Спосіб сейсморозвідки нафтових і газових родовищ

Спосіб сейсморозвідки нафтових і газових родовищ зондувальними гармонійними сигналами, що слідують пакетами, з наступним аналізом лунасигналів, відбитих від меж родовища, який відрізняється тим, що частоту і шпаруватість зондувальних сигналів оперативно змінюють так, щоб досягався максимум луна-сигналів від меж родовища, при цьому синфазно накопичують інформацію про відбиті сигнали і обробляють її математичними засобами для усунення шкідливого впливу випадкових сигналів, далі знаходять математичні зображення луна-сигналів від верхньої та нижньої меж родовища і їх відношення, а наприкінці визначають локальний коефіцієнт поглинання поздовжнього сейсмосигналу діленням відношення математичних зображень луна-сигналів на товщину досліджуваного шару та на квадрат кутової частоти зондувального сигналу від нижньої межі і оцінюють в'язкість рідини у родовищі Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що для кожної точки місцевості, що досліджується над родовищем, визначають середні значення коефіцієнтів поглинання і коефіцієнт взаємної кореляції МІЖ IX ПОСЛІДОВНОСТЯМИ о (О Винахід відноситься до галузі сейсморозвідки і призначений для використання у нафтовій і газовій промисловості для пошуку та оцінки параметрів нафтових і газових родовищ Відомий спосіб сейсморозвідки, що базується на використанні зондувального сейсмосигналу вибухового типу, який генерується джерелом у вигляді звичайного вибухового заряду (див В В Знаменский Полевая геофизика М Недра 1980 розділи §52 Возбуждение сейсмических колебаний, crop 242 и §53 Системы сейсмических наблюдений, стор 245) При цьому способі зондувальний сейсмосигнал, сформований вибуховим зарядом, посилається до земних надр, відбивається від меж різних геологічних шарів і повертається до поверхні землі у вигляді луна-сигналів, котрі реєструються сейсмоприймальною апаратурою Вимірюється час запізнювання луна-сигналу відносно моменту підриву заряду Отриманий час запізнення помножу ється на середню швидкість розповсюдження сейсмічних хвиль і визначається глибина меж, від яких здійснюється відбивання луна-сигналів Недоліком такого способу сейсморозвідки є невелика точність та достовірність розвіданих даних, тому що, як правило, немає точних даних про середню швидкість сейсмосигналів при розмитих фронтах зондувальних сейсмохвиль і тому не ВІДОМІ форми відбитого сигналу Достовірність цього способу невелика головним чином ще й тому, що ослаблення відбитих луна-сигналів обумовлюється не тільки наявністю нафтових шарів, але і багаточисленними іншими причинами (кутом нахилу залягання шарів, геологічними розломами та ш) Крім того, цей спосіб також порівняно дорогий, тому що у більшості випадків потребує багаторазового повторення експериментів Крім того, застосування джерела вибухового типу дуже шкідливе з екологічної точки зору для навколишнього середовища ю 45446 леводневе родовище може мати, наприклад, велику КІЛЬКІСТЬ парафіну Запропонований винахід вирішує задачу удосконалення способу сейсморозвідки вуглеводневих родовищ шляхом підвищення достовірності визначення місцезнаходження нафтових районів і якості цих районів за рахунок більш точного визначення кордонів корисних нафтородовищ та дистанційної оцінки величини в'язкості рідини у пористих середовищах Ця задача вирішується адаптацією параметрів (спектральних характеристик) сейсмосигнала джерела до умов геологічного середовища, що досліджується, та особливостями обробки отриманої інформації Суть винаходу полягає в тому, що в способі сейсморозвідки родовищ, заснованому на методі "сліпої плями", яку одержують за допомогою зондувальних гармонічних сейсмосигналів, що слідують пакетами за певним періодом, та аналізу луВідомий патент Російської Федерації на-сигналів, відбитих від меж геологічних шарів, №2014638, MKBGOIV1/28 "Устройство для виброщо досліджуються, згідно з запропонованим винасейсмической разведки, (Кострыгин Ю П , Бюл ходом, частоту та шпаруватість пакетів імпульсів изобр №11, 1994г) сейсмосигналів оперативно змінюють так, щоб Цей пристрій включає багатоканальну сейсмовони адаптивно узгоджувались з імпульсними хастанцію з реєстратором, корелятором, генераторактеристиками меж досліджуваного шара геолором опорного сигналу, зворотним фільтром, який гічного середовища, а це узгодження фіксують за вміщує три аналізатори спектрів, перемножувач максимумом амплітуди луна-сигналів, після чого комплексних чисел, дільник, а також смуговий здійснюють синфазне накопичування інформації фільтр і синтезатор Всі ці блоки мають між собою для наступного усунення шкідливого маскуючого ВІДПОВІДНІ з'єднання впливу випадкових сигналів-перешкод на корисні Недоліком пристрою є недостатнє послабленсигнали математичними засобами, далі знаходять ня сигналів перешкод, і ВІДПОВІДНО мала достовірматематичні відображення реальних лунаність результатів сейсморозвідки, а також неспросигналів, відбитих ВІДПОВІДНО ВІД верхньої та нижможність оцінювати якість розвіданої рідини ньої меж досліджуваного геологічного шару і макНайбільш близьким за технічним змістом та симально звільнених від сигналів перешкод, знарезультатом, що досягається, до запропонованого ходять відношення математичних відображень цих способу, є спосіб, описаний у праці луна-сигналів і наприкінці визначають локальне W С Pntchett Acurmg Better Seismic Date, значення коефіцієнта поглинання повздовжньої Chapman and Hall London-New York, 1990,427p сейсмохвилі шляхом ділення цього відношення на При цьому способі зондувальні сейсмосигнали товщину досліджуваного шару та на квадрат кутоіз заданим спектральним складом від спеціального вої частоти зондувального сейсмосигналу і проводжерела надсилаються у геологічне середовище дять оцінку в'язкості рідини у пористому геологічПісля досягнення відбиваючих меж геологічних ному середовищі шарів ці сигнали відбиваються у вигляді лунасигналів і реєструються приймальною апаратурою Крім того, на базі отриманих локальних знаЯкщо на шляху розповсюдження зондувального чень коефіцієнтів поглинання сейсмохвиль для сейсмосигналу зустрічаються шари з великим покожної точки місцевості, яка досліджується, знахоглинанням пружних хвиль, якими є нафтогазоносні дять їх середнє значення, а також коефіцієнт взапороди з високою пористістю, то луна-сигнали від ємної кореляції між їх послідовностями відбиваючих меж, що лежать на великій глибині, Відомо, ЩО отриманню достовірних результаотримуються дуже слабкими "СЛІПІ ПЛЯМИ", ЩО тів сейсморозвідки перешкоджають чисельні петаким чином виявляються на досліджувальній місрешкоди, такі як від рухомого транспорту, хвилюцевості, дозволяють уточнювати місцезнаходженвання прибою моря, роботи технологічного ня та кордони нафтогазоносних районів обладнання, шумів у самій сейсмопримальній апаратурі та ш Всі ці перешкоди, як правило, маНедоліками указаного способу сейсморозвідки ють випадковий характер Найбільш відомим шлянафтогазоносних місцезнаходжень є низька ефекхом подолання шкідливого впливу перешкод є тивність та достовірність, тому що він використопідвищення потужності джерела корисних сигнавує зондувальні сейсмосигнали недостатньої полів Але можливості такого рішення проблеми за тужності і тому має часто малу чутливість, певними причинами невеликі Дослідження, що внаслідок чого дуже важко обробляти корисну інпроведені у Морському Гідрофізичному інституті формацію Крім того, цей спосіб сейсморозвідки не НАН України (див Звіт Відділення Гідроакустики дозволяє судити про ДОЦІЛЬНІСТЬ розробок нафтоцього інституту "Разработка алгоритма обработки газоносних районів, тому що не дає змоги оцінюсейсмосигнала", Одесса, 1997) показують, що вати величину в'язкості вуглеводневої рідини у підвищити рівень відбитого луна-сигналу можливо пористих середовищах шляхом підбору для кожної відбиваючої межі геоВиявлена "сліпа пляма" може бути нерентабелогічного шару такої спектральної характеристики, льною для промислової експлуатації тому, що вугВказані недоліки зондувальних сейсмосигналів, які генеруються за допомогою джерела вибухового типу, є причиною, що у сучасних умовах часто звертають увагу на застосування джерел сейсмосигналів, що живляться від джерел постійної енергії (електричної, пневматичної, гідравлічної) Але можливості сучасної техніки не дозволяють утворювати джерело стабільних сейсмосігналів великої потужності Тому величина зондувальних сейсмосігналів, що здійснюються за допомогою цих джерел, відносно мала і відношення величини корисного луна-сигналу до величини сигналів перешкод дуже мале Таким чином, при використанні таких джерел корисні луна-сигнали дуже замасковані сигналами перешкод Таким чином, при зондувальних сейсмосигналах малої потужності важливою задачею є послаблення сигналів перешкод 45446 зокрема частоти зондувального сигналу, при якій відбитий луна-сигнал має найбільшу амплітуду Оскільки сигнали перешкод мають випадковий характер, то для боротьбі з їх впливом може бути використане багаторазове зондування досліджуваного геологічного шару для синфазного накопичування інформації з метою наступного відсіювання сигналів перешкод математичними методами Цей шлях боротьби з перешкодами потребує, щоб зондувальні сейсмосигнали не відрізнялись один від одного за формою та енергією і були синхронізовані за часом з великою точністю Вказані шляхи боротьби з впливом перешкод використовуються у запропонованому способі проведення сейсморозвідки, Тому для вирішення цього питання, тобто адаптації спектральних характеристик зондувальних сигналів до імпульсних характеристик меж геологічних шарів, що досліджуються, та накопичування отриманої інформації з метою боротьби з випадковими перешкодами використовується спеціалізоване відносно потужне та високостабільне джерело зондувальних сейсмосигналів, яке дозволяє оперативно змінювати параметри зондувального сейсмосигналу Разом це значно підвищує достовірність сейсморозвідки запропонованим способом Друга задача, що вирішується запропонованим способом, це дистанційна оцінка в'язкості рідини у пористих середовищах, яка заснована на такій базі Як відомо із загальної геофізики, поглинання сейсмосигналів зростає зі збільшенням їх частоти У той же час швидкість звуку залишається незмінною Крім того, на величину поглинання сейсмічної хвилі тої або іншої частоти у пористих середовищах з рідиною впливають характеристики цієї рідини, зокрема її в'язкість Досліджуваний геологічний шар завжди має певну товщину з двома межами - верхньою та нижньою Якщо товщина шару, що досліджується, не перевищує половини глибини X, на якій знаходяться верхня межа шару, то виникаючий при зондуванні луна-сигнал являє собою суму перехідних функцій його верхньої і нижньої меж, які залежать не тільки від конфігурації цих поверхонь, але і від фізико-механічних параметрів розділених ними середовищ Можна показати, що відношення Q = Fi / F2, де F-і, F2 - математичні зображення лунасигналів ВІДПОВІДНО від верхньої та нижньої меж досліджуваного шара, не залежить від особливостей геологічного середовища між цим шаром та сейсмоприймачами (Під математичним зображенням F розуміють величину F(p) = fe" pt f(t)dt о або F (p) = f (t), де f (p) - оригінал функції) Якщо параметри зондувального сигналу джерела під час досліджень можна змінювати, то це дозволяє зафіксувати ще одну характеристику досліджуваного шару, інваріантну до особливостей геологічного середовища Легко показати, що можливо обрати таку пару сигналів Si і S2, спектр яких на ВІДПОВІДНИХ межах шару буде узгоджений із зображеннями їх імпульсних характеристик Ідея узгодження полягає у такій підстройці параметрів зондувального сигналу, при якій амплітуда луна-сигналу від тієї чи іншої відбиваючої межі сягає максимуму Сама глибина досліджуваної межі визначається звичайним чином за часом отримання луна-сигналів Припустимо, що сигнал Si "узгоджений" з верхньою межею Ri шару, а сигнал S2 -з нижньою F 2 У цьому випадку при зондуванні першим сиг? налом Si амплітуда луна-сигналу fn від верхньої межі Ri буде більше, ніж fi2 від нижньої межі F 2 ? Таким же чином при зондуванні сигналом S2 амплітуда луна-сигналу f22 від нижньою межі F 2 буде ? більшою, ніж амплітуда f2i від верхньої межі Ri Легко показати, що відношення зображень Fn / F22 дорівнює добутку відношення зображень імпульсних характеристик верхньої Ri та нижньої R2 меж, а також квадрата передаточної функції шару, модуль якого | Н (jco)| = ехр (- а1со2), де а - коефіцієнт поглинання сейсмічної хвилі у речовині досліджуваного геологічного шару, 1 -товщина шару, со - кутова частота зондувального сигналу Тому величину коефіцієнта поглинання можна оцінити дистанційним визначенням величин Q, Fn, F22 Кожному значенню коефіцієнта поглинання відповідає певна величина в'язкості рідини і ця залежність з'ясовується на базі даних досвіду Як правило, при сейсморозвідці на місцевості досліджують не одну, а кілька точок Тому для одержання загальної картини якості родовища на базі локальних значень коефіцієнтів поглинання треба знайти їх середнє значення, а також коефіцієнт взаємної кореляції їх послідовностей Реалізація запропонованого способу сейсморозвідки нафтогазородовищ поясняються малюнками На фіг 1 показано у різних горизонтальному і вертикальному вимірах склад та розміщення апаратури на земній поверхні На фіг 2 показані для наочності графіки зондувальних сейсмосигналів з різними частотами с і різним періодом Т слідувано ня пакетів зондувальних сейсмосигналів На фіг 1 позначено 1 - джерело зондувальних гармонічних сейсмосигналів, 2і 2N - сейсмоприймачі луна-сигналів, 3 - апаратура керування джерелом зондувальних сейсмосигналів та реєстровою апаратурою, 4 - реєструюча апаратура, X - середня глибина верхньої межі досліджуваного шару, R-і, R2 - позначення ВІДПОВІДНО верхньої та нижньої межі досліджуваного геологічного шару, 5 - позначення зондувальних сейсмосигналів Перший індекс позначає номер сигналу "узгоджуваного" із межею, що зондується Другий індекс позначає належність сейсмосигналу до одного з N сейсмоприймачів, f - позначення відбитих луна - сигналів Позначення індексів ідентичні позначенням індексів сейсмосигналів В якості джерела зондувальних сейсмосигналів 1 застосовано джерело типу ИГДИНДІ "Акустика", м Київ Сейсмоприймачами 2 є звичайні датчики типу СП зі смуговими фільтрами і 8 Діленням відношення математичних відображень луна-сигналів на товщину досліджуваного шару і на квадрат кутової частоти другого сейсмосигнала знаходять значення коефіцієнта поглинання досліджуваного геологічного шару Товщина досліджуваного шару визначається звичайним способом за різницею часу отримання лунасигналів від верхньої та нижньої меж шару Одержане значення коефіцієнта поглинання сейсмохвиль є локальною оцінкою в'язкості рідини у пористому середовищі досліджуваного шару в даній точці місцевості Щоб мати загальну картину якості розвіданого родовища, отримані значення коефіцієнтів поглинання всіх позицій на місцевості використовують для визначення середнього значення коефіцієнта поглинання сейсмохвиль, а також для визначення коефіцієнта взаємної кореляції між їх послідовностями Одержані параметри використовують для визначення наявності у досліджуваному шарі геологічного середовища вуглеводневої рідини та оцінки и в'язкості Це є базою для прийняття рішення про ДОЦІЛЬНІСТЬ проведення буріння земної кори Таким чином, адаптація спектральних характеристик зондувальних сейсмосигналів до імпульсних характеристик відбиваючих меж досліджуваних геологічних шарів і синфазне накопичування інформації дозволяє у багато разів ослабляти маскуючий вплив сигналів перешкод на лунасигнали, що підвищує достовірність даних геологорозвідки Виконання спеціальних математичних процедур дає змогу визначити коефіцієнт поглинання поздовжньої сейсмічної хвилі у досліджуваному геологічному шарі і тим самим дистанційно оцінювати ЯКІСНІ показники нафтових і газових родовищ Техніко-економічний ефект від запропонованого способу сейсморозвідки нафтових і газових родовищ визначається значним скороченням витрат часу і кількаразовим зниженням фінансових коштів на проведення геологорозвідувальних робіт При виявленні низької якості нафтородовища цей спосіб дозволяє усунути необхідність проведення буріння земної кори, що дорого коштує Як легко бачити, запропонований спосіб усуває також екологічний збиток природі у випадках отримання даних про недоцільність буріння земної кори 45446 підсилювачами При геологорозвідках досліджуються відносно великі площі земної поверхні, тому доцільно використовувати одночасно декілька сейсмоприймачів, які розташовуються навколо джерела сейсмосигнала Для апаратури 3 керування використовується синхрогенератор з цифровим формувачем зондувального сигналу, який дозволяє змінювати не тільки частоту гармонічного сигналу, але і забезпечує маніпуляцію гармонічного сигналу для зміни частоти та шпаруватості зондувальних імпульсів Це наочно пояснюється графіками імпульсів на фіг 2 До складу реєструючої апаратури 4 входять електронний комутатор сейсмоприймачів, аналого-цифровий перетворювач, ПЕОМ із запам'ятовуючим та друкуючим пристроями На місцевості, яка досліджується (фиг 1), встановлюється джерело 1 зондувальних сейсмосигналів і кабелем зв'язку з'єднується з апаратурою З керування Навколо джерела 1 на відстанях орієнтовно ПІВХВИЛІ сейсмічних сигналів один від одного, розташовані сейсмоприймачі 2 луна-сигналів, котрі кабелями зв'язку з'єднуються з реєструючою апаратурою 4 Ця апаратура з'єднується керувальним кабелем з апаратурою 3 керування Попередньо потрібно задати глибину досліджуваного шару, товщина якого повинна знаходитися в межах від X до 1,5Х, де X - глибина до верхньої межі шару За допомогою апаратури З керування задають режим зондування сейсмосигналами джерела досліджуваного геологічного шару і реєстрації відбитих луна-сигналів реєструючою апаратурою Підбором параметрів (частоти та шпаруватості, фіг 2) зондувальних сейсмосигналів S добиваються їх адаптації до імпульсних характеристик меж досліджуваного шару шляхом отримання найбільшої амплітуди луна-сигналів (фиг 1) спочатку від верхньої межі досліджуваного шару, а потім від нижньої межі При необхідності для звільнення від перешкод експеримент багато разів повторюють для накопичування синфазної інформації про відбиті луна-сигнали і наступного усунення впливу маскуючого ефекту сигналів перешкод Термін накопичування інформації встановлюється за досвідом залежно від умов місцевості Для луна-сигналів, звільнених від сигналів перешкод, визначають їх математичні відображення і знаходять їх відношення 45446 10 Фіг. 2 ФІГ. 1 ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна (044)456-20- 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71