Способ сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов



Способ сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов
Способ сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов

 


Владельцы патента RU 2432588:

Суконкин Сергей Яковлевич (RU)
Чернявец Владимир Васильевич (RU)
Пушкарев Павел Юрьевич (RU)
Червинчук Сергей Юрьевич (RU)
Рыбаков Николай Павлович (RU)
Белов Сергей Владимирович (RU)
Кошурников Андрей Викторович (RU)

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано при поиске природных углеводородов, преимущественно подводных залежей. Заявленный способ включает проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне. Запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов, Фурье-преобразование вертикальных компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной. Регистрацию по профилю измерений сейсмических сигналов выполняют в точках, расположенных на расстоянии 250 м друг от друга по профилю измерений сейсмических сигналов, расположенного на расстоянии не более 1000 м от точки стационарного наблюдения. Одновременно с регистрацией сейсмических сигналов выполняют регистрацию сигналов гравитационного поля, дополнительно выполняют определение условной плотности, аномалий потенциальной плотности, скорости звука, глубины до дна, динамической высоты, потенциальной температуры, частоты Вяйселя-Брента, градиента потенциальной температуры, градиента солености. Технический результат: повышение информативности получаемых данных при оценке углеводородсодержащих объектов. 2 ил.

 

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано при поиске природных углеводородов, преимущественно подводных залежей.

Известен способ низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов [1], включающий определение по крайней мере одной точки наблюдения на поисковой площади, размещение в точке наблюдения приемника сейсмических колебаний, проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, проведение расчета спектральных характеристик с использованием Фурье-преобразования полученных сигналов, ее анализ на наличие ложных сигналов и сигналов от продуктивного пласта с природными углеводородами, исключение из рассмотрения ложных сигналов, проведение анализа оставшихся сигналов с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, в котором в отличие от известного способа регистрацию и запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов. Фурье-преобразование вертикальных компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной, на полученных спектрах выявляют максимум, который характеризуют местоположением на спектре в диапазоне частот

Vs/H<F<Vp/H.

где Vs - средняя по осадочному чехлу скорость распространения поперечных сейсмических волн в точке наблюдения;

Vp - средняя по осадочному чехлу скорость распространения продольных сейсмических волн в точке наблюдения;

Н - известная глубина залегания фундамента в точке наблюдения,

сигнал с данным максимумом принимают за соответствующий резонансу между дневной поверхностью и фундаментом ложный сигнал - сигнал от фундамента, бесперспективной точкой наблюдения признают точку со спектром, в котором присутствует сигнал от фундамента с монотонным спадом амплитуды спектра в сторону больших частот от максимума сигнала от фундамента, выявляют спектры сигналов, в которых присутствуют максимумы на частотах, больших частоты максимума сигнала от фундамента, указанные спектры классифицируют на две группы: 1) спектры с равномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений менее чем на половину ширины своего максимума, 2) спектры с неравномерным расположением максимумов сигналов со смешением относительно других измерений не менее чем на половину ширины своего максимума; точку наблюдения с сигналами со спектром первой группы определяют как перспективную на наличие залежи от природных углеводородов, сигналы со спектром второй группы определяют как ложные сигналы - сигналы от зоны возможных тектонических нарушений. При этом при выявлении равномерного или неравномерного расположения сигналов возможно их сравнение относительно сигналов других измерений с одной точки наблюдения, или относительно сигналов с других канатов их записи с этой точки наблюдения при многоканальном способе наблюдения, или относительно сигналов их записей с соседних точек наблюдения при одноканальном способе наблюдения. При наличии точек наблюдения больше одной в районе исследования сигнал от фундамента дополнительно характеризует его присутствие в большинстве точек наблюдения.

Данный способ позволяет отграничить ложные сигналы от сигналов от продуктивного пласта и тем самым резко повысить достоверность принимаемых решений. Регистрацию и запись сигналов проводят в сравнительно широком диапазоне частот 0,5-50 Гц, соответствующем диапазону глубин залегания фундамента. Известный способ реализован с использованием известных аппаратных средств, например, с помощью мобильного цифрового сейсмометрического комплекса «Экспресс-4», блок-схема которого включает следующие основные модули:

- комплект высокочувствительных сейсмических датчиков типа СМ-ЗКВ ADNR;

- выносной распределитель с кабельными линиями связи;

- регистрирующий модуль с блоком фильтров и усилителей, платой аналого-цифровых преобразователей, цифроаналоговых преобразователей, компьютером;

- GPS-приемник GARM1N 12 XL;

- блок питания;

- блок калибровки.

Сейсмические датчики представляют собой магнитоэлектрические маятниковые сейсмоприемники, преобразующие скорость механических колебаний в электрический ток, при этом напряжение, возбуждаемое на концах рабочей обмотки приемника, пропорционально скорости колебания грунта. Регистрирующий модуль комплекса «Экспресс-4» обеспечивает прием сейсмических сигналов, их преобразование в цифровой код, регистрацию данных в различных форматах, привязку регистрируемых данных к единому времени, визуализацию входных данных, выполнение калибровки сейсмических каналов, предварительную оценку качества зарегистрированных данных. При обработке и анализе сигналов и их спектральных характеристик используются стандартные программные средства типа Mathlab версии 6.0 и выше.

В период натурных испытаний были использованы три сейсмических приемника -комплект высокочувствительных сейсмических датчиков типа СМ-3КВ ADNR мобильного цифрового сейсмометрического комплекса «Экспресс-4» с 4 каналами записей, расположенных на расстоянии 50-100 метров друг от друга, в диапазоне частот 0,5-50 Гц, соответствующем глубине залегания фундамента 6-8 км. Запись сейсмических сигналов проводили одновременно для всех каналов записей в течение не менее 400 сек, в результате приема и обработки сигналов были получены спектральные характеристики, включающие ложные сигналы от фундамента, сигналы от нарушений, сигнал от продуктивного пласта.

Недостатком данного способа и устройства для его осуществления является относительно невысокая достоверность, т.к. произвести генерирование сигнала в диапазоне 0,5-1,0 Гц посредством трех однотипных сейсмических приемников с одинаковой измерительной базой представляет собой сложную техническую задачу, особенно в морских условиях.

Известны также автономные донные станции [2, 3, 4], представляющие собой цилиндрические или шарообразные корпуса, снабженные балластом для установки их на грунт, внутри и на корпусе которых установлены измерительные датчики и средства обработки первичной информации. В качестве измерительных датчиков используются, как правило, гидрофоны и геофоны. Зарегистрированная датчиками информация хранится на флеш-картах, которые после подъема донных станций обрабатываются на диспетчерских пунктах или считывается по каналам гидроакустической связи на обеспечивающем судне. Известные донные станции предназначены в основном для регистрации сейсмосигналов на акватории моря. Так, устройство [4] представляет собой морскую автономную донную сейсмическую станцию, устанавливаемую на морское дно преимущественно с плавучих средств. Станция включает герметичный корпус, состоящий из двух полусфер, снабженных в месте сочленения уплотнительным кольцом. Внутри размещена геофизическая аппаратура, включающая измерительные датчики геофонного и гидрофонного типов, модули приема, регистрации, преобразования и хранения зарегистрированных сигналов, блоки сопряжения с бортовым модулем при всплытии, спутниковый и гидроакустический каналы связи, блок ориентации, блок синхронизации, блок управления размыкателем и блок питания. На внешней поверхности корпуса установлены гидроакустическая и спутниковая антенны, средства для поиска донной станции при всплытии, такелажные элементы и разъемы, устройство постановки на дно и обеспечения всплытия донной станции, выполненное в виде якоря-балласта. Технический результат - повышение точности измерений, снижение трудоемкости и изготовления донной станции.

Недостатком известных автономных донных станций является то, что они предназначены для измерения только сигналов сейсмического происхождения в месте их установки.

В то же время автономные донные станции могут применяться и при решении таких задач, как изучение строения земной коры в акваториях мирового океана, исследование совокупности проявления геофизических полей в зонах тектонических разломов непосредственно на дне океана, исследование состояния морской среды в придонной зоне и ее взаимодействие с тектоническими процессами, геофизический мониторинг сложных гидротехнических сооружений, а также для поиска и разведки залежей углеводородов.

Известны также подводные обсерватории [5, 6, 7, 8, 9], включающие донный сейсмометр, гидрофизический модуль, датчик магнитного поля, блок оптических измерений, средства первичной обработки и хранения информации, средства связи с диспетчерской станцией, установленные на платформе, что позволяет зарегистрировать более полный спектр геофизических сигналов и как следствие этого расширить функциональные возможности донных станций.

В общем случае, устройства для подводных геофизических исследований включают судно обеспечения, устройства для постановки подводных станций, подводную станцию с техническими средствами регистрации и хранения информации, средства связи с судном обеспечения, снабженным средствами приема и обработки зарегистрированной информации, образующие комплекс технических средств для подводных исследований.

Так, например, в известном техническом решении, предназначенном для регистрации сейсмосигналов на морском дне, устройство для регистрации сейсмосигналов представляет собой подводную обсерваторию, состоящую из герметичного корпуса, установленную на раме и содержащую средства регистрации геофизических сигналов, включающие донный сейсмометр, гидрофизический модуль, датчик магнитного поля, блок оптических измерений, средства хранения информации, средства связи с диспетчерской станцией, датчик пространственной ориентации, радиобуй, балласт, размыкатель балласта, блок гидрохимических измерений, спектроанализатор, сейсмоакустический блок, блок гидроакустического телеуправления, блок контроля радиоактивного загрязнения, блок регистрации и управления, модем кабельной линии связи, в котором блок гидрохимических измерений своими входами соединен с выходами блока контроля радиоактивного загрязнения, спектроанализатора, а своим выходом соединен с входом блока регистрации и управления, который другими выходами соединен с выходами донного сейсмометра, гидрофизического модуля, датчика магнитного поля, блока оптических измерений, модемом кабельной линии связи, а входом-выходом соединен с входом-выходом блока гидроакустического телеуправления [10].

Отличительные признаки, заключающиеся в том, что устройство дополнительно содержит блок гидрохимических измерений, спектроанализатор, сейсмоакустический блок, блок гидроакустического телеуправления, блок контроля радиоактивного загрязнения, блок регистрации и управления, модем кабельной линии связи, в котором блок гидрохимических измерений своими входами соединен с выходами блока контроля радиоактивного загрязнения, спектроанализатора, а своим выходом соединен с входом блока регистрации и управления, который другими выходами соединен с выходами донного сейсмометра, гидрофизического модуля, датчика магнитного поля, блока оптических измерений, модемом кабельной линии связи, а входом-выходом соединен с входом-выходом блока гидроакустического телеуправления, позволяют решить техническую задачу не только оперативной оценки сейсмического состояния исследуемых районов, но и также позволяет решить задачу оперативной оценки гидродинамического состояния на границе вода-грунт, обусловленных влиянием окружающей среды под воздействием процессов природного и техногенного характера.

Недостатком известной подводной обсерватории является то, что состав измерительных средств не позволяет решить - задачу, связанную с исследованием магнитотеллурического поля, являющегося одним из основных источников достоверного определения местонахождения залежей углеводородов.

Кроме того, для исследования по большим площадям подводной поверхности необходима установка существенного количества станций или их передислокация посредством вспомогательных средств (специализированные суда), что существенно повышает трудоемкость подводных геофизических исследований. Наиболее близким техническим решением по своей сути в части регистрации сейсмосигналов на морском дне к заявляемому техническому решению является способ низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов [1], который выбран в качестве прототипа.

Недостатком данного способа является относительно невысокая достоверность, т.к. произвести генерирование сигнала в диапазоне 0,5-1,0 Гц посредством трех однотипных сейсмических приемников с одинаковой измерительной базой представляет собой сложную техническую задачу, особенно в морских условиях.

Задачей заявляемого технического решения является расширение функциональных возможностей технических средств подводных геофизических исследований, с одновременным сокращением трудоемкости.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов, включающим определение по крайней мере одной точки наблюдения на поисковой площади, размещение в точке наблюдения приемника сейсмических колебаний, проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, проведение расчета спектральных характеристик с использованием Фурье-преобразования полученных сигналов, исключение из рассмотрения ложных сигналов, проведение анализа оставшихся сигналов с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, причем регистрацию и запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов. Фурье-преобразование вертикальных компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной, на полученных спектрах выявляют максимум, который характеризуют местоположением на спектре в диапазоне частот

Vs/H<F<Vp/H,

где Vs - средняя по осадочному чехлу скорость распространения поперечных сейсмических волн в точке наблюдения;

Vp - средняя по осадочному чехлу скорость распространения продольных сейсмических волн в точке наблюдения:

Н - известная глубина - залегания фундамента в точке наблюдения,

сигнал с данным максимумом принимают за соответствующий резонансу между дневной поверхностью и фундаментом ложный сигнал - сигнал от фундамента, бесперспективной точкой наблюдения признают точку со спектром, в котором присутствует сигнал от фундамента с монотонным спадом амплитуды спектра в сторону больших частот от максимума сигнала от фундамента, выявляют спектры сигналов, в которых присутствуют максимумы на частотах, больших частоты максимума сигнала от фундамента, указанные спектры классифицируют на две группы: 1) спектры с равномерным расположением максимумов сигналов со смешением относительно других измерений менее чем на половину ширины своего максимума, 2) спектры с неравномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений не менее чем на половину ширины своего максимума: точку наблюдения с сигналами со спектром первой группы определяют как перспективную на наличие залежи от природных углеводородов, сигналы со спектром второй группы определяют как ложные сигналы - сигналы от зоны возможных тектонических нарушений, в отличие от известного технического решения, дополнительно выполняют регистрацию сейсмических сигналов относительно точки стационарного наблюдения по профилям измерения сейсмических сигналов, расположенных перпендикулярно границам тектонического разлома, при этом регистрацию сейсмических сигналов по профилю измерений сейсмических сигналов выполняют в точках, расположенных на расстоянии 250 м друг от друга по профилю измерений сейсмических сигналов, расположенного на расстоянии не более 1000 м от точки стационарного наблюдения, одновременно с регистрацией сейсмических сигналов выполняют регистрацию сигналов гравитационного поля, дополнительно выполняют определение условной плотности, аномалий потенциальной плотности, скорости звука, глубины до дна, динамической высоты, потенциальной температуры, частоты Вяйселя-Брента, градиента потенциальной температуры, градиента солености. Новые отличительные признаки, заключающиеся в том, что дополнительно выполняют регистрацию сейсмических сигналов относительно точки стационарного наблюдения по профилям измерения сейсмических сигналов, расположенных перпендикулярно границам тектонического разлома, при этом регистрацию сейсмических сигналов по профилю измерений сейсмических сигналов выполняют в точках, расположенных на расстоянии 250 м друг от друга по профилю измерений сейсмических сигналов, расположенного на расстоянии не более 1000 м от точки стационарного наблюдения, одновременно с регистрацией сейсмических сигналов выполняют регистрацию сигналов гравитационного поля, дополнительно выполняют определение условной плотности, аномалий потенциальной плотности, скорости звука, глубины до дна, динамической высоты, потенциальной температуры, частоты Вяйселя-Брента, градиента потенциальной температуры, градиента солености позволяют решить техническую задачу не только оперативной оценки сейсмического состояния исследуемых районов и оперативной оценки гидродинамического состояния на границе вода-грунт, обусловленных влиянием окружающей среды под воздействием процессов природного и техногенного характера, но также позволяют выполнить многочастотные синхронные измерения электрических и магнитных компонент магнитотеллурического поля в широком диапазоне периодов Т=1…1000 с в базисном и периферийных пунктах, расположенных по площади работ. Новые отличительные признаки обеспечивают достижение технического результата, заключающегося в расширении функциональных возможностей известных устройств и снижения трудоемкости, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения условию патентоспособности "изобретательский уровень".

Сущность заявляемого технического решения поясняется чертежами (фиг.1 и 2). Фиг.1 - схема размещения сейсмических датчиков по профилю измерения сейсмических сигналов. Позициями на схеме обозначены: мобильный сейсмический комплекс 1, соединенный с транспортным средством, представляющим собой судно обеспечения 2, границы тектонического разлома 3, граница зоны образования газогидратов 4, профиль измерений 5, стационарный сейсмический комплекс 6, выполненный в виде автономной донной станции, устройство постановки на дно автономной донной станции, включающее поверхностный буй 7, соединенный через груз развязки 8 со стационарным сейсмическим комплексом 6, точки наблюдений 8 по профилю измерений 5, отражающий горизонт зоны газогиратов 9, направление диффузии газов 10. Судно обеспечения 2 соединено с мобильным сейсмическим комплексом посредством троса 11, с закрепленными на нем плавучим буем 12 и грузом развязки 13.

Фиг.2 - блок-схема сейсмического комплекса. На блок-схеме позициями обозначены: блок высокочувствительных сейсмических датчиков 14, выносной распределитель с кабельными линиями связи 15, регистрирующий модуль 16 с блоком фильтров и усилителей, платой аналого-цифровых преобразователей, цифроаналоговых преобразователей, компьютером, GPS-приемник 17, блок питания 18, блок калибровки 19, размещенный стационарно на судне обеспечения 2, два гравиметра 20 и 21, размещенных на стационарном и мобильном сейсмометрическом комплексах, соответственно, блок управления 22, модем кабельной линии связи 23, модем гидроакустического канала связи 24, гидрофизический модуль 25, датчик пространственной ориентации 26, установленный на стабилизированной платформе 27, магнитометр 28, магнитометр-гравиметр 29, аппаратура гидроакустического телеуправления 30.

Гравиметр 20 представляет собой гравиметр, построенный по асимметричной схеме, что позволяет исключить кросс-каплинг эффект, возникающий при волнении моря. Программное обеспечение технической реализации заявляемого способа позволяет использовать как морской гравиметр типа BGM - 3, представляющий собой конструкцию принудительно уравновешенного акселерометра, в котором рабочая масса поддерживается в нулевом положении с помощью механизма обратной связи (струнный гравиметр), так и трехтензорный градиометр типа 3 - DFTG (гравиметр 21). Гравиметры 20 и 21 установлены на стабилизированных платформах, каждая из которых представляет собой двухосную гироплатформу с коррекцией от акселерометров, что обеспечивает возможность выполнения измерений при возмущающих ускорениях до 150-200 Гал, с динамической погрешностью при небольших возмущающих ускорениях менее 1 мГал. При этом погрешность стабилизации не превышает 1 минуту, углы прокачки составляют 30-40 градусов, что обеспечивает возможность выполнения измерений при возмущающих ускорениях до 150-200 Гал.

Компьютер регистрирующего модуля 16 включает процессор Pentium 166 МГц, ОЗУ на 32 Мбайт, плату SVGA с памятью 1 Мбайт, дополнительную плату с двумя последовательными портами с FIFO памятью (UART16550-совместимая). Блок управления 22 состоит из ПЗУ микрокоманд. ПЗУ управления выбором адреса, БИС микропрограммного управления, двух микропроцессоров, ПЗУ, ОЗУ, схемы формирования переносов, трех буферных регистров и магистралей адреса, микрокоманд, приема информации от судовых навигационных средств и предназначен для выработки и трансляции команд и информационных файлов с принимаемой от внешних источников информации, a также информации, находящейся в ПЗУ.

Стационарный сейсмический комплекс 1 содержит протонный магнитометр 28 типа G-8, совместимый с судовыми средствами навигации и системой стабилизации судна. На мобильном сейсмическом комплексе 1 установлен магнитометр - градиентометр 29 типа GSM. Выбор данного измерителя обусловлен тем, что при измерении параметров вектора индукции геомагнитного поля (ГМП) основным препятствием к получению достоверной информации о пространственном распределении ГМП являются его временные вариации, наиболее сильно проявляющие в высоких широтах. Автоматическое исключение влияния вариаций в процессе съемки обеспечивается при использовании магнитометров-градиентометров, которые состоят из двух измерительных систем: магнитометрической для измерения разностного сигнала от двух датчиков и пространственной для измерения значений разности глубин по направлению движения мобильного сейсмического комплекса 1, при этом относительные погрешности измеряемых величин будут равны.

Модем кабельной линии связи 20 предназначен для передачи зарегистрированных сигналов на судно.

Блок управления 22 предназначен для сбора информации от датчиков мобильного сейсмического комплекса 1, привязки ее к системе точного времени, сжатия и передачи по кабельной линии связи через модем кабельной линии связи 23 или для записи информации на жесткий магнитный диск в автономном режиме.

Аппаратура гидроакустического телеуправления 30 предназначена для управления режимами работы и тестирования стационарного сейсмического комплекса.

Аппаратура гидроакустического телеуправления 30 состоит из двух частей. Аппаратура, входящая в состав мобильного сейсмического комплекса 1 и осуществляющая передачу команд управления на расстоянии до 8 километров, и предназначена для управления режимами работы путем передачи гидроакустических команд управления, прием квитанций от стационарного мобильного комплекса 6, подтверждающих выполнение команд, измерение дальности до стационарного мобильного комплекса 1.

Дальность гидроакустической связи, не более 8000 м, число команд, передаваемых по гидроакустическому каналу связи 256. Способ модуляции, используемый при передаче команд - многочастотная манипуляция. Вид связи с блоком управления 22 - параллельный интерфейс ЕРР 1.7 в стандарте IEEE 1284.

Гидрофизический модуль 25 предназначен для выполнения измерений следующих параметров:

- температуры воды;

- гидростатического давления;

- электропроводимости;

- вектора скорости течения (трехосный акустический измеритель течений);

- солености;

- условной плотности;

- аномалий потенциальной плотности;

- скорости звука;

- глубины;

- динамической высоты;

- потенциальной температуры;

- частоты Вяйселя-Брента;

- градиента потенциальной температуры;

- градиента солености.

Определенные в период измерений гидрологические параметры, включающие гидростатическое давление, температуру воды, электропроводность, соленость, условную плотность, аномалии потенциальной плотности, скорость звука, глубину, динамическую высоту, потенциальную температуру, частоту Вяйселя-Брента, градиент потенциальной температуры, градиент солености, учитываются при анализе сейсмических и электромагнитных полей.

Регистрирующий модуль 16 предназначен для обеспечения непрерывного сейсмического мониторинга морского дна в широком частотном и динамическом диапазоне.

Он включает в себя сейсмические датчики типа СМ-6 и широкополосные сейсмоакустические датчики.

Сейсмические датчики представляют собой датчики, измеряющие три компоненты сейсмических сигналов: две горизонтальные и одну вертикальную, и предназначены для преобразования скорости колебания грунта в электрический сигнал в соответствующем динамическом и частотном диапазоне.

Широкополосные сейсмоакустические датчики представляют собой широкополосные сейсмографы типа "G.Streckcisen Messgeratebau" (Швейцария) и "Guralp" (Англия), типа STS-1 и CMG-3.

Датчик пространственной ориентации 27 предназначен для определения точного положения в пространстве всех сейсмических датчиков.

В качестве датчика пространственной ориентации 27 используется модуль электрического компаса ТСМ-2 фирмы "Precision Navigation", представляющий из себя трехосный феррозондовый магнитометр и блок электроники, выполненные на одной плате и установленные на стабилизированной платформе 25.

Стационарный сейсмический комплекс 6 также содержит антенну канала гидроакустической связи, а мобильный сейсмический комплекс 1 содержит антенны спутниковой навигационной системы GPS и канала гидроакустической связи.

Аналогами стационарного сейсмического комплекса 5 являются аналогичные узлы и элементы устройства [3].

Мобильный сейсмический комплекс 1 включает судно, оснащенное техническими средствами постановки и удержания регистрирующего модуля 16 и гидрофизического модуля 25, установленного в едином герметичном корпусе, и средства обработки зарегистрированных сигналов и параметров, которые включают в себя:

- персональный компьютер, совместимый с IBM PC;

- приемник спутниковой навигационной системы GPS;

- аппаратуру гидроакустического телеуправления.

Минимальная конфигурация персонального компьютера включает:

- процессор - Pentium 166 МГц;

- ОЗУ - 32 Мбайт;

- плату SVGA с памятью 1 Мбайт;

- дополнительную плату с двумя последовательными портами с FIFO памятью (UART16550-совместимая).

Они используются для обработки информации, полученной с регистрирующего модуля 16.

Программно-математическое обеспечение средств судна предназначено для проверки всех измерительных каналов через последовательный порт RS-485, привязки к системе единого времени внутренних часов блока управления 22 посредством аппаратуры гидроакустического телеуправления и приемника GPS, осуществления привязки к географическим координатам посредством аппаратуры гидроакустического телеуправления, получения информации по результатам тестовых проверок после установки стационарного сейсмического комплекса 6 на дно и регистрирующего модуля 16 в гидросфере в исходной точке профиля измерений 5.

Алгоритм основного режима работы аппаратных средств судна заключается в обеспечении связи с регистрирующим модулем 16, которая осуществляется через оптоволоконный глубоководный кабель, а также со стационарным сейсмическим комплексом 6 по гидроакустическому каналу связи.

Управляющий компьютер и программно-математическое обеспечение реального времени предназначены для управления оборудованием регистрирующего модуля 16 и стационарного сейсмического комплекса 6, диагностирования его неисправностей, приема данных и размещения получаемых данных на устройствах накопления информации. Функционирование всего аппаратно-программного комплекса определяется файлом конфигурации, который создается специальной программой и задает тип используемых геофизических каналов, параметры каналов, а также наличие или отсутствие аппаратуры синхронизации времени (приемник GPS).

При запуске программы регистрации считывается конфигурация всей сети средств регистрации и производится привязка времени по Гринвичу с точностью до нескольких десятков микросекунд и расчет поправок к частоте кварца компьютера для поддержания функционирования комплекса в случае кратковременного отказа приемника GPS. Синхронизация времени осуществляется каждую секунду от приемника GPS.

Вслед за синхронизацией происходит опрос, программирование, синхронизация и запуск оборудования отдельных средств измерения. Запрашивается состояние оборудования (ее исправность, наличие каналов, исправность канатов и т.д.). В случае возникших проблем на экран выдается соответствующее сообщение (оно также записывается в файл протокола функционирования). В блок управления 22 передается программа работы для каждого измерительного канала, частота опроса и коэффициент усиления.

Перед запуском каждый блок управления и регистрации синхронизируется по времени компьютера диспетчерской станции (в дальнейшем синхронизация проводится каждые 10 сек). При синхронизации учитывается время прохождения сигнала от управляющего компьютера до синхронизируемого блока регистрации и управления. После этого блоки регистрации и управления запускаются и начинают сбор данных с измерительных каналов. Блоки регистрации и управления стационарного сейсмического комплекса 6 и мобильного сейсмического комплекса работают независимо и всю информацию сжимают и складывают в буферную память.

Управляющий компьютер циклически запрашивает у соответствующего блока регистрации и управления данные о зарегистрированных датчиками сигналов и, в случае их наличия, принимает их и записывает в свои буфера в оперативной памяти. После накопления достаточного количества данных для канала они переписываются в файл, соответствующий типу канала. Обычно эти файлы расположены на другом компьютере и доступны по локальной сети, хотя для кратковременных экспериментов система может быть сконфигурирована таким образом, что будет использоваться локальный диск. При кратковременных разрывах связи (до 10 мин) данные не теряются в силу наличия у каждого блока регистрации и управления достаточно большого собственного буфера. В процессе обмена данными оператором может быть проведена калибровка любого измерительного канала, входящего в состав измерительной сети.

Измерительные датчики после их постановки в исходные точки начала измерений функционируют по прямому назначению. Зарегистрированные датчиками сигналы записываются на средства хранения информации, при сеансах связи передаются на управляющий компьютер, где выполняется полный анализ оценки сейсмического и гидродинамического состояния исследуемых районов, по результатам которого делается прогноз о возможных сейсмических и экологических последствий природного и техногенного характера.

Способ низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов включает определение по крайней мере одной точки наблюдения на поисковой площади. Размещение в точке наблюдения приемника сейсмических колебаний. Проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне. Проведение расчета спектральных характеристик с использованием Фурье-преобразования полученных сигналов, ее анализ на наличие ложных сигналов и сигналов от продуктивного пласта с природными углеводородами. Исключение из рассмотрения ложных сигналов. Проведение анализа оставшихся сигналов с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов. Регистрацию и запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов. Фурье-преобразование вертикальных компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной. На полученных спектрах выявляют максимум, который характеризуют местоположением на спектре в диапазоне частот

Vs/H<F<Vp/H,

где Vs - средняя по осадочному чехлу скорость распространения поперечных сейсмических воли в точке наблюдения;

Vp - средняя по осадочному чехлу скорость распространения продольных сейсмических волн в точке наблюдения;

Н - известная глубина залегания фундамента в точке наблюдения,

сигнал с данным максимумом принимают за соответствующий резонансу между дневной поверхностью и фундаментом ложный сигнал - сигнал от фундамента. Бесперспективной точкой наблюдения признают точку со спектром, в котором присутствует сигнал от фундамента с монотонным спадом амплитуды спектра в сторону больших частот от максимума сигнала от фундамента.

Выявляют спектры сигналов, в которых присутствуют максимумы на частотах, больших частоты максимума сигнала от фундамента, указанные спектры классифицируют на две группы: 1) спектры с равномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений менее чем на половину ширины своего максимума, 2) спектры с неравномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений не менее чем на половину ширины своего максимума.

Точку наблюдения с сигналами со спектром первой группы определяют как перспективную на наличие залежи от природных углеводородов, сигналы со спектром второй группы определяют как ложные сигналы - сигналы от зоны возможных тектонических нарушений.

В отличие от известного технического решения дополнительно выполняют регистрацию сейсмических сигналов относительно точки стационарного наблюдения по профилям измерения сейсмических сигналов, расположенных перпендикулярно границам тектонического разлома. При этом регистрацию сейсмических сигналов по профилю измерений сейсмических сигналов выполняют в точках, расположенных на расстоянии 250 м друг от друга по профилю измерений сейсмических сигналов, расположенного на расстоянии не более 1000 м от точки стационарного наблюдения. Одновременно с регистрацией сейсмических сигналов выполняют регистрацию сигналов гравитационного поля и гидрофизических параметров.

Сейсмометрический комплекс для осуществления способа включает блок высокочувствительных сейсмических датчиков, выносной распределитель с кабельными линиями связи, регистрирующий модуль с блоком фильтров и усилителей, платой аналого-цифровых преобразователей, цифроаналоговых преобразователей, компьютером, GPS-приемник, блок питания, блок калибровки, размещенных стационарно и на мобильном транспортном средстве, два гравиметра, которые установлены на мобильной части комплекса, буксируемой транспортным средством (судном) и стационарно на акватории.

Реализация устройства технической сложности не представляет, так как устройство реализовано на серийно выпускаемых датчиках и элементах микроэлектроники, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения условию патентоспособности "промышленная применимость".

Источники информации.

1. Патент RU №2336541.

2. Патент RU №2270464.

3. Патент RU №2276388.

4. Патент RU №2294000.

5. Патент EP №0519031.

6. Патент NO №911639.

7. Патент ЕР №0516662.

8. Средства и методы океанологических исследований, Смирнов Г.В., Еремеев В.Н. Агеев М.Д. и др. - М.. Наука. 2005.

9. Патент AU №20021 00749 от 04.09.2002.

10. Патент RU №2348950.

Способ низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов, включающий определение по крайней мере одной точки наблюдения на поисковой площади, размещение в точке наблюдения приемника сейсмических колебаний, проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, проведение расчета спектральных характеристик с использованием Фурье-преобразования полученных сигналов, исключение из рассмотрения ложных сигналов, проведение анализа оставшихся сигналов с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, причем регистрацию и запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов, Фурье-преобразование вертикальных компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной, на полученных спектрах выявляют максимум, который характеризуют местоположением на спектре в диапазоне частот
Vs/H<F<Vp/H,
где Vs - средняя по осадочному чехлу скорость распространения поперечных сейсмических волн в точке наблюдения;
Vp - средняя по осадочному чехлу скорость распространения продольных сейсмических волн в точке наблюдения;
Н - известная глубина залегания фундамента в точке наблюдения, сигнал с данным максимумом принимают за соответствующий резонансу между дневной поверхностью и фундаментом ложный сигнал - сигнал от фундамента, бесперспективной точкой наблюдения признают точку со спектром, в котором присутствует сигнал от фундамента с монотонным спадом амплитуды спектра в сторону больших частот от максимума сигнала от фундамента, выявляют спектры сигналов, в которых присутствуют максимумы на частотах, больших частоты максимума сигнала от фундамента, указанные спектры классифицируют на две группы: 1) спектры с равномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений менее чем на половину ширины своего максимума, 2) спектры с неравномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений не менее чем на половину ширины своего максимума; точку наблюдения с сигналами со спектром первой группы определяют как перспективную на наличие залежи от природных углеводородов, сигналы со спектром второй группы определяют как ложные сигналы - сигналы от зоны возможных тектонических нарушений, отличающийся тем, что дополнительно выполняют регистрацию сейсмических сигналов относительно точки стационарного наблюдения по профилям измерения сейсмических сигналов, расположенных перпендикулярно границам тектонического разлома, при этом регистрацию сейсмических сигналов по профилю измерений сейсмических сигналов выполняют в точках, расположенных на расстоянии 250 м друг от друга по профилю измерений сейсмических сигналов, расположенного на расстоянии не более 1000 м от точки стационарного наблюдения, одновременно с регистрацией сейсмических сигналов выполняют регистрацию сигналов гравитационного поля, дополнительно выполняют определение условной плотности, аномалий потенциальной плотности, скорости звука, глубины до дна, динамической высоты, потенциальной температуры, частоты Вяйселя-Брента, градиента потенциальной температуры, градиента солености.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обнаружения углеводородного сырья в породах осадочного чехла платформ с погребенным континентальным рифтом.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения времени и координат образования айсбергов выводных ледников. .

Изобретение относится к подземному хранению газа и предназначено для определения влияния различных форм природно-техногенных геодинамических процессов на безопасность эксплуатации подземного хранилища газа (ПХГ).

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может быть использовано для определения проницаемости горных пород в скважинах, бурящихся на нефть, газ или воду.
Изобретение относится к комплексному методу геофизической разведки, включающему сейсморазведку и электроразведку, и может быть использовано для учета неоднородностей строения верхней части разреза (ВЧР).

Изобретение относится к технике изучения океана с помощью автономных и автоматических подводных аппаратов. .

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано при разведке нефтяных и газовых месторождений. .

Изобретение относится к методам геофизических исследований земной коры. .

Изобретение относится к способам определения параметров пласта. .

Изобретение относится к устройствам для измерения геофизических и экологических параметров в придонной зоне морей и океанов и может быть использовано для прогнозов сейсмического, гидродинамического, экологического характера

Изобретение относится к области морских геофизических исследований

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для прогнозирования катастрофических явлений преимущественно на акваториях морей и океанов
Изобретение относится к способам поисков месторождений углеводородов

Изобретение относится к устройствам измерения геофизических параметров и может быть использовано для оперативной оценки сейсмического и гидродинамического состояния придонной зоны морей и океанов

Изобретение относится к способам сейсмического микрорайонирования и может быть использовано для обнаружения возможности наступления катастрофических явлений

Изобретение относится к геофизике с использованием синхронных измерений электрических и магнитных компонент поля, а также сейсмического поля и может быть использовано при изучении горизонтально неоднородных геоэлектрических разрезов (ГЭР) с целью поиска и разведки нефтяных и газовых подводных месторождений

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении гравиметрической и магнитной съемок на акваториях

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано для добычи полезных ископаемых, находящихся в зонах тектонических разломов Земли

Изобретение относится к области геофизики и предназначено для измерения 3-х составляющих вектора вибрации среды, обусловленного движением нефти, газа, воды и др
Наверх