ежемесячный Акт учета персонала;
• Ежемесячный Акт о расходе ГСМ;

Подрядчик должен представить другие отчеты или информацию, если это будет запрошено Заказчиком.

 

 

6.9. Технические требования к полевой обработке сейсмических данных и контролю качества

Подрядчику необходимо предоставить полевую систему обработки данных, современное программное обеспечение для полевой обработки и контроля качества ( PROMAX, Omega, Geovation, Vista или аналог), обеспечивающее выполнение требований Заказчика по контролю геометрии, качеству данных и формированию промежуточных результатов. Группа по обработке данных будет входить в отдел проверки качества сейсмических данных.

Группа полевой обработки данных Подрядчика должна располагаться в базовом лагере и с целью обеспечения в тот же день контроля качества данных, полученных в течение дня.

Оборудование и программное обеспечение

• Отдельный ПК с монитором и дополнительные модули программного обеспечения;
• Программное обеспечение для обработки данных - PROMAX, Omega, Geovation, Vista или ее аналог;
• Программное обеспечение для обработки данных, способное осуществлять контроль геометрии;
• Жесткий диск с объемом памяти не меньше 5000 гигабайт
• Цветной принтер/выводное устройство для карт и т.д.
• цветной плоттер формата А1 или А0

Требование к персоналу         

Требуется следующий минимум персонала:

• Главный геофизик, с опытом работы на этой должности минимум пять лет
• Постоянное присутствие геофизика по обработке данных 3D с опытом работы исключительно по обработке данных как минимум пять лет.
• Ведущий геофизик по обработке данных

Объем работ центра обработки сейсмических данных в полевых условиях

Центр обработки сейсмических данных в полевых условиях должен обеспечить выполнение следующих работ:

• Проверку аппаратуры;
• Обеспечение системного анализа качества и учёта исходных полевых данных;
• Контроль качества начала записи со вспомогательных трасс. Анализ волн-помех;
• Помощь в разработке предварительного плана местоположений возбуждений и приемников;
• Составление SPS- файла;
• Контроль качества кратности для планируемой и фактической геометрии;
• Контроль качества геометрии (с первых вступлений);
• Расчет статических поправок с первых вступлений;
• Обработка предварительного разреза;
• Ежедневная и еженедельная отправка или передача данных;
• Подготовка отчета (включая еженедельный отчет по обработке данных).

Для полевой обработки данных необходимо считать один набор полевых данных. Набор данных, несчитанный полевым ВЦ должен быть переработан в поле.

Каждое 10-ое возбуждение (сейсмограмма ОПВ) выводится на бумажные носители, один раз с постоянным усилением и один раз с автоматической регулировкой амплитуд, которые направляются в офис Заказчика на регулярной основе (как минимум ежемесячно). На изображениях должны быть четко обозначены FFID, номера пунктов возбуждения, номера приемных профилей и станций.

Все полевые данные должны быть прочитаны в течение 72 часов после записи.

 

Контроль качества геометрии

Подрядчик обеспечивает контроль качества всех записей местоположений возбуждений и приемников посредством анализа первых вступлений. При необходимости производится корректировка SPS-файлов.

Отчет об ошибках по каждой сейсмограмме, предоставляемый Представителю Заказчика, должен быть включен в еженедельный отчет по обработке данных. Геодезический отдел Подрядчика будет извещаться о любых предполагаемых погрешностях в определении местоположения с тем, чтобы эти погрешности могли быть немедленно проверены в поле и при необходимости пересняты.

Предварительная обработка исходных сейсмических данных

По каждому(й) блоку/полосе будут получены суммарные разрезы полной кратности и сейсмические кубы. Сейсмические кубы будут сохраняться в формате SEGY на записывающее устройство и доставляться в офис Заказчика наряду с материалами на бумажном носителе регулярно, по мере завершения полевой отработки блока/полосы. Такие суммарные разрезы и сейсмические кубы должны быть доставлены Заказчику не позднее, чем через семь (7) дней после записи данных, относящихся к каждому(й) блоку/полосе.

Последовательность работ должна включать как минимум следующие процессы:

• Переформатирование
• Восстановление амплитуд
• Редактирование пунктов возбуждения и приема
• Контроль качества геометрии и объединение данных
• Статистические поправки по первым вступлениям
• FK фильтрация (требует тестирования)
• Подавление помех/шумов
• Деконволюция
• Анализ скоростей (при использовании соответствующего пропускающего фильтра)
• Корректирующие статистические поправки
• Коррекция кинематических поправок
• Мьютинг
• Суммарный разрез
• Подавление случайных помех
• Полосовая фильтрация
• Запись сейсмических кубов на HDD в формате Seg-Y

Параметры обработки определяются путем соответствующего тестирования и согласовываются с Заказчиком. Тестирование включает:

• Восстановление амплитуд до суммирования и уравнения амплитуд.
• FK фильтрация
• Нуль-фазовая деконволюция
• Мьютинг после ввода кинематических поправок
• Подавление случайных помех после суммирования
• Полосовая фильтрация после суммирования
• Уравнения амплитуд, итоговая линия приведения и скорость замещения определяются Заказчиком.

6.10. Требования к регистрации данных

Ежедневный контроль приемной расстановки

Заключительный контроль групп сейсмоприемников осуществляется ежедневным тестированием их характеристик предназначенными для этого специальными тестами. Тест должен быть снят и проанализирован оператором до начала регистрации сейсмической записи данными каналами расстановки. По нему устанавливаются следующие допуски:

• по омическому сопротивлению не более 10%;
• по нелинейным искажениям не более 0.2%;
• по магнитуде не более 5%;
• по фазе не более 2,5 град;
• по уровню микросейсмических шумов не более 20 микровольт;

При тестировании перед началом работы и при каждом изменении приемной расстановки совокупное число плохих каналов не должно превышать 1% от общего числа каналов.

Число каналов, превышающих эти допуски не более чем на 10%, не должно превышать 5%.

В начале или в течение записи на профиле, максимальное число плохих каналов не должно превышать 3 каналов на одну линию приема.

Не допускается работа с двумя соседними неработающими каналами. В число неработающих каналов не входят те, которые отключаются (закорачиваются) из-за невозможности регистрации на данном пикете. Об этом должно быть соответствующее объяснение в рапорте оператора и одобрение представителя Заказчика.

В противном случае работа должна быть остановлена для замены или ремонта элементов приемной расстановки, не прошедших тестирование.

Тест записывается на электронный носитель для всех каналов, принимающих участие в регистрации. Он ежедневно передается на полевой ВЦ совместно с сейсмическим материалом и является основанием для оценки состояния расстановки приборов в период производства наблюдений.

Ежедневный контроль регистрирующих полевых модулей

Ежедневный контроль включает в себя тестирование участвующих в работе напольных регистрирующих модулей на идентичность амплитудно-частотных характеристик и уровня нелинейных искажений с записью результатов тестов на дискету.

Допуски на эти виды тестирований устанавливаются в соответствии с приведенной таблицей.

ТЕСТ	Ежедневный	Ежемесячный	Допуск
Amplitude accuracy (calibrate) /Amplifier Gain		+	0.1%
Total Harmonic Distortion /Amplifier Distortion	+	+	0.0005%
Crossfeed Even & Odd (напольныемодули)	+	+	100dB
Common Mode Reject (напольныемодули)	+	+	100dB
SeisInputOhm (Continuity)	+	+	10%
Instrument Pulse	+	+	7.5%
Instrument Noise for pre-amplification of 36dB		+	RMS 0.217mkV DC 1 mkV

Материалы всех видов тестирований на электронных носителях подлежат передаче Заказчику.

Неприемлемые условия для регистрации данных:

Сейсмический (регистрирующий) канал считается непригодным для регистрации если:

• хотя бы одна из составляющих аппаратурного канала (группа геофонов, кабель, напольный блок) не прошла тесты
• более чем на 5% чувствительность или сопротивление группы геофонов отличаются от среднего значения
• два или более геофонов в группе установлены неправильно
• уровень шума на 6 дБ выше среднего уровня, наблюдаемого на соседних трассах
• параметры позиционирования расстановки не соответствуют требованиям
• наблюдаются взаимное влияние каналов
• утечка на землю менее 1 Мом

Работа по регистрации данных на следующий день или на новом(й) блоке/полосе не должны начинаться, если:

• настройки сейсмостанции (центральной электроники и напольных модулей) изменены по сравнению с предыдущим днем;
• тесты центральной электроники, либо напольных модулей, либо групп сейсмоприемников и кабелей показывают значения вне установленных допусков;
• три и более сейсмических каналов на линии приема находятся в нерабочем состоянии, или любой из вспомогательных каналов является нерабочим;
• отсутствует полевая отметка момента возбуждения;
• имеются обнуленные каналы, кроме случаев, когда обнуленные каналы являются результатом невозможности расстановки каналов из-за естественных препятствий;
• уровень шума на расстановке превышает установленные допуски.

Регистрация данных не должны продолжаться, если:

• настройки сейсмостанции (центральной электроники и напольных модулей) изменились в процессе работы;
• два смежных канала на линии приема являются нерабочими;
• три или более канала на линии приема являются нерабочими;
• последняя запись не имела отметку момента;
• уровень шума на расстановке превышает установленные допуски.

Неработающие каналы должны быть устранены при первой же возможности.

Дефектные трассы.

Трасса считается дефектной, если имеется одно из следующих условий:

• обратная полярность;
• трасса мертвая, либо пульсирующая, или ее среднеквадратическая амплитуда отличается от среднего значения в 2 раза и более;
• соответствующий аппаратурный канал не отвечает техническим требованиям;
• уровень шума на 6 дБ выше среднего уровня, наблюдаемого на соседних трассах;
• параметры позиционирования расстановки не соответствуют требованиям;
• наблюдаются взаимные влияние каналов;
• на трассе наблюдаются постоянная составляющая сигнала (в результате утечки).

Бракованные сейсмограммы

Пункт взрыва считается бракованным, если имеется хотя бы одно из следующих условий:

• ошибка записи на жесткий диск;
• ошибка чтения с жесткого диска;
• ошибка синхронизации возбуждения;
• превышение допусков работы регистрирующей аппаратуры и конфигурации ПП и ПВ;
• неверная длина записи;
• на суше и в глубоководной зоне: если более чем 1% трасс от общего числа активных каналов забракованы или 3 (три) или более трасс на одной из линий приема забракованы;
• в транзитной зоне: если более чем 2% трасс от общего числа активных каналов забракованы или 5 (пять) или более трасс на одной из линий приема забракованы;
• данные зарегистрированы с неправильными параметрами или неправильными скриптами и внести исправления невозможно;
• геометрия группы возбуждения не соответствуют допускам по позиционированию;
• уровень шума более чем на 2% трасс превышает установленный предел (предварительно 16 - 20 микровольт) более чем на 25%.

6.11 Специальные условия

6.11.1 Условия для отдыха и питания

В качестве части Работы, выполняемой по настоящему Контракту, Подрядчик предоставляет полные условия для питания, проживания и отдыха на Месте Работ для своего персонала и для персонала Заказчика в количестве до 4 (четырех) человек.

Полевой лагерь должен отвечать климатическим условиям территории работ и должен подходить для размещения и питания всего Персонала Подрядчика и Заказчика.

Лагерь должен быть окружен по периметру забором из сетки или металлической проволоки в 3 (три) ряда и иметь освещение как минимум по углам и на въезде.

Подрядчик должен обеспечить 1 (один) пост охраны на въезде в полевой лагерь.

Подрядчик должен обеспечить питание и жилые вагон-дома до 4 (четырех) представителей Заказчика на весь период проведения Работ. Жилые вагон-дома должны быть рассчитаны на 1 (одного) или 2 (два) человека и оборудованы санузлом, системой обогрева / охлаждения, мебелью.

Подрядчик должен предоставить 1 (одно) офисное помещение с офисной мебелью, коммуникационным оборудованием, канцтоварами для Представителей Заказчика.

6.11.2 Требования к коммуникациям при проведении Работ

Подрядчик должен иметь не менее 3 (трех) отдельных, не параллельных, голосовых телефонных линий с отдельными номерами для обеспечения надежности голосовых коммуникаций. Все три телефонных номера должны быть доступны для входящих звонков с территории Республики Узбекистан, все телефонные номера должны быть известны Заказчику.

Для исключительного использования представителями Заказчика в полевом офисе Заказчика должен быть установлен 1 (один) телефонный номер.

Подрядчик должен иметь не менее 2 (двух) отдельных линий связи для доступа к Интернет на скорости не менее 8192 Кбит/с обеспечивающих надежность линии связи и стабильность скорости доступа к Интернет.

Для исключительного использования представителями Заказчика для полевого офиса Заказчика должна быть предоставлена 1 (одна) линия связи.

Подрядчик должен обеспечивать проведение регулярной проверки работоспособности коммуникаций и производить регулярное техническое обслуживание всех физических каналов связи, в связи с чем требуется постоянное присутствие соответствующего специалиста в полевом лагере Подрядчика в течение всего периода проведения Работ.

 

6.11.3 Предоставление автотранспорта для Заказчика

В качестве части Работы, выполняемой по настоящему Контракту, Подрядчик предоставляет для транспортировки персонала Заказчика 1 (одно) транспортное средство повышенной проходимости, оборудованное системой кондиционирования на весь период действия Контракта.

 

 

6.12. Результативные материалы после выполнения полевых работ

Перечень сейсмических материалов 3Д

№	Наименование материала	Формат	Примечание
Первичная информация
1.	Результаты контроля полевой аппаратуры (тесты)	ASCII(таблица)
2.	Сейсмограммы магнитные демультиплексированные	SEG-D/SEG-Y
3.	Журнал регистрации HDD	ASCII(таблица)
4.	Дефектная ведомость каналов (список обнулённых и реверсных каналов)	ASCII(таблица)
5.	Ежедневные рапорта операторов (полные)	ASCII(таблица) PDF
6.	Топографические данные: - координаты и альтитуды каждого ПВ и ПП - координаты скважин на площади съёмки - рельеф - абрис площади съёмки	ASCII(таблица) ASCII(таблица) TIFF TIFF	и на бумаге
7.	Полное описание геометрии наблюдений	SPS (R,S,X)-file
8.	Схема наблюдений	TIFF	и на бумаге
9.	Схема фактической кратности съёмки	TIFF	и на бумаге
10.	Схема качества сейсмического материала	TIFF	и на бумаге
11.	Информация для обработки (сопроводительная)	WORD/PDF	и на бумаге
12.	Полевой сейсмический куб	SEG-Y
13.	Итоговый отчёт о проведении полевых работ	WORD	и на бумаге

 

 

Перечень сейсмических материалов опытных работ.

№	Наименование материала	Формат	Примечание
14.	Программа опытных работ	PDF	и на бумаге
15.	Сейсмограммы демультиплексированные	SEG-D/SEG-Y
16.	Рапорт оператора	ASCII(таблица) PDF
17.	Схема системы наблюдений	TIFF	и на бумаге
18.	Абрисы местности проведения опытных работ	TIFF	и на бумаге
19.	Отчёт по результатам опытных работ: -          текст отчёта с иллюстрациями; -          спектральный состав волнового поля (амплитудно-частотные спектры); -          соотношение сигнал/помеха	PDF	и на бумаге

7. Обработка и интерпретация материалов МОГТ 3Д сейсморазведки

Подрядчик выполняет работу в соответствии с международными стандартами, принятыми для обработки 3D сейсмических данных.

             7-a.Целевое назначение работ по обработке и интерпретации материалов МОГТ 3Д

Целью выполнения работы является получение сейсмического материала с высоким соотношением сигнал/помеха, истинным соотношением амплитуд и высокоразрешённой записью, обеспечивающий в процессе интерпретации решение следующих задач:

• построение трехмерной сейсмогеологической модели полигона работ с определением в его структуре пространственного положения локальных нефтегазоперспективных объектов;
• сейсмостратиграфический и сейсмофациальный анализ продуктивных и перспективных юрских и доюрских отложений;
• прогноз литологии, зон распространения коллекторов и типа флюидонасыщения;
• выдача рекомендаций по оптимальному заложению параметрических, поисково-разведочных, эксплуатационных и оценосночно-эксплуатационных скважин.
• оценка ресурсов выявленных и подготовленных нефтегазоперспективных объектов

7-б.Геолого-геофизические данные и их характеристика.

  7-б.1.Характеристика полевых 3D сейсмических данных:

Общая площадь съемки	3000 кв.км.
Система наблюдении	«Крест», центральная симметричная с сохранением кратности
Количество ЛП	Определяется на момент проектирование
Количество активных каналов	196
Расстояние между ЛП	350м
Расстояние между ЛВ	350м
Длина записи	6 сек.
Шаг дискретизации	2 м.сек
Максимальная кратность	120
Размер бина	25х25
Система возбуждения	Вибрационная
Количество ЛВ	Определяется на момент проектирование*
Расстояние между пикетами	50м

 

                 7-в.Приминение возможностей искусственного интеллекта.

-  Подрядчик обязуется использовать инструменты искусственного интеллекта (AI/ИИ) при выполнении работ в части обработки и интерпретации по настоящему Техническому заданию
с целью повышения производительности, качества анализа, структурированию и скорости выполнения задач, а также предоставляет подробный отчет о названии ИИ-системы, версию модели, назначение инструмента, этапе работ на котором применялись инструменты ИИ.
При этом ИИ носит вспомогательный характер, ключевые решения по результатам применения принимают исполнители выполняющие работы по Техническому заданию.

 

7.1 Обработка сейсмических данных

• Требования к обработке данных

7.1.1.1 Обработка должна обеспечить получение окончательных данных необходимого качества, соответствующего целям исследований. Окончательный граф обработки будет определен по результатам тестирования и согласован с Заказчиком.

7.1.1.2 Подрядчик может предложить дополнительные или альтернативные этапы обработки, которые могут привести к повышению качества промежуточных и/или окончательных данных.

 

7.1.2      Контроль качества

7.1.2.1 Контроль качества (КК) является постоянной обязанностью Подрядчика. Целью КК является обеспечение полной достоверности данных, вводимых для обработки и эффективности самой обработки.

В зависимости от данных и проблем, которые могут встретиться во время обработки, подрядчик должен своевременно предлагать и согласовывать с заказчиком любые применяемые процедуры тестирования, направленные на получение надежных результатов обработки.

7.1.2.2 Заказчик может периодически проводить совещания с подрядчиком по вопросам КК как в своем офисе, так и в офисе подрядчика путём очной встречи или посредством видеоконференцсвязи.

На нижеприведенные требования по тестированию распространяются те же положения, что и на КК: они представляют собой минимальные предполагаемые требования, которые зависят от данных и встречающихся проблем. Заказчик при необходимости может добавить некоторые требования, а некоторые, после консультаций с подрядчиком, отменить.

7.1.2.3 Тестирование и выбор параметров

Тестирование служит для создания основы для выбора наиболее оптимального графа обработки, процедур, а также параметров, контролирующих каждый этап обработки.

После получения первой партии полевых данных, подрядчик должен подготовить и представить заказчику план работ по тестированию параметров и обработке. План может периодически пересматриваться с учетом фактических данных и новых предложений Заказчика.

Подрядчик отвечает, исходя из своих знаний, программного обеспечения и опыта проведения геофизических работ за выбор наиболее подходящих алгоритмов и параметров обработки и предоставляет Заказчику материалы с аргументированным обоснованием предлагаемых решений.

Заказчик желает свести к минимуму любые задержки при тестировании. Тестирование должно проводиться как можно раньше, обеспечивать выбор параметров обработки. При этом объем тестирования не должен превышать 5% от общего объема обработки.

Подрядчик отвечает за планирование, руководство программой тестирования и предоставление заказчику результатов тестирования для принятия решений.

 

7.1.3 Этапы обработки

Этап 1. Стандартная обработка во временной области;

Этап 2. Временная и глубинная миграция до суммирования (PSTM);

Этап 3. Глубинная миграция до суммирования (PSDM);

Этап 4. Сейсмическая инверсия, Расчет AVO - атрибутов.

7.1.3.1 Стандартная обработка во временной области

Стандартная временная обработка выполняется по мере поступления полевого материала частями объемом, примерно, 50 кв.км. Вновь поступивший объем данных обрабатывается с перекрытием – с целью полного согласования с ранее обработанными.

Стандартный граф обработки включает следующие процедуры, обеспечивающие восстановление истинных соотношений амплитуд отражений:

• ввод исходных данных и перевод их в формат обработки;
• создание базы данных проекта, ввод и контроль SPS-файлов, присвоение геометрии к данным;
• получение схем расположения линий взрыва и приема, рельефа, кратности;
• 100 % визуальный контроль качества сейсмограмм, редактирование трасс, содержащих всплески и большое количество помех, устранение искажений, полученных в процессе регистрации, архивация в формате SEG-Y;
• адаптивное подавление промышленных помех (50 Гц и т.п.);
• редакция трасс;
• компенсация амплитуд за сферическое расхождение и затухание;
• расчет априорных статических поправок способом, обеспечивающим оптимальное суммирование отраженных волн (тестируются расчет поправок как минимум по трём методам (delay-time solution/taup-tomo solution/tomography solution));
• адаптивная фильтрация данных (несколько итераций);
• моделирование поверхностной волны и её адаптивное вычитание из данных (SWAMI-WesternGeco/SWANA-CGG или аналоги) в сортировках кросс-спред либо ОТВ, возможность применения определяется в результате тестирования. При необходимости, предварительное уплотнение входных данных;
• поверхностно-согласованная коррекция амплитуд;
• адаптивная фильтрация данных (несколько итераций) и подавление нерегулярного шума (с сохранением амплитуд). Анализ и ослабление рассеянного шума на основе модельно-зависимой интерферометрии;
• 3х мерное моделирование линейных волн-помех в реальных координатах с их последующим адаптивным вычитанием (адаптивное подавление линейных помех в сортировках кросс-спред, 3Д радон преобразование и т.п.);
• адаптивное ослабление регулярных волн-помех (в сортировках ОТВ либо кросс-спред), включая преломленные и отраженно-преломленные волны);
• подавление аномальных помех (при необходимости) в ОПВ, ОПП;
• компенсация частотного поглощения сигнала геологической среды;
• поверхностно-согласованная деконволюция сейсмотрасс до суммирования, стабильная к присутствую шумовой компоненты, с настройкой в одном или нескольких временных окнах с целью устранения влияния условий возбуждения и приёма;
• формирование сейсмограмм ОГТ, уточнение априорного скоростного закона и предварительного внешнего мьютинга;
• предварительное суммирование сейсмограмм ОГТ;
• анализ вертикальных спектров скоростей через каждые 1 км со сгущением на участках со сложным строением разреза до 500 м;
• автоматическая коррекция остаточных статических поправок;
• поверхностно-согласованная коррекция амплитуд;
• адаптивное ослабление регулярных волн-помех и подавление нерегулярного шума в различных сортировках – ОПП, ОПВ, ОСТ (до 3х итераций);
• 3х мерное моделирование линейных волн-помех в реальных координатах с их последующим адаптивным вычитанием с последующей поверхностно-согласованной регулировкой амплитуд;
• вычитание многократных отражений на основе преобразования Радона по сейсмограммам в различных сортировках (тестируется, и при необходимости применяется интерполяция трасс внутри подборок ОГТ (х2) и/или супербинирование подборок ОГТ);
• контроль эффективности вычитания кратных волн (вертикальные спектры, анализ сейсмограмм ОГТ, суммарных разрезов ОГТ дальних удалений и т.д.) и в случае необходимости повторное применение процедуры с уточнёнными параметрами;
• анализ вертикальных спектров скоростей через каждые 500 м, со сгущением на участках со сложным строением разреза - до 250 м;
• адаптивная фильтрация данных и подавления нерегулярного шума (при необходимости);
• поверхностно-согласованная коррекция амплитуд;
• получение контрольной суммы с миграцией по кубу и постмиграционной обработкой;
• архивация сейсмограмм в формате SEG-Y;
• подготовка данных для выполнения интерполяции и регуляризации удалений перед глубинной миграцией до суммирования;
• регуляризация удалений с учетом азимутальности по технологии 5D COMFI (или аналог) в области общих удалений для целей глубинной миграции до суммирования;
• компенсация фазового сдвига с глубиной – Q-factor (phase-only);
• кондиционирование сейсмограмм до глубинной миграции (коррекция формы импульса - при необходимости; TV-фильтр, фильтрация шумов в панелях общих удалений и т.д.);
• передача сейсмограмм на глубинную миграцию;
• суммирование по ОГТ. Обработка суммотрасс ОГТ;
• деконволюция по разрезу (либо спектральное отбеливание);
• подавление случайных помех (F-X деконволюция);
• миграция (PostSM);
• переменный во времени фильтр (TV-фильтр);
• компенсация Q-фактора (по амплитудам);
• масштабирование амплитуд.

7.1.3.2 Временная миграция до суммирования (PSTM)

• Временная миграция Кирхгофа до суммирования со скоростной моделью среднеквадратичных скоростей;
• Анализ остаточной кинематики (по сетке 500х500 метров);
• Обновление модели среднеквадратичных скоростей;
• Временная миграция Кирхгофа до суммирования с обновленной скоростной моделью среднеквадратичных скоростей;
• Анализ скоростей кратных волн. Подавление кратных волн по алгоритму Радона (при необходимости);
• Адаптивное ослабление нерегулярных волн-помех по разрезам равных удалений;
• Анализ остаточной кинематики;
• Окончательное суммирование по ОГТ;
• Выгрузка в SEGY сейсмограмм PSTM с введенной остаточной кинематикой, без ввода мьютинга.

7.1.3.3 Глубинная миграция до суммирования (PSDM)

Глубинная миграция до суммирования выполняется по полному кубу данных 3D и включает в себя следующие основные этапы:

• построение первичной глубинно-скоростной модели (поле мгновенных интервальных скоростей) с использованием всей имеющейся в наличии информации (скоростей суммирования, ВСП, АК, таблицы глубин опорных горизонтов);
• проведение глубинной миграции Кирхгоффа до суммирования на основе построенной глубинно-скоростной модели для получения выборок ОГТ по выбранной сетке для уточнения модели с помощью томографии;
• учет анизотропии.
• Применение анизотропной томографии для улучшения качественных характеристик разреза:
• построение анизотропной глубинно-скоростной модели (поле мгновенных интервальных скоростей) с привязкой отражений к маркерам по скважинам и с определением значений параметров Томсена в точках скважин. Составление 3-х кубов сглаженных параметров;
• итеративное уточнение глубинно-скоростной модели с использованием метода сеточной сейсмической томографии – с одновременным уточнением 3-х параметров - V, Delta, Epsilon (с учетом азимутальности в процессе томографического обновления; по опыту предыдущих работ – не менее 6 итераций);
• проведение глубинной миграции Кирхгоффа до суммирования по всему объему данных на основе уточненной глубинно-скоростной модели (либо Beam/RTM миграции, по согласованию с Заказчиком);
• контроль глубинно-скоростной модели миграции и глубинного куба в точках скважин;
• полученные глубинные сейсмограммы конвертируются во временную область для получения окончательных разрезов и последующей обработки данных после миграции;
• вычитание остаточных кратных волн (при необходимости);
• коррекция остаточных кинематических поправок в автоматическом режиме с получением поля скоростей суммирования;
• сохранение выборок ОГТ после инверсии из глубинного масштаба во временную область в формате SEG-Y;
• получение суммарного куба.

Обработка после суммирования включает дообработку мигрированных сейсмических изображений, инвертированных во временную область:

• подавление следов расстановки;
• расширение частотного спектра данных;
• ослабление случайных помех (FX- деконволюция);
• переменная во времени полосовая частотная фильтрация;
• компенсация Q-фактора (amplitude only);
• переменное во времени выравнивание амплитуд;
• запись окончательных суммарных данных в формате

7.1.3.4 Расчет AVO- атрибутов

По временным сейсмограммам после временной миграции (PSTM) рассчитываются кубы следующих AVO-атрибутов:

• нулевых удалений Р (Intersection);
• градиентов G (Gradient);
• произведение амплитуды нулевого удаления на градиент (P*G);
• произведение знака нулевого удаления на градиент (sign (P)*G);
• суммы разницы ближних и дальних угловых трасс (по согласованию). Полярность:
• стандарт SEG: волна сжатия записывается на ленте отрицательным числом;

визуализация: отрицательное число (увеличение импеданса) отображается минимумом.

7.1.3.5 Результативные материалы после этапа обработки:

 

Данные	Формат		Носитель
Априорные статические поправки за ПВ и ПП (с информацией о скоростной характеристике ВЧР, априорный скоростной закон)	TXT (ASCII )		HDD
Карта рельефа местности (соответствующая оригиналу, контрастная)	TIFF, PSD, CDR		HDD
Схема фактической кратности 3D съемки (соответствующая оригиналу, контрастная)	TIFF, PSD, CDR		HDD
Схема качества сейсмического материала (соответствующая оригиналу, контрастная)	TIFF, PSD, CDR		HDD
Информация для обработки (сопроводительная, включая отредактированные SPS файлы)	WORD, Excel, TXT (ASCII)		HDD
Окончательные статические поправки за ПВ и ПП	TXT (ASCII)		HDD
Статические поправки за ПВ и ПП, карты мощности ЗМС и Vпл. преломленным волнам для статики по преломленным волнам	TXT (ASCII)		HDD
Окончательные скорости суммирования (VT)	TXT (ASCII)		HDD
Окончательные скорости суммирования -3Д-куб	Seg-Y		HDD
Сейсмограммы ОПВ с присвоенной геометрией	Seg-Y		HDD
Куб сейсмических данных после стандартной обработки	Seg-Y		HDD
Сейсмограммы ОПВ после стандартной обработки	Seg-Y		HDD
Куб сейсмических данных с миграцией после суммирования (PostSM)	Seg-Y		HDD
Сейсмограммы ОПВ после миграции до суммирования PSTM	Seg-Y		HDD
Куб окончательных скоростей миграции PSTM (Vrms)		Seg-Y		HDD
Куб сейсмических данных с миграцией до суммирования PSTM - во временном масштабе	Seg-Y		HDD
Сейсмограммы ОПВ после миграции до суммирования PSDM (во временной и глубинной области)	Seg-Y		HDD
Куб сейсмических данных с миграцией до суммирования PSDM - во временном масштабе	Seg-Y		HDD
Куб сейсмических данных с миграцией до суммирования PSDM - в глубинном масштабе	Seg-Y		HDD
Глубинно-скоростная модель, увязанная в точках скважин-куб	Seg-Y		HDD
Проинтерпретированные горизонты (гриды), используемые для построения глубинно- скоростной модели для PSDM	TXT (ASCII)		HDD
Отчет по обработке: -текст отчета с иллюстрациями, в т.ч. иллюстрации, характеризующие тесты процедур обработки	WORD и PDF		HDD и на бумаге
Примечание:  1.Материалы должны быть предоставлены на HDD носителе. Окончательные суммарные кубы - в двух экземплярах, наборы сейсмограмм - в одном экземпляре. 2.Для передачи сейсмических данных следует использовать формат SEG-Y. 3.Итоговый отчет по обработке предоставляется в твердом переплете на английском и русском языках и в электронном виде в форматах WORD и PDF.

 

• Интерпретация 3D сейсморазведочных данных и материалов ГИС

Для выполнения интерпретации должна быть подготовлена и собрана база данных проекта, которая включает первичные геолого-геофизические материалы, передаваемые Заказчиком, а также результаты обработки сейсмических данных.

Для интерпретации материалов, Заказчиком будет предоставлена:

• информация по поисково-разведочным, параметрическим и эксплуатационным скважинам входящих в контур работ;
• ГИС данные в сканированном формате и las-файлы по ГИС;
• Данные ВСП (при наличии).
  • Результативные материалы обработки данных
• Кубы 3D с миграцией после суммирования (PostSM);
• Куб 3D с миграцией по сейсмограммам во временной области PSTM;
• Куб скоростей миграции PSTM;
• Куб 3D с миграцией по сейсмограммам в глубинной области (PSDM во временном и глубинном масштабах);
• Куб скоростей (глубинно-скоростная модель) миграции;
• Результаты AVO-анализа;
• Проинтерпретированные горизонты, использованные для построения глубинно- скоростной модели для
  • Задачи интерпретации

Целью интерпретации является решение следующих задач:

• выделение сейсмостратиграфических комплексов и формаций. Привязка ОГ к кровле формации;
• получение детальных структурных планов по заданным горизонтам;
• построение трехмерной структурно-тектонической модели полигона работ;
• привязка материалов ГИС к сейсмическим данным;
• интерпретация материалов ГИС;
• сейсмическое моделирование и петрофизическое обоснование возможности прогноза литологии пород и коллекторских свойств по сейсмическим данным;
• прогноз литолого-фациальных зон, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и характера их насыщения по площади, оконтуривания выявленных и прогнозируемых залежей УВ, оценка ресурсов.
  • Основные этапы интерпретации

Перед началом работ по интерпретации, Подрядчик должен создать базу данных интерпретации. База данных включает в себя результаты обработки данных 3D сейсморазведки.

• Создание структурно-тектонических моделей участков работ

• Cтратиграфическая привязка сейсмических горизонтов к отметкам пластов по скважинам;
• картирование не менее 5-ти основных сейсмостратиграфических горизонтов и 3-4 продуктивных/перспективных горизонтов.
• Уточнение корреляции целевых горизонтов после получения кубов акустического импеданса (при необходимости).
• Построение карт изохрон с минимальным сглаживанием;
• Картирование и анализ тектонических нарушений (с использованием кубов когерентности и других сейсмических атрибутов – угол и азимут падения и т.п.), с определением их времени формирования и связанных с ними зон повышенной трещиноватости пород.

• Коррекция структурной интерпретации по кубу после глубинной миграции (при необходимости).
• Построение структурных карт по всем опорным горизонтам, продуктивным и перспективным объектам с учетом прослеженных тектонических нарушений, без выполнения процедуры сглаживания. Создание увязанной структурно- тектонической модели полигона работ.
• Оценка точности структурных построений, в том числе по методу валидации.
  • Интерпретация (переинтерпретация) данных ГИС
• Интерпретация (переинтерпретация) данных ГИС с привлечением всей имеющейся информации (материалов по литолого-петрографическому изучению керна, петрофизическим исследованиям образцов с определением их фильтрационно-емкостных свойств):
• Оцифровку, сшивку и увязку исходных кривых, а также коррекцию кривых, (в том числе, за зону проникновения и состояния ствола скважины) по всему фонду скважин в границах полигона работ. Проведение корректировки общего уровня показаний методов ГИС с использованием лабораторных исследований керна, а также синтез недостающих кривых акустического и плотностного каротажа. Выполнение межскважинной корреляции данных ГИС. Согласование литолого-стратиграфических границ продуктивных горизонтов и пластов, разбивки свит и структурно-формационные комплексы с Заказчиком;
• Литологическое расчленение (литологическая кодировка литотипов непрерывно по интервалу-комплексу) и корреляция разрезов скважин;
• Анализ и систематизация керновых и геофизических данных с целью осуществления сегментации петрофизических связей по литолого-фациальным признакам.
• Определение коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости;
• Выделение коллекторов, оценка общих и эффективных толщин;
• Определение типов коллекторов и характера насыщения.
• Оценка подсчетных параметров раздельно для разных типов коллекторов

(русловые, пойменные и др.)

• Анализ результатов интерпретации данных ГИС. Оценка достоверности получения фильтрационно-емкостных свойств по ГИС путем сопоставления с результатами керновых исследований или другими имеющимися результатами интерпретации.
• Петрофизическое обоснование возможности прогноза литологии пород и выделения коллекторов целевых интервалов, а также прогноза коллекторских свойств и насыщения по упругим свойствам пород (Vp, Vs) на основе анализа совместного распределения упругих свойств для различных литотипов и интервалов разреза.
• Установление наличия и оценка надежности корреляционных связей по данным ГИС между упругими параметрами среды (акустический импеданс, сдвиговый импеданс, плотность) и другими петрофизическими характеристиками отложений, позволяющими перейти к непосредственно прогнозу параметров ФЕС (литология, пористость), а также эффективных толщин продуктивной толщи и перспективных объектов в целевом интервале разреза.

 

• Динамическая интерпретация

• Сейсмическое моделирование по скважинным данным в интервале целевых пластов: расчет синтетических трасс для различных сценариев строения продуктивных пластов (изменение Нэф, Кп, литологии, насыщения);
• Атрибутный анализ – расчет различных сейсмических атрибутов, оценка их информативности в точках скважин и выбор значимых атрибутов; исследование природы амплитудных/частотных/фазовых сейсмических аномалий в сейсмическом диапазоне частот (на основе сейсмического моделирования) и их возможной связи с литологией и мощностью объектов. Выдача заключения о возможности/невозможности использования амплитудных/частотных/фазовых сейсмических атрибутов для прогноза ФЕС в сейсмическом диапазоне частот;
• Анализ формы трассы в целевом интервале/в интервале продуктивных горизонтов, оценка их информативности в точках скважин, исследование возможной связи формы трассы с литологией/характером насыщения. Выдача заключения о возможности/невозможности использования формы трассы для прогноза ФЕС и/или характера насыщения в сейсмическом диапазоне частот;
• Спектральная декомпозиция; анализ результатов спектральной декомпозиции с применением технологии RGB-суммирования и с использованием погоризонтных/пропорциональных срезов в интервале продуктивных пластов. Поиск различных атрибутных представлений сейсмических данных, способных качественно, в виде узнаваемого геометрического образа, охарактеризовать обстановку осадконакопления;
• AVO-анализ: анализ сейсмограмм после временной миграции (PSTM)/глубинной миграции (PSDM) и анализ информативности частично угловых сумм. В случае установления откликов AVO-атрибутов на изменение характера насыщения, литологии, ФЕС (для целевых отложений площади работ), c использованием рассчитанных кубов AVO-атрибутов выявление и оконтуривание перспективных зон;
• Сейсмическая инверсия:
• Обоснование типа/типов инверсии и интервалов для применения инверсии сейсмических данных. Типы инверсии и интервалы для выполнения инверсии выбираются по согласованию с Заказчиком после оценки качества исходных данных в зависимости от решаемой геологической задачи, геологических условий и качества геолого-геофизической информации.
• При доказанной работоспособности метода, выполнение акустической инверсии по суммарному кубу (получение куба акустического импеданса) и анализ результатов.
• При доказанной работоспособности метода, выполнение синхронной инверсии по угловым суммам (получение кубов акустического и сдвигового импедансов, куба плотности или других параметров по согласованию) и анализ результатов.

Граф выполнения акустической инверсии:

• Контроль качества данных ГИС (акустического и плотностного каротажа), проведение необходимой коррекции и синтеза для целей сейсмической инверсии;
• Петрофизическое обоснование возможности прогноза литологии, выделения коллекторов и прогноза коллекторских свойств по упругим свойствам пород (VP, VS, VP/VS, AI, SI) на основе анализа совместного распределения упругих свойств для различных литотипов и интервалов разреза;
• Конверсия скважинных данных из глубинного во временной масштаб;
• Оценка формы сигнала по единичной и множеству скважин, генерирование синтетических трасс для увязки с сейсмическими данными;
• Создание исходной низкочастотной модели акустического импеданса с учетом наблюдаемых пространственных стратиграфических взаимоотношений между горизонтами;
• Определение оптимального сигнала для использования в финальной акустической инверсии посредством тестовых инверсий;
• Тестирование и выбор оптимальных параметров инверсии, которые будут использованы в финальной акустической инверсии;
• Акустическая инверсия с получением кубов акустических импедансов (AI);
• Прогноз литологии по результатам акустической инверсии при установлении устойчивой зависимости между AI и литологическими свойствами (по результатам петрофизического обоснования).

Граф выполнения одновременной AVA-инверсии по угловым суммам:

• Расчет угловых сумм (не менее 3-х). Обоснование выбранных диапазонов углов падения и количества угловых сумм;
• Статистическое выравнивание угловых сумм к полной сумме для устранения расхождения между частичными суммами;
• Конверсия скважинных данных из глубинного во временной масштаб;
• Оценка формы сигнала по единичной и множеству скважин, генерирование синтетических сейсмических трасс для каждой угловой суммы, используя калиброванные кривые угловой рефлективности, для увязки с сейсмическими данными;
• Создание исходных низкочастотных моделей акустического импеданса, Vp/Vs (или поперечного импеданса) и плотности, с учетом наблюдаемых пространственных стратиграфических взаимоотношений между горизонтами;
• Определение оптимального сигнала для каждой угловой суммы для использования в финальной одновременной AVA-инверсии посредством тестовых инверсий;
• Одновременная AVA-инверсия сейсмических данных для получения атрибутов: акустический импеданс, Vp/Vs (или поперечный импеданс) и плотности (ρ);
• Расчет относительного акустического импеданса, Vp/Vs (или поперечного импеданса) и плотности вычитанием низкочастотных моделей из результатов абсолютной инверсии;

Прогноз коллекторских свойств и характера насыщения используя нейронные сети:

• Создание литотипов/электрофациальной модели по результатам интерпретации данных ГИС;
• Расчёт атрибутов и анализ главных компонент для выделения наиболее информативных входных данных для последующего анализа;
• Создание тренировочной модели в точках расположения скважин, выбор тестовых скважин для слепого анализа (blind test);
• Выполнение классификации литотипов/электрофацией в сейсмическом диапазоне частот;
• Анализ результатов классификации в целевом интервале/в интервале продуктивных горизонтов, КК результатов в точках скважин, выдача заключения о возможности/невозможности использования результатов классификации для прогноза ФЕС и/или характера насыщения в сейсмическом диапазоне частот;
• Выбор и выполнение методов динамической интерпретации будет определен по результатам анализа, петрофизического обоснование возможности применения того или иного метода в сейсмическом диапазоне частот и степени корректности результатов.

 

• Создание концептуальной геологической модели

• седиментологический анализ с целью создания модели осадконакопления, включающий:

• палеотектонический анализ на основе анализа карт толщин между опорными сейсмическими горизонтами, истории формирования разрывных нарушений и палеотектонических реконструкций;
• палеоструктурный анализ на основе анализа сейсмических разрезов в совокупности с данными пробуренных скважин, истории формирования объектов и ловушек;
• литофациальный анализ:
• секвенс-стратиграфический анализ:
  • выделение седиментологической цикличности в разрезах скважин на основании изучения данных ГИС;
  • прослеживание и анализ несогласий, выделение секвенсов и циклитов осадконакопления в пределах перспективных интервалов разреза по скважинным и сейсмическим данным;
• сейсмофациальный анализ отражений в интервалах постоянной и переменой мощности с получением карт сейсмофаций для каждого продуктивного интервала
• обоснованное выделение границ палеоструктур и палеоканалов, речных долин и т.п. в продуктивных отложениях всего разреза с увязкой по данным скважин (ГИС, керн). Детальное картирование границ палеоруслового генезиса, с формированием кровли/подошвы объектов в глубинном масштабе, прогноз их мощности, описание фациальной принадлежности, степени достоверности выделения объектов;
• построение карт или схем, характеризующих обстановки осадконакопления продуктивных пластов;
  • Выполнение прогноза литологии, пористости и других петрофизических свойств продуктивных интервалов в межскважинном пространстве по данным инверсии (в случае петрофизического обоснования о возможности таких прогнозов), AVO и атрибутивного анализа (при наличии корреляционных связей).
  • Расчет кубов прогнозной литологии и пористости и других петрофизических свойств по результатам сейсмической инверсии (при наличии обоснованных корреляционных связей).
  • Геометризация залежей продуктивных пластов.
  • Построение карт прогнозных эффективных толщин продуктивных пластов по результатам сейсмической инверсии. Построение на их основе карт прогнозных эффективных газонасыщенных толщин с учетом газо-водяных контактов.
  • Оценка достоверности прогнозов, выполненных по результатам сейсмической инверсии на основе итеративной кросс-валидации (с учётом результатов анализа устойчивости инверсии к искажениям сейсмического импульса), а также на основе увязки со всеми скважинами на площади, в том числе, не участвовавшими в построении корреляционных связей между упругими свойствами и петрофизическими параметрами.
  • Построение 3-х мерной цифровой сейсмогеологической модели;
  • Выделение в пределах полигона 3D съемки пространственного положения локальных нефтегазоперспективных объектов и прогнозирование характера заполнения ловушек;
  • Выдача рекомендаций по размещению поискового и разведочного бурения на изучаемой площади.

Результаты выполнения сейсмической инверсии (инверсий) и интерпретации ее результатов должны содержать следующие цифровые материалы:

 

 

 

№	Данные	Формат	Носитель
1	Кубы акустического импеданса, в случае выполнения инверсии по частично-кратным суммам еще и сдвигового импеданса, плотности, куба Vp/Vs в полном и ограниченном диапазоне частот	SEG-Y	HDD
2	Кубы распределения прогнозной литологии	SEG-Y	HDD
3	Кубы распределения прогнозной пористости	SEG-Y	HDD
4	Карты прогнозных эффективных газонасыщенных толщин продуктивных горизонтов	TXT(ASCII)	HDD

Окончательное решение по составу получаемых свойств резервуара будет принято Заказчиком, на основе предложений Подрядчика. Модель резервуара должна быть построена по всем продуктивным пластам, выделенным на площади.

 

• Результаты интерпретации

По завершении интерпретации, Подрядчик должен подготовить и передать Заказчику Отчет по интерпретации на английском и русском языках на магнитном носителе и на бумаге в твердом переплете. Отчет должен включать краткое описание программного обеспечения, технологию интерпретации, основные результаты и рекомендации со всеми необходимыми иллюстрациями.

Отчет по интерпретации должен включать, но не ограничиваться следующими материалами:

№	Данные	Горизонтальный масштаб	Формат	Носитель
1	Текст отчета с иллюстрациями		WORD, Excel	HDD и на бумаге
2	Структурные карты  и карты изохрон по горизонтам или кровлям пластов коллекторов с интерпретацией (границы,разломы, контуры и т.д.)	1:25 000	TXT(ASCII), cgm	HDD и на бумаге
3	Карты мощностей между проинтерпретированными горизонтами, карты эффективной мощности коллектора (для продуктивных и перспективных объектов)	1:25 000	TXT(ASCII),cgm	HDD и на бумаге
4	Карты параметров сейсмических атрибутов	1:25 000	TXT(ASCII),cgm	HDD и на бумаге
5	Карты распределения акустического импеданса в интервалах целевых горизонтов	1:25 000 (масштаб уточняется в зависимости от информативности)	TXT(ASCII),cgm	HDD и на бумаге
6	Карты средних и пластовых скоростей (и графики), графики зависимости Н (глубина) /Т (время) Графики пересчета кривых ГИС во временной масштаб		TXT(ASCII), cgm, ASCII	HDD и на бумаге
7	Сейсмофациальные, палеогеографические           и литофациальные карты	1:25 000	TXT(ASCII), cgm	HDD и на бумаге
8	Горизонтальные       срезы наиболее информативных сейсмических атрибутов	1:25 000	TXT(ASCII), cgm	HDD и на бумаге
9	Проинтерпретированные глубинные разрезы (включая разрезы сейсмических атрибутов) через пробуренные скважины и рекомендуемые	1:25 000 (гор.) 1:10 000 (верт.)	TXT(ASCII), cgm	HDD и на бумаге
10	Полная интерпретация сейсмических разрезов (сиквенсы, горизонты, тектонические нарушения, точки контактов, выклинивания, наиболее характерные кривые ГИС, результаты переинтерпретации ГИС и т.д.)		TIFF, cgm	HDD и на бумаге
11	Разрезы динамических параметров (амплитуда, фаза, частота) и псевдоакустические разрезы (с корреляцией на бумажном выводе)		SEG-Y	HDD и на бумаге
12	Результаты расчета динамических параметров по горизонтам и интервалам		TXT(ASCII), cgm	HDD
13	Схемы межскважинной корреляции пластов		TIFF, cgm	HDD и на бумаге
14	Прогнозные геологические разрезы		TIFF, cgm	HDD и на бумаге
15	Сейсмокаротажные данные (таблицы, графики)		TXT(ASCII)	HDD и на бумаге
16	Планшет (монтаж) привязки ОГ по ВСП (диаграммы ГИС, профиль ВСП, разрез ОГТ)		TIFF, cgm	HDD и на бумаге
17	3-х мерная цифровая геологическая модель		Petrel (2017 или 2018) или аналог	HDD
18	оценка ресурсов выявленных и подготовленных  нефтегазоперспективных объектов		WORD, Excel*	HDD и на бумаге
19	Паспорта труктур перспективных объектов		WORD, Excel cgm *	HDD и на бумаге
Примечание: 1.     Перечень результативных геолого-геофизических материалов может быть уточнен после рассмотрения предварительных результатов работ. 2.   По окончании работ Подрядчик представляет три копии результативных материалов на HDD 3.   Итоговый отчет предоставляется в твердом переплете на русском языке, и в электронном виде в форматах WORD и PDF. 4.  Контроль за обработкой и интерпретацией данных. 5.  *- По согласованию с заказчиком