Спосіб наземно-свердловинної сейсморозвідки

Спосіб наземно-свердловинної сейсморозвідки, який передбачає збудження пружних коливань заданої поляризації на денній поверхні або нижче зони малих швидкостей, проведення трикомпонентних спостережень у свердловині з кроком, що перевищує половину довжини прямої хвилі, та на денній поверхні або нижче зони малих швидкостей з кроком близьким половини переважної довжини хвилі, який відрізняється тим, що пікети збудження розміщують на прямолінійному профілі поблизу гирла свердловини та на відстані L=0,5×HH×tg(i) де НH - глибина нижньої границі анізотропного інтервалу, i - критичний кут, а також на віддалях кратних L в межах, що в плані перевищують розміри об’єкту досліджень, виділяють на отриманих сейс 33699 ристик середовища на основі М-перетворення та визначення форми і положення сейсмічних границь на відстані, яка перевищує половину віддалі між пунктом збудження коливань і свердловиною, що має місце при традиційних дослідженнях поляризаційним методом вертикального сейсмічного профілювання (ПМ ВСП) [2]. Однак, цей спосіб не передбачає визначення анізотропних властивостей навколосвердловинного простору, не окреслює шляхів використання параметрів поляризації сейсмічних хвиль для вивчення властивостей геологічного середовища, що значно знижує ефективність його використання при дорозвідці покладів нафти та газу. Найбільш сучасним та близьким по технічній суті та отримуваних результатах є спосіб свердловинної сейсморозвідки, що передбачає застосування наземно-свердловинної установки спостережень, збудження, прийом і реєстрацію прямої хвилі, обробку і перетворення записів, визначення променевих швидкостей розповсюдження прямої хвилі, оцінку параметрів анізотропії, визначення переважної орієнтації тонкої шаруватості і упорядкованої тріщинуватості, в якому джерело коливань заданої поляризації установлюють на наземному профілі в докритичній області на відстані від свердловини більшій довжини прямої хвилі, розміщують вподовж стовбура свердловини трикомпонентні сейсмоприймачі з кроком, що не перевищує половину довжини прямої хвилі, здійснюють направлений прийом коливань незалежно для кожної компоненти хвильового поля, визначають значення променевих швидкостей прямої хвилі в заданих точках прийому вертикального профілю спостережень, находять координати точок прийому коливань, що відповідають мінімальному часу проходження прямої хвилі і максимальному значенню променевої швидкості прямої хвилі, по останніх визначають просторове положення індикатриси променевих швидкостей і значення параметрів анізотропії середовища, прогнозують просторову орієнтацію ритмічної тонкошаруватості і упорядкованої тріщинуватості гірських порід. Недоліками способу є обмеженість у вивченні навколосвердловинного середовища по латералі, неможливість використання поляризаційних властивостей хвиль для вивчення анізотропних середовищ, що суттєво обмежує можливості сейсмічного методу, зокрема, при розвідці покладів вуглеводнів. В основу запропонованого винаходу покладена задача розширити межі вивчення навколосвердловинного середовища, зокрема, його анізотропних властивостей, для підвищення ефективності сейсморозвідки при розвідці та дорозвідці покладів нафти та газу шляхом проведення наземно-свердловинних досліджень по спеціальній технології і відповідної обробки та інтерпретації матеріалів. Поставлена задача вирішується таким чином, що у запропонованому способі наземно-свердловинної сейсморозвідки, який передбачає збудження коливань заданої поляризації на денній поверхні або нижче зони малих швидкостей (ЗМС), проведення трикомпонентних спостережень у свердловині з кроком, що не перевищує половину довжини прямої хвилі, та на денній поверхні або нижче зони малих швидкостей з кроком близьким по ловини переважної довжини хвилі, згідно винаходу, пікети збудження розміщують на прямолінійному профілі поблизу гирла свердловини та на відстані L=0,5×НH×tg(i), де НH - глибина нижньої границі анізотропного шару, i=arc sinV1/V2 (V1 і V2 швидкості хвиль на контакті двох середовищ), а також на віддалях кратних L в межах, що в плані перевищують розміри об'єкту досліджень, виділяють на отриманих сейсмограмах вертикального сейсмічного профілювання (ВСП), непоздовжнього сейсмічного профілювання (НВСП) та наземних спостережень прямі хвилі, а також відбиті хвилі від нижньої і верхньої границь передбачуваного анізотропного шару проводять їх ідентифікацію та ув'язку кінематичних, динамічних і поляризаційних особливостей шляхом використання характерних (спільних) точок свердловинної і наземної установок сейсмоприймачів, будують годографи зазначених падаючих та відбитих сейсмічних хвиль, розраховують відповідні модельні годографи на основі отриманої швидкісної залежності середньої швидкості від глибини V(H) по даних ВСП, в подальшому формують рівномірні вподовж профілю масиви значень приросту часу між модельними та спостереженими годографами падаючих і відбитих хвиль, а також дійсних азимутів w та кутів j поляризації хвиль і їх зміни Dw та Dj в інтервалі між двома сейсмічними горизонтами і на базі визначених значень коефіцієнта ефективної анізотропії та поляризаційних характеристик сейсмічних хвиль, судять про переважну орієнтацію тріщинуватості і мікрошаруватості гірських порід на відстанях від свердловини, які в плані перевищують геометричні розміри покладу вуглеводнів. Суттєвою відмінністю способу згідно запропонованого винаходу та його перевагою є наявність таких ознак: 1) цільове розміщення пікетів збудження поблизу свердловини і на відстанях, що значно перевищують в плані геометричні розміри покладу вуглеводнів; 2) спеціальна технологія ув'язки даних наземних та свердловинних спостережень, яка базується на використанні характерних (спільних) точок свердловинної та наземної установок сейсмоприймачів; 3) моделювання годографів падаючих та відбитих сейсмічних хвиль з використанням швидкісної залежності V(H) по ближньому пікету збудження (ВСП), яка мінімально піддається впливу анізотропії середовища; 4) визначення дійсних значень параметрів поляризації відбитих сейсмічних хвиль від горизонтів (нижньої і верхньої границь об'єкту), що вивчаються, а також змін цих параметрів на обмежених по глибині інтервалах; 5) можливість дослідження границь на різних рівнях по відношенню до анізотропного шару, що дозволяє підвищити достовірність визначень параметрів анізотропії; 6) створення рівномірного вподовж профілю мfсиву значень приросту часу між модельними та спостереженими годографами хвиль: - які дозволяють досягнути очікуваний технічний результат та вирішити поставлену задачу. Суть винаходу пояснюється малюнком (фіг.1), де прийняті слідуючи позначки: 2 33699 По даних наземних спостережень будують азимути w та кути j поляризації хвиль для границь, що знаходяться вище та нижче анізотропного шару. Обчислюють значення Dw та Dj в інтервалі між границями і по останніх судять про фізичні властивості шару, що вивчається. Визначення параметрів анізотропії в околі свердловини на основі комплексного використання даних свердловинних (ВСП, НВСП) та наземних спостережень пояснюється схемою реалізації (фіг. 2), де використовують такі позначки: годографи падаючої 1 хвилі та відбитої 2 хвилі від границі, що розташована нижче анізотропного шару, по даних НВСП, годограф відбитої хвилі 3 по даних наземних спостережень, ув'язочна точка 4, модельні годографи падаючої 5 і відбитої 6 хвиль для пункту НВСП та відбитої хвилі 7 для наземної установки, точки на годографах відбитої хвилі по даних НВСП 8, та по даних наземних спостережень 9, що відповідають одним променям: „пункт прийому на поверхні - точка спостережень у свердловині". В зазначеному варіанті застосовується наступна послідовність операцій. По сейсмограмі НВСП будують годографи прямої хвилі та відбитої хвилі від границі, що знаходиться нижче анізотропного шару. бурова вишка 1; свердловина 2; товща 3, що характеризується анізотропією порід; нижня границя 4 анізотропного шару, точка прийому коливань на поверхні 5; точка прийому коливань у свердловині 6; точки прийому коливань у свердловині та на поверхні 7, що належать одному і тому ж сейсмічному проміню; пікети збудження 8; промені падаючих хвиль 9; промені відбитих хвиль 10; модельні годографи відбитих хвиль 11 від границі 4; спостережені годографи відбитих хвиль 12 від границі 4; товща 13; що характеризується середньою швидкістю V1; товща 14, що характеризується середньою швидкістю V2; кут 15 між свердловиною та сейсмічним променем з пункту НВСП. Реалізацію способу здійснюють наступною послідовністю операцій. Будують очікувану модель геологічної будови середовища, на якій виділяється шар, що потребує визначення анізотропних та поляризаційних властивостей. Розраховують місцеположення першого непоздовжнього пункту збудження (НВСП) згідно формули L=0,5×HH×tg(i), де НH - глибина нижньої границі анізотропного шару, а також інших пунктів збудження (кратних величині L). Проводять трикомпонентні спостереження коливань одночасно на поверхні, або нижче ЗМС, і в свердловині при збудженні коливань поблизу гирла свердловини і на пункті НВСП. Інші (дальні) пункти збудження відпрацьовуються при застосуванні лише наземних спостережень. Виконують перерахунок спостережних сейсмозаписів на задану лінію (рівень або границю розділу). По кожному пункту збудження ВСП, НВСП та тих, що знаходяться на більших відстанях від свердловини, ідентифікують відбиття, які пов'язані з границями, розташованими вище та нижче анізотропного шару. В подальшому визначення параметрів анізотропії проводять двома шляхами. В першому випадку будують спостережені годографи відбитих хвиль по даних наземних спостережень. Відповідні модельні годографи розраховують на основі залежності середньої швидкості На основі швидкісної залежності V (H ) по даних ВСП для непоздовжнього пункту збудження будують відповідні модельні годографи. Кількісні характеристики анізотропії, а також потужність анізотропного шару визначають на основі графіків: DTпі=Тмпі-Тспі та DТві=Тмві-Тсві; тут DТпі, DТві - приріст часу для прямої та відбитої хвиль; Тмпі, Тмві - час на модельному годографі; Тспі, Тсві - час на спостережених годографах прямої та відбитої хвиль. Додатковий контроль проведених розрахунків анізотропії виконують шляхом аналізу кінематичних характеристик відбитих хвиль від горизонту, що знаходиться нижче анізотропного шару, зокрема, вподовж променів, які перетинають свердловину і реєструються сейсмоприймачами на денній поверхні в бік від свердловини протилежний пункту збудження. Відповідні пари значень “точка прийому у свердловині - пункт прийому на денній поверхні” знаходять згідно формули: Hi=Xs/tgai, тут Нi - глибина точки прийому у свердловині; Xi - координата пункту прийому на денній поверхні (початок координат на свердловині); ai - кут виходу променя на денну поверхню (по відношенню до вертикалі). Останній визначається із формули: tgaI=(|Xi|+|Xпз|)/2×HH, де НH - глибина нижньої границі анізотропного шару. Визначення параметру, що характеризує ефективну анізотропію, проводиться в точці (|Xi| + |Хпз|)/2 згідно виразу: DTi=Tmi-Tci, де Tмі - час по годографу модельної відбитої хвилі в точці Xі; Тсі - спостережений час від глибини V (H ) по даних ВСП, причому може застосовуватись як алгоритм, що не враховує заломлення на проміжних границях, так і більш точний алгоритм з урахуванням заломлення хвиль. По різниці часу Ті=Тмі-Тсі на відстані, що дорівнює 2×НH×tga(a-кут15), судять про значення коефіцієнта ефективної анізотропії в досліджуваному шарі. Визначена по годографах величина DТi, ототожнена із значенням ефективної анізотропії, буде характеризувати точку на профілі, що знаходиться посередині між пікетом збудження та пікетом спостережень (в разі горизонтально-шаруватої будови). Відповідні дані в проміжних точках отримують на основі ув'язки опорних значень з урахуванням поведінки спостережених годографів по відомих технологіях. Вивчення поляризаційних властивостей хвиль в анізотропному шарі порід проводять таким чином. 3 33699 реєстрації відбитої хвилі від границі на глибині НН в точці Xі. В разі правильного визначення параметру DТі повинна виконуватись рівність: Tci-DTmi=THi, тут Тсі - час реєстрації відбитої хвилі від границі нижче анізотропного шару; Тмі - час проходження відбитої хвилі вподовж променю „точка прийому у свердловині - пункт прийому на денній поверхні"; Тні - час реєстрації відбитої хвилі у свердловині на глибині НН. Значення DТмі визначається згідно формули: DTmi = 1 V X i2 + Hi2 SВ - шлях, який проходить сейсмічна хвиля, від пункту збудження до верхньої границі анізотропного шару в районі свердловини. Час вступу прямої хвилі до нижньої границі анізотропного інтервалу складе: ТН=Тв +DТ, де DТ - приріст часу в анізотропному шарі; DТ=DН/соsaV3 = 300/0,891-3250=0,103 с; Тн = 0,763 с + 0,103 с = 0,866 с. Час вступу прямої хвилі до нижнього горизонту в разі відсутності анізотропії (модельний годограф) становитиме: Тм = НH /cosaV1- 2000/0,891-2500=0,897 с. Таким чином, приріст часу вступу прямої хвилі на інтервалі, що відповідає верхній і нижній границям анізотропного шару, для пункту НВСП становитиме: для спостереженого годографа: DТс = 0,866 с - 0,763 с= 0,103 с; для модельного годографа: DТм = 0,897 с - 0,763с =0,134 с. Коефіцієнт ефективної анізотропії для середовища в інтервалі глибин 1700-2000 м складе: cеф= 0,134 с/0,103 с=1,3. Аналогічні розрахунки можуть бути виконані і для відбитих хвиль. Таким чином, визначення параметрів анізотропії на основі наземно-свердловинних спостережень в сукупності з даними по поляризації хвиль дає можливість підвищити ефективність сейсморозвідки шаруватих середовищ, зокрема, при вивченні переважної орієнтації тріщинуватості гірських порід на різних глибинах їх залягання і на значних відстанях від свердловини, що особливо актуально на сучасному етапі геологорозвідувальних робіт на нафту та газ. . Рівність (4) повинна виконуватись для променів „точка прийому у свердловині - пункт прийому на денній поверхні", що розповсюджуються вище анізотропного шару. Для променів, що мають більшу глибину розповсюдження, в разі анізотропії матиме місце порушення рівності (4). Приклад реалізації способу. Для дослідної перевірки способу прийнята наступна модель: глибина до верхньої границі анізотропного шару Нв - 1700м; глибина до нижньої границі анізотропного шару НН - 2000м; потужність анізотропного шару DН - 300м, середня швидкість поздовжніх хвиль до глибини 2000 м (по нормалі), V1 = 2500 м/с; середня швидкість поздовжніх хвиль нижче глибини 2000 м, V2= 3500 м/с; променева швидкість поздовжніх хвиль в анізотропному шарі при НВСП, V3=3250 м/с. Розрахунок місцеположення непоздовжнього пункту збудження проводять по формулі: Хнвсп=0,5×Нн×tg(i), тут i=arcsin(2500/3500)=45°30', a tg(i)=1,018. Для прийнятої моделі Хнвсп=0,5×2000×1,018=1018 м. При збудженні коливань на непоздовжньому пункті час вступу прямої хвилі до верхньої границі анізотропного шару дорівнює: Тв=SВ/V1=Нв/cosaV1=1700/0,891×2500=0,763 с тут a - кут падіння променю на границю і визначається з формули: tg(a)=Хнвсп/Нн=1018/2000=0,509, =27° Джерела інформації. 1. Патент на винахід України кл. G01-V1/40, № 9995,1996. 2. Мармалевський Н.Я., Мегедь Г.В., Мерщій В.В. та інш. Нафтова та газова промисловість. – К.: 1998, с. 3. Патент на винахід України кл. G01V1/00, № 17780A, 1997, (прототип). 4 33699 Фіг. 1 5 33699 Фіг. 2 ___________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 6