Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления



Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления
Способ многочастотного фазового зондирования (мфз-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей и поисково-разведочный комплекс для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2545463:

ДОБРЫНИН Сергей Игоревич (RU)
БОБРОВНИКОВ Леонид Захарович (RU)

Заявленное решение относится к области геофизики и может быть использовано для проведения поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей (НГЗ). Способ многочастотного фазового зондирования включает в себя воздействие электрическим полем и сейсмической волной на НГЗ, в результате чего инициируют электрическую поляризацию и перемещение частиц нефтегазового флюида в породе-коллекторе, формируя в НГЗ адекватное этим воздействиям электромагнитное поле (НГЗ-отклик). Измеряют и регистрируют параметры НГЗ-отклика, отображающие изменение фазочастотных характеристик спектра сейсмической волны при прохождении ее через НГЗ, позволяющее регистрировать наличие НГЗ и определять ее характеристики. Технический результат - повышение эффективности и вероятности достоверного обнаружения НГЗ. 2 н. и 10.з.п. ф-лы, 21 ил.

 

Изобретение относится к области разведочной геофизики и предназначено для проведения поисков и детального изучения нефтегазовых залежей (НГЗ) на суше, морском шельфе и глубоководных морских акваториях (в том числе с постоянным ледовым покровом), а также мониторинга запасов в эксплуатируемых НГЗ в интересах рационального природопользования.

Известны способы, основанные на изучении аномальных эффектов, создаваемых НГЗ под воздействием одного из естественных или искусственно возбуждаемых физических полей - сейсморазведка, электроразведка, гравиметрия, магниторазведка, терморазведка, радиометрия и геохимия (http://ru.wikipedia.org/wiki/Геофизика, http://www.astronet.ru/db/msg/1173309/, http://geo.web.ru/db/msg.html?mid=1161637&uri=page17.html).

Все вышеперечисленные методы используют физическое поле одного рода, в то время как в НГЗ и окружающей ее среде присутствуют практически все существующие естественные физические поля и результаты их взаимодействия.

Известны также сейсмоэлектрические способы, объединяющие сейсмо- и электроразведку, основанные на сейсмоэлектрическом эффекте (СЭЭ) - возникновении электромагнитных полей (ЭМП) в окружающей НГЗ среде под воздействием сейсмической волны, вызывающей перемещение частиц нефтегазового флюида в микронаноразмерных капиллярах вмещающей породы-коллектора (патент США 4904942). В результате такого перемещения, за счет трения частиц нефтегазового флюида о твердые стенки капилляров и преодоления сил поверхностного натяжения, происходит их электризация. Однако возникающие при этом ЭМП обычно имеют столь малую интенсивность, что сейсмоэлектрические способы до сих пор не нашли практического применения в нефтегазовой разведке, поскольку их реальная глубинность не превышает нескольких сотен метров.

Известны также сейсмоэлектромагнитные (СЭМ) способы (патенты США 7042801, 7330790), которые по совокупности характеризующих их существенных признаков являются ближайшим аналогом заявляемым объектам. Недостатками, в частности, ближайшего аналога являются низкая помехоустойчивость при наличии электромагнитных и акустических помех естественного и искусственного происхождения, что вынуждает применять сложные методы обработки принимаемых сигналов, которые не всегда могут обеспечивать получение качественных результатов в реальном масштабе времени. Причиной этого является то, что в СЭМ-способах в качестве информационных данных используются только импульсно-переходные параметры и амплитудно-временные характеристики вторичного ЭМП, не позволяющие достоверно определять глубину залегания и продуктивную мощность НГЗ.

Решаемой описываемым изобретением задачей является совершенствование известных способов и устройств, в частности целевое комплексное воздействие на искомую НГЗ двух или более разнородных физических полей (поляризующих электрических полей и периодического многочастотного сейсмического воздействия) с целью получения информации о фазочастотных характеристиках (ФЧХ) электромагнитных сигналов-откликов (НГЗ-откликов) вторичного ЭМП, генерируемого НГЗ под комплексным воздействием этих физических полей.

Достигаемый при этом технический результат заключается в повышении эффективности и вероятности достоверного обнаружения НГЗ, качественного детального описания искомых НГЗ.

Указанный технический результат обеспечивается с помощью предложенных способа и устройства для его осуществления, схематически отраженного на следующих чертежах:

ФИГ.1. Схематическое изображение НГЗ (Вариант).

ФИГ.2. Идеализированная структура НГЗ.

ФИГ.3. Представление НГЗ в виде конденсатора.

ФИГ.4. Капиллярная модель НГЗ.

ФИГ.5. Воздействующие и информационные поля по МФЗ-методу.

ФИГ.6. Основные операции по МФЗ-методу.

ФИГ.7. 3D-конфигурация поисково-разведочного комплекса (ПРК) для осуществления МФЗ-метода.

ФИГ.8. Принцип организации приемной линии MN в одно плечо.

ФИГ.9. Схематичное изображение приемной линии MN в одно плечо.

ФИГ.10. Принцип организации приемной линии MN «в разрыв» в два симметричных плеча по одной линии.

ФИГ.11. Схематичное изображение приемной линии MN «в разрыв» в два симметричных плеча по одной линии.

ФИГ.12. Фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по электрическим (Е) компонентам НГЗ-отклика.

ФИГ.13. Фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по магнитным (Н) компонентам НГЗ-отклика.

ФИГ.14. Фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по электрическим (Е) компонентам НГЗ-отклика.

ФИГ.15. Фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по магнитным (Н) компонентам НГЗ-отклика.

ФИГ.16. Структурная схема ПРК для осуществления МФЗ-метода.

ФИГ.17. X-образный ПРК для осуществления МФЗ-метода.

ФИГ.18. V-образный ПРК для осуществления МФЗ-метода.

ФИГ.19. Линейный двухплечевой ПРК для осуществления МФЗ-метода.

ФИГ.20. L-образный ПРК для осуществления МФЗ-метода.

ФИГ.21. Линейный одноплечевой ПРК для осуществления МФЗ-метода.

Основные конструктивные узлы и особенности заявленного устройства и вспомогательных изображений идентифицированы перечнем их обозначений на указанных фигурах, а именно:

1 - осадочные породы;

2 - покрышка;

3 - свободный газ;

4 - нефть;

5 - вода;

6 - порода-коллектор;

7 - зона свободного газа;

8 - зона нефти с растворенным газом;

9 - зона нефти;

10 - гидрофобная зона нефти;

11 - зона минерализованной воды;

12 - капилляры;

13 - аппаратно-программный комплекс (АПК);

14 - источник упругих колебаний (ИУК);

15 - сейсмоприемник (СП);

16 - питающая линия АВ;

17 - приемная линия MN;

18 - трехкомпонентный магнитометр;

19 - приемники электрических (Е) компонент НГЗ-отклика;

20 - подвижный модуль (ПМ);

21 - электрическое поле;

22 - сейсмическая волна;

23 - направление падающей сейсмической волны;

24 - направление смещения частиц нефтегазового флюида;

25 - электрические (Е) компоненты НГЗ-отклика;

26 - магнитные (Н) компоненты НГЗ-отклика;

27 - НАЧАЛО выполнения операций по МФЗ-методу;

28 - 1 ЭТАП - ПОДГОТОВКА;

29 - операция «ЗАНЯТИЕ ИСХОДНОЙ ПОЗИЦИИ»;

30 - операция «РАЗВЕРТЫВАНИЕ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНОГО КОМПЛЕКСА»;

31 - 2 ЭТАП - ПОИСКИ;

32 - операция «ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ПОЛЯРИЗАЦИЯ»;

33 - операция «СЕЙСМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ»;

34 - операция «ПРИЕМ И РЕГИСТРАЦИЯ ДАННЫХ»;

35 - операция «ОБНАРУЖЕНИЕ НГЗ»;

36 - 3 ЭТАП - ДЕТАЛЬНАЯ РАЗВЕДКА;

37 - операция «ПЕРЕМЕЩЕНИЕ ПМ ПО ПРОФИЛЯМ»;

38 - операция «НАКОПЛЕНИЕ МАССИВА ДАННЫХ»;

39 - 4 ЭТАП - ОПИСАНИЕ;

40 - операция «ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ»;

41 - операция «ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ ЗАЛЕГАНИЯ НГЗ»;

42 - операция «ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ НГЗ»;

43 - операция «ОПРЕДЕЛЕНИЕ СООТНОШЕНИЯ НЕФТЬ/СВОБОДНЫЙ ГАЗ В НГЗ»;

44 - операция «ОПИСАНИЕ НГЗ»;

45 - КОНЕЦ выполнения операций по МФЗ-методу;

46 - входной фильтр;

47 - сумматор;

48 - масштабный усилитель;

49 - устройство мгновенной автоматической регулировки усиления (МАРУ);

50 - цифровой фильтр;

51 - фазометр;

52 - формирователь импульсов;

53 - измеритель временных интервалов;

54 - умножитель частоты;

55 - канал ФМУ-М от приемной линии MXNX;

56 - канал ФМУ-М от приемной линии MYNY;

57 - канал ФМУ-М от приемной линии MZNZ;

58 - блок управления и обработки (БУО);

59 - основной компьютер (РСО);

60 - приемопередающая аппаратура (ППА);

61 - приемник системы координационной привязки GPS/GLONASS;

62 - генераторный блок (ГБ);

63 - электрогенератор;

64 - приемно-измерительный блок (ПИБ);

65 - вспомогательный компьютер (РСВ);

66 - трансформатор;

67 - управляемый выпрямитель;

68 - генератор импульсов;

69 - генератор упругих колебаний;

70 - система координатной привязки GPS/GLONASS;

71 - фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г);

72 - фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения свободный газ/нефть в НГЗ (ФМУ-М);

73 - антенна приемопередающей аппаратуры (ППА);

74 - антенна приемника системы координационной привязки GPS/GLONASS;

Способ многочастотного фазового зондирования (МФЗ-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей (НГЗ) характеризуется совокупностью взаимосвязанных целенаправленных на достижение указанного достигаемого технического результата отраженных в формуле изобретения операций. МФЗ-способ включает в себя выполнение следующих этапов, при осуществлении которых электрически поляризуют НГЗ путем создания электрического поля трехмерной пространственной конфигурации и стабильного амплитудно-фазового спектра и целенаправленно осуществляют с помощью источников упругих (сейсмических) колебаний (ИУК) многочастотное сейсмическое воздействие трехмерной пространственной конфигурации со стабильными амплитудно-фазовыми спектрами, которыми воздействуют на НГЗ. В результате комплексного воздействия указанных физических полей инициируют электрическую поляризацию и последующее перемещение частиц нефтегазового флюида в капиллярах, микропорах и микротрещинах породы-коллектора. Тем самым формируют в НГЗ и окружающей ее среде адекватное этим воздействиям электромагнитное ноле (НГЗ-отклик), измеряют и регистрируют параметры сформированного таким образом НГЗ-отклика, отображающие изменение основных фазочастотных характеристик (ФЧХ) спектра сейсмической волны при прохождении ее через НГЗ.

При обнаружении аномальной, превышающей измеренное значение фона над участками без аномалий, разности фаз между разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками НГЗ-отклика и исходными, принятыми за эталонные, разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками сейсмического воздействия, регистрируют наличие НГЗ в исследуемом геологическом разрезе. Затем повторяют вышеуказанные операции по профилям в пределах исследуемой площади и формируют базу данных измеренных параметров НГЗ-откликов для определения глубины залегания, мощности и соотношения нефть/свободный газ НГЗ. Анализируя и производя геолого-геофизическую интерпретацию полученных данных, формируют совокупность адекватных им компьютерных кодов, определяют при этом характеристики и параметры изучаемой НГЗ, па базе которых формируют 2D и 3D графические изображения карт, разрезов, 3D-моделей НГЗ. В случае необходимости повторяют вышеописанную совокупность операций.

Полезной модификацией заявленного объекта является способ, в котором для определения глубины залегания НГЗ измеряют и интерпретируют полученные данные о величинах фазовых сдвигов между 1-й гармоникой исходного сейсмического воздействия и 1-й гармоникой НГЗ-отклика. Для уточнения искомого результата дополнительно измеряют временные сдвиги между передними фронтами исходного сейсмического воздействия и НГЗ-отклика при известной скорости распространения сейсмической волны в изучаемом геологическом разрезе. Это относится также к способу, в котором для определения мощности НГЗ измеряют и интерпретируют полученные данные об изменениях величин фазовых сдвигов между 1-й и 2÷7-й гармониками в НГЗ-отклике относительно их величин в исходном сейсмическом воздействии, возникающих вследствие дисперсии фазовой скорости сейсмической волны при ее прохождении через НГЗ. Также полезен способ, в котором для определения соотношения нефть/свободный газ в НГЗ измеряют и интерпретируют полученные данные об изменениях величин фазовых сдвигов между 1-й и 2÷7-й гармониками в НГЗ-отклике относительно их величин в исходном сейсмическом воздействии, возникающих вследствие дисперсии фазовой скорости сейсмической волны при ее прохождении через НГЗ, при последовательном сейсмическом воздействии в диапазоне частот 1-30 Гц шагом 1-5 Гц.

Поисково-разведочный комплекс (ПРК) для осуществления заявленного способа характеризуется совокупностью взаимосвязанных целенаправленных на достижение указанного достигаемого технического результата отраженных в формуле изобретения конструктивных признаков и их особенностей. ПРК выполнен в виде взаимосвязанных между собой приемопередающей аппаратурой (ППА) аппаратно-программного комплекса (АПК) и выбранных в количестве от одного до двенадцати подвижных модулей (ПМ). Каждый из ПМ составлен из взаимосвязанных между собой блока управления и обработки информации (БУО), включающего вспомогательный компьютер (РСВ) и систему координатной привязки (GPS), приемно-измерительного блока (ПИБ), включающего сейсмоприемник (СП), трехкомпонентный магнитометр, фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, генераторного блока (ГБ), включающего электрогенератор, генератор упругих колебаний, источник упругих колебаний (ИУК).

При этом АПК составлен из взаимосвязанных между собой блока управления и обработки информации (БУО), включающего основной компьютер (РСО) и систему координатной привязки (GPS), генераторного блока (ГБ), включающего электрогенератор, трансформатор, три генератора импульсов, по одному для каждой из питающих линий (АВ), подключенных к трансформатору через управляемые выпрямители, генератор упругих колебаний, источник упругих колебаний (ИУК), три взаимно перпендикулярные питающие линии (АВ), две из которых (AXBX и AYBY) размещены в горизонтальной плоскости с образованием симметричного креста. Каждая из AXBX и AYBY подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, а третья (AZBZ) подключена к генераторному блоку в одно плечо и размещена вертикально вниз из места пересечения двух горизонтальных.

Приемно-измерительный блок (ПИБ) АПК включает в себя сейсмоприемник (СП), трехкомпонентный магнитометр, фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по электрическим (EX, EY и EZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по электрическим (EX, EY и EZ) компонентам НГЗ-отклика, три взаимно-перпендикулярные приемные линии (MN). Две из них (MXNX и MYNY) размещены в горизонтальной плоскости с образованием симметричного креста соосно питающим линиям AXBX и AYBY. При этом каждая линия MXNX и MYNY подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, а третья (MZNZ) подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо и размещена вертикально вниз соосно питающей линии AZBZ из места пересечения двух горизонтальных. При этом к каждому плечу каждой из приемных линий (MN) подключено от 3-х до 24-х измерителей электрических компонент поля.

Полезной модификацией заявленного устройства является комплекс, в котором две взаимно перпендикулярные питающие линии (AXBX и AYBY) размещены в горизонтальной плоскости с образованием симметричного креста, каждая подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, и две взаимно перпендикулярные приемные линии (MXNX и MYNY) размещены в горизонтальной плоскости с образованием симметричного креста соосно питающим линиям AXBX и AYBY, каждая подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча. Это относится также к комплексу, в котором две взаимно-перпендикулярные питающие линии (AXBX и AYBY) размещены в горизонтальной плоскости из одной точки, каждая подключена к генераторному блоку в одно плечо, и две взаимно перпендикулярные приемные линии (MXNX и MYNY) размещены в горизонтальной плоскости из одной точки соосно питающим линиям, каждая подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо. Также полезен комплекс, в котором одна питающая линия (AXBX) размещена в горизонтальной плоскости по одной линии и подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, и одна приемная линия (MXNX) размещена в горизонтальной плоскости по одной линии соосно питающей линии и подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча.

Целесообразной модификацией является комплекс, в котором две взаимно перпендикулярные питающие линии (AXBX и AZBZ) размещены в вертикальной плоскости из одной точки, каждая подключена к генераторному блоку в одно плечо, одна из которых (AXBX) расположена горизонтально, а другая (AZBZ) - вертикально вниз, и две взаимно перпендикулярные приемные линии (MXNX и MZNZ) размещены в вертикальной плоскости из одной точки с питающими линиями, каждая подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо, одна из которых (MXNX) расположена горизонтально соосно питающей линии AXBX, а другая (MZNZ) - вертикально вниз.

Также полезен комплекс, в котором одна горизонтальная питающая линия (AXBX) подключена к генераторному блоку в одно плечо и одна горизонтальная приемная линия (MXNX) подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо и размещена из одной точки с питающей линией соосно ей.

Также целесообразны для использования модификации комплекса, в АПК и ПМ которого использованы три или четыре фазометрических устройства определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) для осуществления заявленного способа, каждое из которых включает три входных фильтра для каждой из электрических (EX, EY, EZ) и магнитных (HX, HY, HZ) компонент НГЗ-отклика, сумматор, два масштабных усилителя (опорного и информационного входа), охваченных цепью мгновенной автоматической регулировки усиления (МАРУ), два цифровых фильтра, два формирователя импульсов, измеритель временных интервалов и фазометр.

Это относится также к комплексу, в АПК и ПМ которого использованы три или четыре фазометрических устройства определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) для осуществления заявленного способа, каждое из которых включает в себя три канала измерения (канал X, канал Y и канал Z), по одному для каждой из электрических (EX, EY, EX) и магнитных (HX, HY, HZ) компонент НГЗ-отклика. При этом каждый из каналов включает в себя входной фильтр, масштабный усилитель, охваченный цепью МАРУ, два цифровых фильтра, умножитель частоты и фазометр.

В кратком виде сущность изобретения заключается в том, что предлагаемый способ представляет собой совокупность следующих операций:

- создание электрического поля трехмерной пространственной конфигурации и стабильного амплитудно-фазового спектра для электрической поляризации НГЗ;

- периодическое многочастотное сейсмическое воздействие трехмерной пространственной конфигурации со стабильными амплитудно-фазовыми спектрами для ориентированного перемещения поляризованных частиц нефтегазового флюида в капиллярах, микропорах и микротрещинах коллектора относительно его твердого скелета, и формирования в НГЗ и окружающей ее среде адекватного этому воздействию ЭМП (НГЗ-отклика);

- регистрация и измерение ФЧХ сформированного таким образом НГЗ-отклика, отображающего изменение основных ФЧХ спектра сейсмического воздействия, проходящего через слои НГЗ и претерпевающего изменение вследствие эффекта дисперсии фазовой скорости сейсмических волн в поглощающей нелинейно-упругой среде нефтегазового флюида;

- принятие решения о наличии НГЗ в изучаемом геологическом разрезе при обнаружении аномальной (превышающей измеренное значение фона над участками без аномалий) разности фаз между разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками НГЗ-отклика и принятыми за эталонные разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками исходного сейсмического воздействия;

- повторение вышеуказанных операций по профилям в пределах исследуемого географического района с целью формирования базы данных измеренных ФЧХ НГЗ-откликов для определения глубины залегания и мощности НГЗ;

- повторение вышеуказанных операций по профилям в пределах исследуемого географического района с изменением частоты сейсмического воздействия в диапазоне 1-30 Гц шагом 1 Гц с целью формирования базы данных измеренных ФЧХ НГЗ-откликов для определения соотношения нефть/свободный газ в обнаруженной НГЗ;

- анализ и геолого-геофизическая интерпретация полученных данных, определение при этом характеристик и параметров слоев изучаемой НГЗ, на базе которых формируют 2D и 3D графические изображения карт, разрезов, 3D-моделей НГЗ, в случае необходимости повторение описанной совокупности операций.

Процедура обнаружения и измерения разности фаз между разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками НГЗ-отклика и эталонными разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками исходного сейсмического воздействия исключает неоднозначность интерпретации данных, уменьшает влияние помех естественного и искусственного происхождения, тем самым повышает вероятность и достоверность обнаружения НГЗ в изучаемом геологическом разрезе, точность описания изучаемой НГЗ.

При этом предлагаемые способ и устройство для его осуществления - поисково-разведочный комплекс (ПРК) - обеспечивают достижение технического результата: повышение эффективности поисков и вероятности достоверного обнаружения НГЗ, качественное детальное описание обнаруженных НГЗ, а также проведение мониторинга запасов в эксплуатируемых НГЗ.

Следует обратить внимание, что в заявке соблюден принцип единства изобретения, так как предложенные способ и система имеют одно и то же назначение, служат одной цели, неразрывно друг от друга обеспечивают достижение одного и того же технического результата, а также взаимосвязаны единым изобретательским замыслом, охарактеризованным формулой изобретения. При этом концепция правовой охраны основана на том, что неразрывность и взаимосвязанность предложенных объектов, а также допускаемая вариантность осуществления отдельных существенных признаков или их совокупностей предопределяют, в том числе нетрадиционный характер формулировок некоторых признаков. Например, конструктивные особенности предложенной системы отражены не только характеристикой входящих в него узлов и их конструктивных взаимосвязей, но и с помощью функциональных или конструктивных аналогов, однозначно характеризующих устройство, реализацией им необходимых функций.

При изложении сведений, подтверждающих возможность осуществления заявленного технического решения, целесообразно более детально описать практические примеры его реализации. При описании примеров нецелесообразно детально останавливаться на известных из опубликованных данных сведениях. Детально целесообразно остановиться только на отличительных существенных особенностях предложенного решения. Приведенные поясняющие конкретные примеры не являются единственно возможными и наглядно демонстрируют достижение приведенной совокупностью существенных признаков требуемого технического результата.

В связи с неоднозначным толкованием многими специалистами терминов и понятий, используемых при описании изобретений из области геофизики и геологоразведки, целесообразно конкретно привести те их определения, которые использованы в формулировках существенных признаков и описании заявленных объектов:

- Нефтегазовая залежь (НГЗ) - естественное локальное скопление нефти и газа в пустотном пространстве вмещающей породы-коллектора, обычно ограниченное сверху флюидоупором и подпираемое снизу слоем пластовой воды, целостная флюидодинамическая система, локализованная геологическая структура (http://www.mining-enc.ru/n/neftegazovaya-zalezh/).

- Порода-коллектор - горная порода, обладающие пустотным пространством, проницаемостью, в которой возможно перемещение жидкости и газа под действием силы тяжести и перепада пластового давления. Коллектор ограничивается флюидоупором (экраном, покрышкой) - горной породой, не содержащей пустот и каналов, либо содержащей пустоты и каналы столь незначительных размеров, что делает невозможным перемещение жидкости и газа.

- Слои НГЗ-содержащиеся в НГЗ разделенные между собой в силу присущих им физико-химических свойств, слои свободного газа, нефти, нефти с растворенным в ней газом на границе газонефтяного контакта, гидрофильного слоя нефти на границе водонефтяного контакта и минерализованной воды.

- Нефтегазовый флюид - газонефтяная система, характеризующаяся состоянием, объединяющим жидкую нефть и газ, поведение которой при деформации может быть описано законами механики жидкостей.

- Геологический разрез - поперечный разрез верхних слоев земной коры, содержащий горные породы, разломы и прочие геологические структуры, лежащие под поверхностью Земли.

- НГЗ-отклик - многочастотный электромагнитный сигнал-отклик от вторичного ЭМП, возникающего в НГЗ и окружающей ее среде.

- Поисково-разведочный комплекс (ПРК) - комплекс оборудования для проведения поисков и детального изучения НГЗ, включающий в себя аппаратно-программный комплекс, один или два подвижных модуля и комплект питающих (AB) и приемных (MN) линий с первичными преобразователями поля. В зависимости от условий проведения работ ПРК может быть размещен на автомобильных шасси (сухопутный вариант) или в модулях/контейнерах для размещения на судне (морской вариант).

- Аппаратно-программный комплекс (АПК) - основной комплект оборудования и программных средств в составе ПРК.

- Подвижный модуль (ПМ) - вспомогательный комплект оборудования и программных средств в составе ПРК, размещенный на подвижной платформе (например - на автомобильном шасси или судне).

Способ заключается в обнаружении, регистрации, анализе и интерпретации геофизических данных, полученных в результате приема и обработки НГЗ-откликов, возникающих вследствие протекания в НГЗ физико-химических процессов, инициированных целевым комплексным воздействием на НГЗ поляризующих электрических полей и сейсмического воздействия.

Возникновение НГЗ-отклика обусловлено эффектом электрокинетического преобразования электрически поляризованным нефтегазовым флюидом энергии сейсмического воздействия в электромагнитное поле вследствие возникновения электрического тока по причине ориентированного перемещения заряженных частиц нефтегазового флюида в капиллярах, микропорах и микротрещинах вмещающей породы-коллектора. При этом ФЧХ НГЗ-отклика однозначно отображают ФЧХ сейсмического воздействия, проходящего через слои НГЗ и претерпевающего изменение вследствие эффекта дисперсии фазовой скорости сейсмических волн в поглощающей нелинейно-упругой среде нефтегазового флюида, а их сравнение с эталонными ФЧХ исходного сейсмического воздействия позволяет практически достоверно обнаруживать НГЗ и определять ее характеристики и параметры, такие как:

- пространственное расположение НГЗ (контуры, глубина залегания);

- усредненная эффективная толщина (мощность) НГЗ;

- соотношение свободный газ/нефть в НГЗ;

необходимые для последующего формирования 2D и 3D графических изображений карт, разрезов, 3D-моделей НГЗ.

Способ отличается от известных тем, что:

- в качестве информационных данных рассматриваются ФЧХ НГЗ-отклика, возникающего при сейсмическом воздействии на предварительно электрически поляризованную НГЗ. Основным информационным параметром в способе является разность фаз между разночастотными гармониками НГЗ-отклика в сравнении с эталонной разностью фаз между разночастотными гармониками исходного сейсмического воздействия. При этом явление аномально высокой дисперсии фазовой скорости сейсмической волны, отображенное в ФЧХ НГЗ-отклика, наблюдается исключительно в слоях НГЗ и является практически достоверным индикатором присутствия НГЗ в изучаемом геологическом разрезе;

- сейсмическому и поляризующему электрическому воздействиям задаются специфические пространственно-временные и фазочастотные конфигурации, что достигается параметрами аппаратуры, генерирующей электрическое и сейсмическое воздействия, 2-3-мерной геометрией питающих линий AB и пространственным разнесением источников упругих колебаний (ИУК);

- появляется возможность проведения 3D-тензорных измерений, что обеспечивается путем создания 2-3-мерной конфигурации приемных линий MN в комплексе с пространственным разнесением трехкомпонентных приемников магнитного поля (магнитометров) по изучаемой площади.

Физико-химические основы МФЗ-способа

НГЗ представляет собой естественное скопление углеводородов (нефти и газа) в капиллярах, микропорах и микротрещинах вмещающей породы-коллектора, ограниченное сверху непроницаемой для нефтегазового флюида покрышкой и снизу - слоем минерализованной воды (ФИГ.1).

При этом объем нефть/свободный газ, находящийся в НГЗ, обладает рядом уникальных свойств:

- значительно большей сжимаемостью, чем скелет вмещающего его коллектора, осадочные породы и вода;

- способностью перемещаться в капиллярах коллектора;

- способностью поляризоваться под действием электрических полей;

- способностью электрокинетического преобразования механической энергии сейсмического воздействия в электрический сигнал.

Вследствие этого в НГЗ наблюдается хорошо выраженная дисперсия фазовой скорости сейсмических волн, практически отсутствующая при их прохождении через обычные осадочные породы.

Вышеперечисленные свойства придают НГЗ в целом уникальные особенности, явно выделяющие наличие нефтегазового флюида в изучаемом геологическом разрезе, являющиеся практически однозначным индикатором его присутствия и целесообразны для использования при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ.

НГЗ, не потревоженная технологическими операциями, может быть представлена в виде идеализированной структуры (ФИГ.2), в которой выделяется пять, не четко разграниченных, но значительно различающихся по своим физико-химическим свойствам зон:

- зона свободного газа;

- зона нефти с большим содержанием растворенного в ней газа;

- зона нефти (с минимальным содержанием газа);

- зона нефти гидрофобная (с небольшим содержанием воды) - вода располагается преимущественно вдоль стенок капилляров коллектора, смачивая их поверхность;

- зона минерализованной воды.

Каждая из этих зон обладает своими, существенно различающимися физическими, химико-физическими и электрофизическими свойствами и по-разному реагирует на внешние воздействия в виде искусственно возбуждаемых электрических полей и сейсмического воздействия.

По своим электрофизическим свойствам НГЗ может быть представлена в виде электрического конденсатора, верхней обкладкой которого является хорошо электропроводящая покрышка, а нижней - слой минерализованной воды (ФИГ.3).

Между этими обкладками находится диэлектрик - нефтегазовый флюид (зоны 1-3), способный электрически поляризоваться, накапливая тем самым электрическую энергию.

Зона 4 является по своей сути электрохимическим псевдодиэлектриком, способным накапливать электрическую энергию путем разделения и перемещения зарядов в двойных электрических слоях вдоль стенок капилляров коллектора.

Таким образом, НГЗ является своеобразным накопителем электрической энергии и может накопить ее тем больше, чем больше напряженность поляризующего электрического поля между покрышкой пласта и зоной минерализованной воды и чем больше объем нефтегазового флюида находится в зоне воздействия поляризующего электрического поля.

Если такой своеобразный конденсатор зарядить мощным поляризующим электрическим полем, а затем сейсмическим воздействием вызвать ориентированное перемещение электрически поляризованных частиц нефтегазового флюида в капиллярах, микропорах и микротрещинах вмещающей породы-коллектора, то произойдет генерация электрического тока в НГЗ и возбуждение вторичного ЭМП в окружающей НГЗ среде, мгновенно регистрируемого на дневной поверхности в виде НГЗ-отклика.

ФЧХ низкочастотного (1-30 Гц) сейсмического воздействия при прохождении через осадочные породы практически не претерпевают изменений. При достижении сейсмически волной НГЗ и прохождении ее через слои НГЗ наблюдается явно выраженная дисперсия ее фазовой скорости. При условии предварительной поляризации НГЗ электрическим полем изменения ФЧХ сейсмического воздействия мгновенно отражаются в ФЧХ НГЗ-отклика.

Величины фазовых сдвигов между спектральными составляющими исходного сейсмического воздействия и НГЗ-отклика, а также величины временных сдвигов между передними фронтами исходного сейсмического воздействия и НГЗ-отклика при известной скорости распространения сейсмической волны в осадочных породах в изучаемом геологическом разрезе позволяют определить расстояние, пройденное сейсмической волной до начала изменения ее ФЧХ.

На этих свойствах основан принцип обнаружения НГЗ и определения глубины залегания НГЗ в МФЗ-способе.

Сейсмическое воздействие частотой 1-5 Гц вызывает самые значительные перемещения всех частиц нефтегазового флюида в капиллярах вмещающей породы-коллектора. При этом в частотном диапазоне 1-50 Гц при 3-кратном изменении частоты дисперсия фазовой скорости сейсмической волны может доходить до 10%. Чем больше мощность НГЗ и чем больше в ней свободного и растворенного в нефти газа, тем больше изменяются ФЧХ сейсмической волны, проходящей через слои НГЗ и тем больше различаются ФЧХ НГЗ-отклика и эталонные ФЧХ исходного сейсмического воздействия. По прохождении сейсмической волной всех слоев НГЗ и ее дальнейшем распространении вглубь осадочных пород НГЗ-отклик не наблюдается.

На этих свойствах основан принцип определения мощности НГЗ в МФЗ-способе.

Нефтяные и газовые частицы флюида существенно отличаются в размерах и поэтому имеют разную инерционность. С повышением частоты сейсмического воздействия в первую очередь уменьшается амплитуда перемещения самых больших и самых инерционных (нефтяных) частиц нефтегазового флюида, поэтому из процесса образования НГЗ-отклика последовательно исключается перемещение поляризованных частиц в зоне нефти, а затем в зоне нефти с растворенным газом. По достижении частотой сейсмического воздействия значения 15-20 Гц перемещение самых инерционных (нефтяных) частиц флюида прекращается, в процессе образования НГЗ-отклика участвуют только малоинерционные (газовые) частицы флюида и величина фазового сдвига между гармониками НГЗ-отклика на этих частотах имеет прямую зависимость от объема свободного газа в НГЗ.

На этих свойствах основан принцип определения соотношения в НГЗ нефть/свободный газ в МФЗ-способе.

В реальных природных условиях капилляры, микротрещины и микропоры породы-коллектора не являются строго вертикально-ориентированными, а в результате подвижек земной коры могут быть ориентированы произвольно (ФИГ.4) - в пределах до 50-60 градусов от вертикали в любую сторону.

Поэтому поляризующее электрическое поле необходимо формировать трехкомпонентным, с возможностью регулировки его пространственной конфигурации и изменения электрических моментов (произведение длины питающей линии на силу тока в ней) каждой питающей линии AB. Для этого при реализации способа используется трехмерная конфигурация электрического поля за счет применения трех взаимно перпендикулярных питающих линий, две из которых развертываются в горизонтальной плоскости, образуя крест, а третья развертывается вертикально вниз из места пересечения двух горизонтальных.

Сейсмическое воздействие производит перемещение частиц нефтегазового флюида по капиллярам, микротрещинам и между отдельными микропорами коллектора в направлении, совпадающем с направлениями сейсмического воздействия, распространяющегося с дневной поверхности от ИУК в направлении НГЗ. Поэтому сейсмическое воздействие также должно иметь трехмерную конфигурацию. Для этого при реализации способа используется несколько (два или три) пространственно-разнесенных ИУК, работающих когерентно.

Эти условия определяют конфигурацию питающих линий и сейсмического воздействия при конкретных вариантах реализации способа.

Используемые в МФЗ-способе физические поля подразделяются на воздействующие и информационные (ФИГ.5):

1. Генерируемое поляризующее электрическое поле является воздействующим физическим полем. Под его воздействием частицы нефтегазового флюида способны электрически поляризоваться и, таким образом, НГЗ может осуществлять накопление электрической энергии в виде электрических зарядов.

2. Генерируемое сейсмическое воздействие также является воздействующим физическим полем, поскольку, проходя через слои НГЗ, вызывает ориентированное перемещение предварительно электрически поляризованных частиц нефтегазового флюида в капиллярах, микропорах и микротрещинах вмещающей породы-коллектора, вследствие чего происходит генерация электрического тока в НГЗ и возбуждение вторичного ЭМП в окружающей НГЗ среде.

3. Вторичное ЭМП является информационным физическим полем, поскольку ФЧХ НГЗ-отклика однозначно отображают изменение ФЧХ сейсмического воздействия, проходящего через слои НГЗ.

Для решения поставленных поисково-разведочных задач по МФЗ-способу используются различные ПРК, различающиеся геометрией питающих AB и приемных MN линий и расположением ИУК, для максимально эффективного использования описанных выше воздействующих и информационных физических полей.

В соответствии с вышеизложенным достижение указанного технического результата обеспечивается в заявленном способе путем выполнения основных операций - электрической поляризации НГЗ, сейсмическом воздействии па НГЗ, регистрации компонент НГЗ-откликов и обработки полученных данных, выполняемых в четыре этапа - подготовки, поисков, детальной разведки и описания, функциональная схема которых наглядно отражена на ФИГ.6.

Поясним этапы ФИГ.6 на следующем примере:

1-й Этап - Подготовка.

1.1. Занятие исходной позиции.

1.2. Развертывание ПРК.

В завершение 1-го Этапа необходимо осуществить координатную привязку ПРК в заданном географическом районе. Точки привязки фиксируют места размещения АПК и ПМ, геометрию и ориентацию питающих и приемных линий. Данные координатной привязки необходимы при формировании сетки профилей для оконтуривания обнаруженной НГЗ.

2-й Этап - Поиски.

2.1. Электрическая поляризация - создание электрического поля трехмерной пространственной конфигурации со стабильными амплитудно-фазовыми спектрами в исследуемом геологическом разрезе для электрической поляризации НГЗ.

Поляризующее электрическое поле 3D-конфигурации создается тремя взаимно перпендикулярными питающими линиями AB, две из которых (AXBX и AYBY) развертываются в горизонтальной плоскости, образуя симметричный крест, каждая подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча по одной линии, а третья (AZBZ) подключена к генераторному блоку в одно плечо и размещена вертикально вниз из места пересечения двух горизонтальных (ФИГ.7).

2.2. Сейсмическое воздействие - периодическое многочастотное сейсмическое воздействие трехмерной пространственной конфигурации со стабильными амплитудно-фазовыми спектрами в изучаемом геологическом разрезе.

Сейсмическое воздействие 3D-конфигурации создается за счет применения нескольких (двух или трех) пространственно-разнесенных ИУК, работающих когерентно. Основной ИУК расположен стационарно в месте пересечения питающих AB и приемных MN линий, дополнительные ИУК размещены на ПМ.

2.3. Прием и регистрация данных.

Прием и регистрация на дневной поверхности электрических (Е) и магнитных (Н) компонент НГЗ-отклика, отображающих изменение ФЧХ сейсмической волны, проходящей через слои НГЗ.

Прием и регистрация электрических (EX, EY, EZ) компонент НГЗ-отклика осуществляется приемниками электрических компонент числом от 3-х до 24-х для каждого плеча каждой из приемных линий (ФИГ.8-11).

Для этого организуются три взаимно перпендикулярные приемные линии MN, две из которых (MXNX и MYNY) размещены в горизонтальной плоскости, образуя симметричный крест соосно питающим линиям AXBX и AYBY, каждая подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, а третья (MZNZ) подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо и размещена вертикально вниз соосно питающей линии AZBZ из места пересечения двух горизонтальных (ФИГ.7).

Прием и регистрация магнитных (HZ, HY, HZ) компонент НГЗ-отклика осуществляется с помощью нескольких (двух или трех) трехкомпонентных магнитометров. Основной магнитометр располагается стационарно в месте пересечения питающих и приемных линий, дополнительные магнитометры размещается на ПМ. Для устранения помех, вызываемых вибрациями, магнитометры размещаются на платформах, стабилизированных гироскопами.

2.4. Обнаружение НГЗ.

Регистрация наличия НГЗ в изучаемом геологическом разрезе происходит при обнаружении аномальной (превышающей измеренное значение фона над участками без аномалий) разности фаз между разночастотными (например, 1-й и 3-й) гармониками НГЗ-отклика и принятыми за эталонные разночастотными (например, 1-й и 3-й) гармониками исходного сейсмического воздействия.

3-й Этап - Детальная разведка.

3.1. Перемещение ПМ по профилям.

ПМ перемещаются по заданным профилям исследований с целью осуществления вспомогательного сейсмического воздействия для обеспечения возможности создания 3D-конфигурации сейсмического воздействия.

3.2. Электрическая поляризация - по п.2.1.

3.3. Сейсмическое воздействие - по п.2.2.

На 3-м Этапе сейсмическое воздействие осуществляется как на частоте 1 Гц, так и при последовательном изменении частоты сейсмического воздействия в рабочем диапазоне частот 1-30 Гц шагом 1 Гц.

3.4. Прием и регистрация данных - по п.2.3.

3.5. Накопление массива данных.

Накопление массива данных о величинах фазовых сдвигов между 1-й гармоникой исходного сейсмического воздействия и 1-й гармоникой НГЗ-отклика и величинах фазовых сдвигов между, например, 1-й и 3-й гармониками исходного сейсмического воздействия и 1-й и 3-й гармоникой НГЗ-отклика по всей исследуемой площади в рабочем диапазоне частот сейсмического воздействия.

4-й Этап - Описание.

4.1. Интерпретация данных.

Интерпретация накопленного массива данных по п.3.5. с целью определения параметров обнаруженной НГЗ.

4.2. Определение глубины залегания НГЗ.

Осуществляется измерением и интерпретацией данных о величинах фазовых сдвигов Δφh между 1-й гармоникой исходного сейсмического воздействия и 1-й гармоникой НГЗ-отклика при известной скорости распространения сейсмической волны в осадочных породах в изучаемом геологическом разрезе.

Определение глубины залегания НГЗ осуществляется по E- и Н-компонентам НГЗ-отклика с помощью идентичных фазометрических устройств определения глубины залегания (ФМУ-Г), по одному для каждой из компонент. При этом Е-компоненты НГЗ-отклика поступают на вход ФМУ-Г с приемных линий MN, а Н-компоненты НГЗ-отклика поступают на вход ФМУ-Г с трехкомпонентного магнитометра (ФИГ.12-13).

На первый (опорный) вход ФМУ-Г подается напряжение с сейсмоприемника (СП), расположенного вблизи основного ИУК, которое через входной фильтр с полосой пропускания 0,5-30 Гц поступает на масштабный усилитель, охваченный цепью мгновенной автоматической регулировки усиления (МАРУ), выходное напряжение которого нормируется и поддерживается равным 1,0±0,05 В, после чего поступает на программно-перестраиваемый цифровой фильтр, который выделяет напряжение с частотой 1-й гармоники и подает его на опорный вход цифрового фазометра.

На второй (информационный) вход ФМУ-Г подается напряжение с частотой 1-й гармоники НГЗ-отклика, которое получается путем суммирования всех компонент НГЗ-отклика после предварительной фильтрации с помощью входного фильтра, нормирования на уровне 1,0±0,05 В и окончательной узкополосной фильтрации с помощью программно-перестраиваемого цифрового фильтра. Измеренный таким образом фазовый сдвиг Δφh строго пропорционален времени прохождения сейсмической волны от ИУК до НГЗ плюс время прохождения сейсмической волны через слои НГЗ.

Для определения глубины залегания НГЗ необходимо знание фазовой скорости сейсмической волны в осадочных породах верхней части геологического разреза и усредненной мощности НГЗ, которая при последующей обработке должна быть вычтена из полученной суммарной глубины.

При этом необходимо убедиться в отсутствии аномального эффекта дисперсии фазовой скорости сейсмической волны в осадочных породах над НГЗ. Для этого проводится дополнительное измерение глубины залегания НГЗ на частоте, например, 3-й гармоники и полученные результаты усредняются.

Следует учитывать, что фазометры измеряют фазовые сдвиги в пределах 0-360 градусов. Поэтому если фазовый сдвиг составляет, например, 363 градуса, фазометр выдаст показание в 3 градуса. Это может наблюдаться при глубине залегания НГЗ большей, чем длина волны 1-й гармоники сейсмического воздействия. Например, при глубине залегания пласта 4625 м и усредненной скорости сейсмической волны в 2200 м/с: 2200×2=4400 м+225 м, т.е. 360×2=720+45 градусов, показания фазометра будут равны 45 градусам и соответствовать кажущейся глубине примерно 225 м.

Поэтому в используемых в МФЗ-методе ФМУ-Г, работающих по принципу измерения временных интервалов, предусмотрен выходной сигнал (N360°), отображающий полное количество циклов сдвига фазы на 360 градусов, что позволяет исключить неоднозначность определения фазового сдвига Δφh.

4.3. Определение мощности НГЗ.

Осуществляется измерением и интерпретацией данных о величинах фазовых сдвигов Δφ между, например, 1-й и 3-й гармониками исходного сейсмического воздействия и 1-й и 3-й гармоникой НГЗ-отклика, возникающих вследствие дисперсии фазовой скорости сейсмической волны при ее прохождении через пласты НГЗ.

Определение мощности НГЗ осуществляется по Е- и Н-компонентам НГЗ-отклика с помощью идентичных фазометрических устройств определения мощности (ФМУ-М), по одному для каждой из компонент. При этом Е-компоненты НГЗ-отклика поступают на вход ФМУ-М с приемных линий MN, а Н-компоненты НГЗ-отклика поступают на вход ФМУ-М с трехкомпонентного магнитометра (ФИГ.14-15).

ФМУ-М выполнено по аналого-цифровой схеме: на входе устанавливается активный фильтр с полосой пропускания 0,5-30 Гц, после которого включен регулируемый масштабный усилитель, охваченный цифровой цепью МАРУ, поддерживающей амплитуду выходного сигнала на уровне 1,0±0,05 В при изменении уровня входного сигнала в пределах 1 мкВ -1 мВ. Затем этот нормированный по амплитуде сигнал поступает на входы узкополосных программно-перестраиваемых цифровых фильтров, настраиваемых, соответственно, на 1-ю и 3-ю гармоники НГЗ-отклика. К выходу цифрового фильтра, настроенного на 1-ю гармонику НГЗ-отклика, подключен аналого-цифровой умножитель частоты в три раза. Поэтому на входы цифрового фазометра поступают напряжения с одинаковой частотой, равной частоте 3-й гармоники НГЗ-отклика, вследствие чего на выходном индикаторе фазометра появляется отсчет фазового сдвига Δφ между 1-й и 3-й гармониками НГЗ-отклика.

В каждом из ФМУ-М организовано по три канала (канал X, канал Y и канал Z) для измерения фазового сдвига Δφ для каждой из электрических (EX, EY и EZ) и магнитных (HX, HY и HZ) компонент НГЗ-отклика ΔφX, ΔφY, ΔφZ), а полученный результат усредняется путем вычисления среднеквадратичного значения как корень квадратный из суммы квадратов всех шести показаний.

Величина этого усредненного фазового сдвига программно пересчитывается в усредненную мощность НГЗ, с учетом знания фазовой скорости для частоты 1-й гармоники.

4.4. Определение соотношения нефть/свободный газ в НГЗ.

Осуществляется измерением и интерпретацией данных о величинах фазовых сдвигов Δφ между, например, 1-й и 3-й гармониками исходного сейсмического воздействия и 1-й и 3-й гармоникой НГЗ-отклика, возникающих вследствие дисперсии фазовой скорости сейсмической волны при ее распространении через слои НГЗ, при последовательном изменении частоты сейсмического воздействия в диапазоне частот 1-30 Гц шагом 1 Гц.

Определение соотношения нефть/свободный газ в НГЗ осуществляется по Е- и Н-компонентам НГЗ-отклика с помощью идентичных ФМУ-М, по одному для каждой из компонент. При этом Е-компоненты НГЗ-отклика поступают на вход ФМУ-М с приемных линий MN, а Н-компоненты НГЗ-отклика поступают на вход ФМУ-М с трехкомпонентного магнитометра (ФИГ.14-15).

4.5. Описание НГЗ.

Обработка и анализ накопленного массива данных, описание характеристик и параметров обнаруженной НГЗ и формирование карт, разрезов, 2D и 3D-моделей НГЗ. При этом проведение работ по мониторингу остаточных запасов в эксплуатируемых НГЗ осуществляется на изученной и описанной ранее НГЗ, поэтому из перечня выполняемых этапов исключается этап поисков, и после этапа подготовки переходят к выполнению этапов детальной разведки и описания.

Достижение указанного технического результата обеспечивается также в заявленном ПРК для осуществления описанного способа, структурную схему которого отображает ФИГ.16.

На практике заявленный способ осуществляют с помощью ПРК, состоящего из основного комплекта оборудования и программных средств - АПК, вспомогательного комплекта оборудования и программных средств - в основном одного или двух ПМ, питающих линий АВ и приемных линий MN, выполненных в виде совокупности целенаправленно взаимосвязанных между собой специализированных функциональных блоков, с помощью которых в автоматизированном режиме реализуют последовательность операций способа.

Аппаратно-программный комплекс (АПК) (основной комплект аппаратуры) осуществляет основное сейсмическое воздействие, прием и регистрацию Е- и Н-компонент НГЗ-отклика, управление работой ПМ, прием данных с ПМ, накопление массива данных измерений, обработку, анализ и интерпретацию данных измерений, собственную координатную привязку с помощью систем GPS/ГЛОНАСС, и функционально состоит из трех блоков:

- Блок управления и обработки (БУО);

- Генераторный блок (ГБ);

- Приемно-измерительный блок (ПИБ).

Блок управления и обработки (БУО) осуществляет:

- управление работой ГБ;

- управление работой основного ИУК;

- управление работой ПИБ;

- управление работой ПМ;

- накопление, обработку, анализ и интерпретацию данных, полученных с ПИБ и ПМ;

- координатную привязку АПК с помощью систем GPS/ГЛОНАСС;

и включает в себя:

- основной компьютер (РСО, Master-PC);

- комплект приемопередающей аппаратуры (ППА) для связи и управления работой ПМ;

- приемник системы координатной привязки.

Генераторный блок (ГБ) осуществляет электропитание АПК, питающих линий АВ, основного ИУК и включает в себя:

- электрогенератор;

- трансформатор;

- три управляемых выпрямителя;

- три управляемых генератора импульсов;

- генератор упругих колебаний;

- основной ИУК.

Приемно-измерительный блок (ПИБ) осуществляет прием и регистрацию Е- и Н-компонент НГЗ-отклика и включает в себя:

- два ФМУ-Г (ФИГ.12-13);

- два ФМУ-М (ФИГ.14-15);

- трехкомпонентный магнитометр для приема Н-компонент НГЗ-отклика;

- сейсмоприемник для определения исходных (принимаемых за эталонные) параметров исходного сейсмического воздействия от основного ИУК.

Подвижный модуль (ПМ) (вспомогательный комплект аппаратуры) осуществляет вспомогательное сейсмическое воздействие, прием и регистрацию Н-компонент НГЗ-отклика, собственную координатную привязку с помощью систем GPS/ГЛОНАСС, передачу полученных данных на АПК и функционально состоит из трех блоков:

- Блок управления и обработки (БУО-ПМ);

- Генераторный блок (ГБ-ПМ);

- Приемно-измерительный блок (ПИБ-ПМ).

Блок управления и обработки (БУО-ПМ) осуществляет:

- управление работой ГБ-ПМ;

- управление работой вспомогательного ИУК;

- управление работой ПИБ-ПМ;

- передачу на АПК данных, полученных с ПИБ-ПМ;

- координатную привязку ПМ с помощью систем GPS/ГЛОНАСС;

и включает в себя:

- вспомогательный компьютер (РСВ, Slave-PC);

- генератор упругих колебаний;

- вспомогательный ИУК, работающий когерентно с основным ИУК;

- сейсмоприемник для определения исходных (принимаемых за эталонные) параметров сейсмического воздействия от вспомогательного ИУК;

- трехкомпонентный магнитометр для приема Н-компонент НГЗ-отклика;

- ФМУ-Г (ФИГ.13);

- ФМУ-М (ФИГ.15);

- комплект ППА для связи и управления с АПК;

- приемник системы координатной привязки.

С использованием указанных устройств осуществляют целевое комплексное воздействие на НГЗ физических полей разного рода (электрического и сейсмического), регистрируют и обрабатывают поступающие данные о результатах измерения ФЧХ НГЗ-отклика и результатах их сравнения с эталонными ФЧХ исходного сейсмического воздействия для формирования базы данных, отражающей основные параметры изучаемой НГЗ.

В зависимости от поставленных задач и условий проведения работ предусмотрены следующие ПРК.

Х-образный ПРК.

Отличается от ФИГ.7 следующим (ФИГ.17):

- конфигурация поляризующих электрических нолей достигается за счет применения двух взаимно перпендикулярных питающих линий (AXBX и AYBY), которые размещены в горизонтальной плоскости, образуя симметричный крест, каждая подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча по одной линии;

- применяются две взаимно перпендикулярные горизонтальные приемные линии (MXNX и MYNY), которые размещены в горизонтальной плоскости, образуя симметричный крест соосно питающим линиям, каждая подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча по одной линии.

Этот ПРК может быть применен для поисков НГЗ на суше и мелководье (с глубинами дна до 30 м).

Реализуется в сухопутном и морском вариантах.

В сухопутном варианте питающие и приемные линии размещаются на поверхности земли, АПК и ПМ размещаются на автомобильных шасси.

В морском варианте питающие и приемные линии размещаются непосредственно на дне, АПК размещается на основном судне, ПМ размещаются на вспомогательных судах.

V-образный ПРК.

Отличается от ФИГ.7 следующим (ФИГ.18):

- конфигурация поляризующих электрических полей достигается за счет применения двух взаимно перпендикулярных питающих линий (AXBX и AYBY), которые размещены в горизонтальной плоскости из одной точки, каждая подключена к генераторному блоку в одно плечо;

- применяются две взаимно перпендикулярные приемные линии (MXNX и MYNY), которые размещены в горизонтальной плоскости из одной точки соосно питающим линиям, каждая подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо.

Этот ПРК может быть применен для поисков НГЗ на суше и мелководье (с глубиной дна до 30 м).

Реализуется в сухопутном и морском вариантах.

В сухопутном варианте питающие и приемные линии размещаются на поверхности земли, АПК и ПМ размещены на автомобильных шасси.

В морском варианте питающие и приемные линии размещаются непосредственно на дне, АПК размещается на основном судне, ПМ размещается на вспомогательном судне.

Линейный двухплечевой ПРК.

Отличается от ФИГ.7 следующим (ФИГ.19):

- конфигурация поляризующих электрических полей достигается за счет применения одной горизонтальной питающей линии (AXBX), которая размещена в горизонтальной плоскости по одной линии и подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча;

- применяется одна горизонтальная приемная линия (MXBX), которая размещена в горизонтальной плоскости по одной линии соосно питающей линии и подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча.

Этот ПРК может быть применен для детальной разведки обнаруженных НГЗ и мониторинга запасов в эксплуатируемых НГЗ на суше и мелководье (с глубинами дна до 30 м).

Реализуется в сухопутном и морском вариантах.

В сухопутном варианте питающие и приемные линии размещаются на поверхности земли, АПК и ПМ размещены на автомобильных шасси.

В морском варианте питающие и приемные линии размещаются непосредственно на дне, АПК размещается на основном судне, ПМ размещаются на вспомогательных судах.

L-образный ПРК.

Отличается от ФИГ.7 следующим (ФИГ.20):

- конфигурация поляризующих электрических полей достигается за счет применения двух взаимно перпендикулярных питающих линий (AXBX и AZBZ), которые размещены в вертикальной плоскости из одной точки, каждая подключена к генераторному блоку в одно плечо, одна из которых (AXBX) расположена горизонтально, а другая (AZBZ) - вертикально вниз;

- применяются две взаимно перпендикулярные приемные линии (MXNX и MZNZ), которые размещены в вертикальной плоскости из одной точки с питающими линиями, каждая подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо, одна из которых (MXNX) расположена горизонтально соосно питающей линии AXBX, а другая (MZNZ) - вертикально вниз.

Этот ПРК может быть применен для поисков НГЗ на морских акваториях (с глубинами дна до 3 км), в том числе на акваториях с постоянным ледовым покровом.

Горизонтальные питающая и приемная линии размещаются на поверхности моря (в ледовом варианте - под поверхностью моря на глубинах не менее 10-15 метров) и буксируются основным судном, вертикальные питающая и приемная линии погружаются в воду. АПК размещается на основном судне, ПМ размещается на вспомогательном судне. В ледовом варианте ПМ не предусматривается.

Линейный одноплечевой ПРК.

Отличается от ФИГ.7 следующим (ФИГ.21):

- конфигурация поляризующего электрического поля достигается за счет применения одной горизонтальной питающей линии (AXBX), которая подключена к генераторному блоку в одно плечо.

- применяется одна горизонтальная приемная линия (MXNX), которая подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо и размещена из одной точки с питающей линией соосно ей.

Этот ПРК может быть применен для поисков НГЗ па морских акваториях (с глубинами дна до 300 м), в том числе на акваториях с постоянным ледовым покровом.

Горизонтальные питающая и приемная линии размещаются на поверхности моря (в ледовом варианте - под поверхностью моря на глубинах не менее 10-15 метров) и буксируются основным судном. АПК размещается на основном судне, ПМ размещается на вспомогательном судне. В ледовом варианте ПМ не предусматривается.

Таким образом, как следует из вышеизложенного, указанные в формуле изобретения признаки являются существенными и целенаправленно взаимосвязаны между собой с образованием их устойчивой совокупности, необходимой и достаточной для получения указанного технического результата. Достигаемый технический результат, как показали данные экспериментов, может быть реализован только взаимосвязанной совокупностью всех существенных признаков заявленных объектов, отраженных в формуле изобретения. Заявленные существенные отличительные признаки были получены на основе творческой обработки результатов проведенных исследований и экспериментов, анализа и обобщения их и данных из известных опубликованных источников, взаимосвязанных условиями достижения указанного в заявке технического результата, а также с использованием изобретательской интуиции.

Предлагаемый способ не содержит операций, которые не могут быть реализованы с помощью известных технологий, в частности компьютерной обработки информации. Соответствие критерию «промышленная применимость» предложенных объектов доказывается также отсутствием в заявленных притязаниях каких-либо практически трудно реализуемых в промышленных масштабах признаков.

Кроме указанного выше технического результата практическое применение предложенного изобретения позволяет также обеспечить дальнейшее совершенствование способов поисков и разведки НГЗ, в частности, в отношении экономии времени и финансовых затрат при проведении мониторинга остаточных запасов в эксплуатируемых НГЗ.

1. Способ многочастотного фазового зондирования (МФЗ-способ) поисков и детальной разведки нефтегазовых залежей (НГЗ), включающий выполнение следующих этапов, при осуществлении которых электрически поляризуют НГЗ путем создания электрического поля трехмерной пространственной конфигурации и стабильного амплитудно-фазового спектра, целенаправленно осуществляют с помощью источников упругих (сейсмических) колебаний (ИУК) многочастотное сейсмическое воздействие трехмерной пространственной конфигурации со стабильными амплитудно-фазовыми спектрами, которыми воздействуют на НГЗ, в результате комплексного воздействия указанных физических полей инициируют электрическую поляризацию и последующее перемещение частиц нефтегазового флюида в капиллярах, микропорах и микротрещинах породы-коллектора, тем самым формируют в НГЗ и окружающей ее среде адекватное этим воздействиям электромагнитное поле (НГЗ-отклик), измеряют и регистрируют параметры сформированного таким образом НГЗ-отклика, отображающие изменение основных фазочастотных характеристик (ФЧХ) спектра сейсмической волны при прохождении ее через НГЗ, при обнаружении аномальной, превышающей измеренное значение фона над участками без аномалий, разности фаз между разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками НГЗ-отклика и исходными, принятыми за эталонные, разночастотными (1-й и 2÷7-й) гармониками сейсмического воздействия, регистрируют наличие НГЗ в исследуемом геологическом разрезе, затем повторяют вышеуказанные операции по профилям в пределах исследуемой площади и формируют базу данных измеренных параметров НГЗ-откликов для определения глубины залегания, мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ, анализируя и производя геолого-геофизическую интерпретацию полученных данных, формируют совокупность адекватных им компьютерных кодов, определяют при этом характеристики и параметры изучаемой НГЗ, на базе которых формируют 2D и 3D графические изображения карт, разрезов, 3D-моделей НГЗ, в случае необходимости повторяют вышеописанную совокупность операций.

2. Способ по п.1, в котором для определения глубины залегания НГЗ измеряют и интерпретируют полученные данные о величинах фазовых сдвигов между 1-й гармоникой исходного сейсмического воздействия и 1-й гармоникой НГЗ-отклика, для уточнения искомого результата дополнительно измеряют временные сдвиги между передними фронтами исходного сейсмического воздействия и НГЗ-отклика при известной скорости распространения сейсмической волны в изучаемом геологическом разрезе.

3. Способ по п.1, в котором для определения мощности НГЗ измеряют и интерпретируют полученные данные об изменениях величин фазовых сдвигов между 1-й и 2÷7-й гармониками в НГЗ-отклике относительно их величин в исходном сейсмическом воздействии, возникающих вследствие дисперсии фазовой скорости сейсмической волны при ее прохождении через НГЗ.

4. Способ по п.1, в котором для определения соотношения нефть/свободный газ в НГЗ измеряют и интерпретируют полученные данные об изменениях величин фазовых сдвигов между 1-й и 2÷7-й гармониками в НГЗ-отклике относительно их величин в исходном сейсмическом воздействии, возникающих вследствие дисперсии фазовой скорости сейсмической волны при ее прохождении через НГЗ, при последовательном сейсмическом воздействии в диапазоне частот 1-30 Гц шагом 1-5 Гц.

5. Поисково-разведочный комплекс (ПРК) для осуществления способа по п.1, содержащий взаимосвязанные между собой приемопередающей аппаратурой (ППА) аппаратно-программный комплекс (АПК) и выбранные в количестве от одного до двенадцати подвижные модули (ПМ), каждый из которых составлен из взаимосвязанных между собой блока управления и обработки информации (БУО), включающего вспомогательный компьютер (PCB) и систему координатной привязки (GPS), приемно-измерительного блока (ПИБ), включающего сейсмоприемник (СП), трехкомпонентный магнитометр, фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, генераторного блока (ГБ), включающего электрогенератор, генератор упругих колебаний, источник упругих колебаний (ИУК), при этом АПК составлен из взаимосвязанных между собой блока управления и обработки информации (БУО), включающего основной компьютер (РСО) и систему координатной привязки (GPS), генераторного блока (ГБ), включающего электрогенератор, трансформатор, три генератора импульсов, по одному для каждой из питающих линий (АВ), подключенные к трансформатору через управляемые выпрямители, генератор упругих колебаний, источник упругих колебаний (ИУК), три взаимно перпендикулярные питающие линии (AB), две из которых (AXBX и AYBY) размещены в горизонтальной плоскости с образованием симметричного креста, каждая подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, а третья (AZBZ) подключена к генераторному блоку в одно плечо и размещена вертикально вниз из места пересечения двух горизонтальных, приемно-измерительного блока (ПИБ), включающего сейсмоприемник (СП), трехкомпонентный магнитометр, фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по магнитным (HX, HY и HZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) по электрическим (EX, EY и EZ) компонентам НГЗ-отклика, фазометрическое устройство определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) по электрическим (EX, EY и EZ) компонентам НГЗ-отклика, три взаимно перпендикулярные приемные линии (MN), две из которых (MXNX и MYNY) размещены в горизонтальной плоскости с образованием симметричного креста соосно питающим линиям AXBX и AYBY, при этом каждая подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, а третья (MZNZ) подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо и размещена вертикально вниз соосно питающей линии AZBZ из места пересечения двух горизонтальных, при этом к каждому плечу каждой из приемных линий (MN) подключено от 3-х до 24-х измерителей электрических компонент поля.

6. Комплекс по п.5, в котором две взаимно перпендикулярные питающие линии (AXBX и AYBY) размещены в горизонтальной плоскости с образованием симметричного креста, каждая подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, и две взаимно перпендикулярные приемные линии (MXNX и MYNY) размещены в горизонтальной плоскости, с образованием симметричного креста соосно питающим линиям AXBX и AYBY, каждая подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча.

7. Комплекс по п.5, в котором две взаимно перпендикулярные питающие линии (AXBX и AYBY) размещены в горизонтальной плоскости из одной точки, каждая подключена к генераторному блоку в одно плечо, и две взаимно перпендикулярные приемные линии (MXNX и MYNY) размещены в горизонтальной плоскости из одной точки соосно питающим линиям, каждая подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо.

8. Комплекс по п.5, в котором одна питающая линия (AXBX) размещена в горизонтальной плоскости по одной линии и подключена к генераторному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча, и одна приемная линия (MXNX) размещена в горизонтальной плоскости по одной линии соосно питающей линии и подключена к приемно-измерительному блоку «в разрыв» в два симметричных плеча.

9. Комплекс по п.5, в котором две взаимно-перпендикулярные питающие линии (AXBX и AZBZ) размещены в вертикальной плоскости из одной точки, каждая подключена к генераторному блоку в одно плечо, одна из которых (AXBX) расположена горизонтально, а другая (AZBZ) - вертикально вниз, и две взаимно-перпендикулярные приемные линии (MXNX и MZNZ) размещены в вертикальной плоскости из одной точки с питающими линиями, каждая подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо, одна из которых (MXNX) расположена горизонтально соосно питающей линии AXBX, а другая (MZNZ) - вертикально вниз.

10. Комплекс по п.5, в котором одна горизонтальная питающая линия (AXBX) подключена к генераторному блоку в одно плечо и одна горизонтальная приемная линия (MXNX) подключена к приемно-измерительному блоку в одно плечо и размещена из одной точки с питающей линией соосно ей.

11. Комплекс по п.5, в АПК и ПМ которого использованы три или четыре фазометрических устройства определения глубины залегания НГЗ (ФМУ-Г) для осуществления способа по п.2, каждое из которых включает три входных фильтра для каждой из электрических (EX, EY, EZ) и магнитных (HX, HY, HZ) компонент НГЗ-отклика, сумматор, два масштабных усилителя (опорного и информационного входа), охваченных цепью мгновенной автоматической регулировки усиления (МАРУ), два цифровых фильтра, два формирователя импульсов, измеритель временных интервалов и фазометр.

12. Комплекс по п.5, в АПК и ПМ которого использованы три или четыре фазометрических устройства определения мощности НГЗ и соотношения нефть/свободный газ в НГЗ (ФМУ-М) для осуществления способов по пп.3 и 4, каждое из которых включает в себя три канала измерения (канал X, канал Y и канал Z), по одному для каждой из электрических (EX, EY, EZ) и магнитных (HX, HY, HZ) компонент НГЗ-отклика, при этом каждый из каналов включает в себя входной фильтр, масштабный усилитель, охваченный цепью МАРУ, два цифровых фильтра, умножитель частоты и фазометр.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к устройствам для подводных геофизических исследований морей и океанов. Заякоренная профилирующая подводная обсерватория сочленена с диспетчерской станцией и состоит из: подповерхностного буя, заякоренного с помощью стального буйрепа, который служит ходовым тросом для профилирующего носителя, содержащего комплект измерительных датчиков, модуль центрального микроконтроллера, электропривод, и передвигающегося по ходовому тросу; системы цифровой связи посредством бесконтактной индуктивной врезки в ходовой трос, поверхностного буя-вехи с модемами передачи данных и телеметрической информации по радиоканалу, гидроакустического размыкателя якорного балласта.
Изобретение относится к области морских геофизических исследований и может быть использовано для поисков газогидратов на дне акваторий. Сущность: на берегу в зоне разлома устанавливают датчик акустической эмиссии.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения сейсмических разрезов изображений геологической среды. Способ включает последовательные действия, при которых получают и подготавливают данные методов общей глубинной точки, сейсмического каротажа, вертикального сейсмического профилирования, акустического каротажа, плотностного гамма-гамма каротажа и проверяют качество этих данных, а также получают эталонные значения интервальных скоростей.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения структурных особенностей, литологии и типа флюидонасыщения коллекторов. Согласно заявленному способу получают пространственно-временные и/или пространственно-частотные данные электромагнитных измерений с последующей реконструкцией объемного распределения проводимости геологической модели среды.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для прогнозирования скрытых рудных полезных ископаемых, связанных с гранитоидами. Сущность: для перспективных рудоносных участков на базе данных по физическим свойствам пород, слагающих модельный разрез, и материалов мелкомасштабных гравиразведочных и магниторазведочных съемок осуществляют построение «нулевой» глубинной модели.

Группа изобретений относится к области геофизики и может быть использована при разноцелевых полевых исследованиях. Сущность: каждый из комплексов включает датчики (1-1 - 1-3) ускорения свободного падения по трем компонентам, датчики (2-1 - 2-3) магнитного поля по трем компонентам, датчики (3-1 - 3-3) сейсмических колебаний почвы по трем компонентам, блок (15) определения координат комплекса и точного времени, а также блок (11) управления, обработки и регистрации, соединенный со всеми вышеуказанными устройствами.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при каротажных работах. Сущность: устройство содержит следующие элементы: датчики (1-3) геоакустических сигналов, первый коммутатор (4), первый усилитель (5), блок фильтров (6), блок выпрямителей (7), второй коммутатор (8), аналого-цифровой преобразователь (9), блок (10) передачи цифрового сигнала, датчик (11) магнитной восприимчивости, измерительная схема (12) магнитометра, аналоговые запоминающие устройства (13, 14), вычитающий усилитель (15), генератор (16) прямоугольного напряжения, ферритовая антенна (17), третий коммутатор (18), три конденсатора (19), второй усилитель (20), смеситель (21), фильтр нижних частот (22), переключаемый генератор (23), выпрямитель (24), блок (25) управления, блок (26) питания.

Группа изобретений относится к технике изучения океана с помощью автономных и автоматических подводных станций заякоренного типа. Способ заключается в том, что для движения зонда в составе буя используют изменение и управление соотношением действия разнонаправленных сил - водоизмещения и веса, которые воздействуют на аппарат по вертикали.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении каротажных работ. Заявлены способы и системы для скважинной телеметрии с использованием прибора, сконфигурированного или спроектированного для развертывания в буровой скважине, пересекающей подземный пласт.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано, в частности, для обнаружения залежей углеводородов. Заявлен способ геофизической разведки залежей углеводородов, включающий возбуждение упругих колебаний в процессе многократного возбуждения электромагнитного поля.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для измерения геофизических и гидрофизических параметров в придонной зоне морей и океанов. Сущность: подводная обсерватория (1) содержит сейсмометр, состоящий из сейсмического и сейсмоакустического модулей, гидрофизический модуль, датчик магнитного поля, блок гидрохимических измерений, датчик обнаружения метана, датчик давления, датчик пространственной ориентации, датчик ядерно-магнитного резонанса, гидролокатор бокового обзора, соединенные с блоком регистрации и управления, а также средства связи с комплексом судовой аппаратуры, балласт, размыкатель балласта. Подводная обсерватория (1) выполнена в виде вертикально профилирующего модуля, размещенного на ходовом тросе (2) между верхней плавучестью (3) и нижней плавучестью (4). Ходовой трос (9) через заякоренный блок (5), закрепленный на балласте (6), и опорный блок (7), закрепленный на морском терминале (8), соединен с лебедкой (10), размещенной на морском терминале (8). Технический результат: расширение функциональных возможностей и повышение надежности при эксплуатации. 2 ил.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поисковых и разведочных работах на углеводороды в осадочных толщах древних платформ. Сущность: проводят региональные гравитационную и магнитную съемки, а также магнитотеллурическое зондирование территории. Зоны, характеризуемые локальными положительными аномалиями гравитационного и магнитного полей, а также локальным пропаданием подтраппового электропроводящего слоя, отождествляют с каналами поступления магматического вещества в плане. Технический результат: точное картирование каналов поступления магматического вещества в траппы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при исследовании залежей сверхвязких нефтей. Сущность изобретения: излучают электромагнитные волны и принимают сигналы, отраженные от границ раздела слоев зондируемой среды, после чего проводят обработку результатов измерений. При этом предварительно строят структурные карты поднятия, а также временные сейсмические разрезы отраженных границ верхней части осадочного чехла, изучают материалы геофизических исследований скважин, материалы керна. На поверхности намечают линии профилей с учетом структурных карт поднятия и временных сейсмических разрезов отраженных границ верхней части осадочного чехла. Линии профилей проводят во взаимно перпендикулярных направлениях через пробуренные скважины с выходом за контур поднятия не менее чем на 500 м. Выполняют занесение в базу данных координат крайних и переломных точек линий профилей. Проводят рассмотрение возможных внешних помех, вводят по необходимости корректировки координат линий профилей. Проводят привязку линий профилей на местности, определяют высотные и координатные точки исследования. Проводят тестовые исследования на одной линии профилей. Экспериментально назначают длительность записи отраженной волны замера совокупности электромагнитных сигналов, зарегистрированных в точке приема в течение заданного времени после излучения электромагнитной волны, как превышающую двойное время пробега электромагнитной волны до самого глубокого объекта исследований. На основании сведений о глубинах и предполагаемых или заранее известных значений скоростях распространения электромагнитных волн в среде, полученных при анализе геофизических исследований и материалов керна, проводят выбор фиксированного времени, в течение которого приемник принимает отраженные сигналы. При этом шаг дискретизации по времени выбирают достаточным для детального описания электромагнитного отраженного сигнала в количестве от 10 до 20 точек на период центральной частоты. В ходе полевых наблюдений излучение электромагнитных волн от передатчика мощностью 10 МВт и прием отраженного сигнала выполняют последовательно тремя антеннами на трех частотах: 50 МГц, 25 МГц и 10 МГц в линейном и логарифмическом режимах записи и регистрации с шагом 4-6 м. Импульс, полученный на наиболее высокой частоте, учитывают как отражающий детальность исследований и высокое разрешение, а на наиболее низкой - как максимальную глубину зондирования. При этом в линейном режиме регистрации импульса проводят выделение и дискретизацию отраженного сигнала нижней части разреза. В логарифмическом режиме выполняют регистрацию «загрубления» высокой амплитуды сигнала и усиление низкой амплитудной записи верхней части разреза. В результате обработки полевых материалов строят временные разрезы, на которых волновая картина отображает особенности геологического строения и состава горных пород. По изменению свойств диэлектрической проницаемости выделяют границы раздела пластов и дифрагирующих объектов в полях электромагнитных волн, определяемых осью синфазности отраженных волн. Для визуализации используют выделение поля обратного отражения из совокупности полученных данных с использованием частотной и пространственной фильтрации. Применяют функцию сложения-вычитания для радарограмм, записанных в линейном и логарифмическом режимах, посредством которых добиваются детального расчленения нижней части радарограммы. Для литолого-стратиграфической привязки границ отраженных волн проводят коррекцию скоростных характеристик электромагнитного импульса и материалов геофизических исследований скважин и данных отбора керна. При этом устанавливают закономерности в характере и распространении электромагнитного сигнала. Выделяют объекты со слабыми и переходными отражающими характеристиками. Поисковым признаком границы залежи на временном разрезе выбирают уменьшение времени прохождения границы выделенного нефтяного пласта и увеличение амплитуды сигнала относительно показаний вне залежи. Строят карты временных отражений электромагнитного импульса, на основании которых картируют стратиграфические поверхности отражающих горизонтов верхней части осадочного чехла. По изменениям амплитуды и знака электромагнитного сигнала в разных средах над залежью, при переходе и за пределами залежи строят карты нефтенасыщенных толщин. Технический результат: прогнозирование залежей сверхвязких нефтей. 11 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для проведения морских сейсморазведочных работ. При сейсмической разведке в покрытой льдом воде буксируемые косы буксируют позади судна ниже поверхности воды, чтобы избежать столкновения со льдом. Отсчеты по сигналам глобальной системы местоопределения нельзя получать систематически, поскольку при наличии льда исключается следование на поверхности от буксируемой косы хвостового буя с приемником глобальной системы местоопределения. Вместо этого устройство буксируют на буксируемой косе ниже поверхности воды. Абсолютное положение буксируемой косы отслеживают при периодическом приведении буксируемого устройства к поверхности, чтобы можно было получать отсчеты по сигналам глобальной системы местоопределения. Абсолютное положение буксируемой косы затем можно использовать в сочетании с отсчетами по компасам и можно сопоставлять сигналы различных сейсмических датчиков, получаемые вдоль буксируемой косы в продолжение разведки. Отсчеты по компасам можно корректировать за влияние склонения при использовании отсчетов деклинометра, которые можно корректировать за влияние эффектов железа от судна или другого устройства, несущего деклинометр. Технический результат - повышение точности разведочных данных. 5 н. и 26 з.п. ф-лы, 33 ил.

Изобретение относится к сейсмической разведке и может быть использовано при разведке нефтяных и газовых месторождений. Заявлен способ поиска залежей углеводородов, заключающийся в совместном воздействии на геологический разрез естественного электрического поля и сейсмического излучения и приеме флуктуаций обеих видов излучения, вызванных указанными выше воздействиями. Сигналы естественных электрических и сейсмических шумов принимают в диапазоне 1-20 Гц. Причем указанные сигналы принимают одновременно на электрический заземленный диполь и сейсмоприемник, которые устанавливают в одной точке наблюдения. Нормируют оба сигнала по амплитуде и вычисляют функцию их взаимной корреляции, по величине и форме которой судят о наличии продуктивной залежи углеводородов. Технический результат - повышение точности и достоверности разведочных данных. 2 ил.

Изобретение относится к устройствам для измерения геофизических и гидрофизических параметров в придонной зоне морей и океанов. Сущность: подводная станция включает всплывающий модуль (1) измерительной аппаратуры, якорное устройство (2) и положительную плавучесть (5) в виде поплавка. На положительной плавучести (5) установлен маяк (19). Всплывающий модуль (1) измерительной аппаратуры соединен с якорным устройством (2) посредством размыкающего устройства (3). Нижняя часть всплывающего модуля (1) измерительной аппаратуры размещена внутри фермы (6), сочлененной с размыкающим устройством (3). На внешней поверхности фермы (6) установлены две механические консоли (8), на которых закреплены трехкомпонентные цифровые сейсмографы (9) и гидрофон (12). Всплывающий модуль (1) измерительной аппаратуры и якорное устройство (2) изготовлены из форполимеров, ферма (6) - из высокопрочной пластмассы, а положительная плавучесть (5) - из пластика с полыми микросферами. Всплывающий модуль (1) измерительной аппаратуры включает гидроакустический приемопередатчик (13), приемник (14) GPS, аккумуляторы (16), акселерометр (38), датчики сейсмических приемников, акустический доплеровский измеритель течения, магнитометр постоянного магнитного поля, гамма-спектрометр, а также зонд для измерения электропроводности, температуры морской воды, давления и скорости звука. Технический результат: повышение надежности функционирования подводной станции. 2 ил.

Изобретение относится к области гидрохимических исследований акваторий. Сущность: донная станция включает размещаемый на дне (2) акватории приборный корпус (1) эллипсовидной формы и соединенный с ним ретрансляционный буй (3). В приборном корпусе (1) размещены микро-ЭВМ (9), модемы (10, 11) для приема и передачи информации по кабельным линиям (4) связи или радиоканалу, блок (12) питания, коммутатор (13) каналов, блок (14) аккумуляторов, спектрофотометр (17), блок (24) электроники, гидроакустический модуль (28) для связи с обеспечивающим судном и позиционирования на дне, а также датчики проводимости (18), температуры (19), давления (20), скорости течения (21), водородного показателя pH (22), скорости звука (23), магнитометр (26) постоянного магнитного поля, гамма-спектрометр (27), датчики углекислого газа (29), кислорода (30), азота (31), метана (32), измеритель (33) мутности, микробный датчик (34). Блок электроники (24) включает широкополосные регистраторы сейсмических сигналов и трехкомпонентный цифровой сейсмограф (25). Приборный корпус (1) в нижней части снабжен резиновым чехлом (5) и размещен в железобетонном балласте (6). Железобетонный балласт (6) сочленен с приборным корпусом (1) посредством строп (7) и электрохимического размыкателя (8). Технический результат: расширение функциональных возможностей и повышение достоверности получаемых данных. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Использование: техническое решение относится к способам и средствам исследования водной среды путем определения ее параметров и может быть использовано при автоматическом мониторинге акваторий. Сущность: в качестве носителей устройств измерения и регистрации параметров водной среды РПВ использованы автономные донные станции (АДС), в качестве локального контрольного пункта (ЛКП) использован мобильный автономный необитаемый подводный аппарат (АНПА), АДС и мобильный АНПА оснащены приемопередатчиками и радиомодемами для беспроводного радиообмена командами и данными между АДС и мобильным АНПА, а АДС снабжены гидроакустическими маяками-ответчиками, которые формируют гидроакустическую систему навигации мобильного АНПА. Мобильный АНПА и АДС снабжены устройствами и радиомодемами стыковки АНПА и АДС для подзарядки аккумуляторов АНПА от блоков питания АДС, которые выполнены в виде устройств бесконтактной связи посредством сопряженных катушек индуктивности. Технический результат: расширение функциональных возможностей мониторинга акваторий при повышении информативности, надежности и достоверности данных измерений, увеличение технического ресурса. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к донным станциям для проведения сейсмических исследований. Сущность: донная станция выполнена в виде установленного на дне акватории глубоководного самовсплывающего носителя геофизической аппаратуры, соединенного с бортовым вычислительным модулем, установленным на борту судна. Носитель геофизической аппаратуры включает размещенные в герметическом сферическом контейнере, состоящем из двух полусфер, блок регистрации, блок определения ориентации, блок синхронизации, блок гидроакустического приемопередатчика, устройство управления размыкателем, блок питания, геофоны, блок фильтров геофонов, устройство хронирования информации. Блок регистрации включает трехкомпонентный сейсмоприемный модуль и накопитель измерительной информации. Блок определения ориентации выполнен в виде датчиков наклона и азимута и установлен в карданном подвесе. Снаружи герметического контейнера установлены гидрофон, гидроакустическая антенна, якорь-балласт, проблесковый маяк. Бортовой вычислительный модуль содержит блок съема цифровой информации с накопителя измерительной информации, блок управления, блок гидроакустической связи с носителем геофизической аппаратуры, устройство синхронизации времени, устройство отображения. Карданный подвес выполнен на подшипниках с нелинейным коэффициентом трения. Датчики наклона и азимута дополнительно содержат два градиентометра, установленные на косвенно стабилизированной в горизонте платформе. На данной платформе также установлены датчики углов крена, дифферента, датчики углов атаки и скольжения, датчики линейных ускорений и угловых скоростей, вычислитель, выполненный с возможностью совместной обработки всех датчиков. Косвенно стабилизированная в горизонте платформа снабжена тремя кардановыми рамками, на которых установлены три моментных электродвигателя с сервоприводом, два трехкомпонентных акселерометра с механизмом их перемещения относительно друг друга, измеритель линейной скорости перемещения трехкомпонентных акселерометров. Дополнительно в устройство введена вторая косвенно стабилизированная в горизонте платформа, на которой установлены три моментных электродвигателя с сервоприводом, четыре акселерометра с вертикальной осью чувствительности и с механизмом их перемещения, измеритель линейной скорости перемещения акселерометров относительно донной станции, регистратор моментов встречи двух акселерометров на траверзе первой и второй пар. При этом все устройства функционально связаны через блок управления с вычислителем, в котором вычисляют искомые значения составляющих уклонения отвесной линии в меридиане и в первом вертикале, скорость перемещения, направление перемещения, широту, угол сноса, радиус кривизны траектории перемещения и расстояния по вертикали от гравиметров до поверхности геоида. Технический результат: повышение надежности получаемой информации за счет повышения помехоустойчивости донной станции.

Изобретение относится к области геофизики и может найти применение при разработке нефтяных залежей. Способ включает проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, выделение литотипов по данным ГИС, оценку разделения литотипов в полях скоростей продольных, поперечных волн и плотности, проведение синхронной инверсии частичных угловых сумм сейсморазведочных работ 3Д, в результате чего получают трехмерные кубы скоростей продольной, поперечной волн и плотности. Пересчитывают их в дискретный куб литологии на основе литотипов, выделенных по скважинным данным, и проводят калибровку и верификацию по данным ГИС. На основе результатов обработки и интерпретации сейсморазведочных работ 3Д строят карты когерентности волнового поля по кровле баженовской свиты и подошве ближайшего вышележащего проницаемого пласта. Определяют критическое значение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю. Проводят совместный анализ карт когерентности и выделяют потенциально продуктивные зоны баженовской свиты. Проводят анализ зависимости мощности литотипов от запускных дебитов скважин. Затем на основе разработанных петрофизических алгоритмов и выявленных связей по данным ГИС и исследований керна рассчитывают коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, по результатам чего строят карты эффективных нефтенасыщенных мощностей, пористости, нефтенасыщенности и распределения плотности запасов нефти. Технический результат - повышение точности прогнозирования распространения запасов нефти. 8 ил.
Наверх