Способ прогноза параметров газовых залежей

Изобретение относится к способам комплексной интерпретации данных сейсморазведки и может быть использовано для прогноза параметров газовых залежей. Сущность: используя данные сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д, прогнозируют эффективную газонасыщенную толщину и литологическую неоднородность в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам. При этом прослеживают от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, а другой или другие - ниже нее. Рассчитывают карты временной толщины ΔT и определяют связь кинематических аномалий интервального времени временной толщины ΔT с газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах. При этом при невысоком качестве горизонта, связанного с подошвой газовой залежи, проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, связанных с Нэфг, и нивелирования неинформативных случайных аномалий. В результате получают карту комплексного кинематического параметра, пересчитываемую по уравнению регрессии в прогнозную карту газонасыщенной толщины Нэфг. Из карты комплексного кинематического параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью. Определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии. Изменяя параметры фильтрации тренда временной толщины ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии, прогнозируют его распределение по площади сейсморазведки. Оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности. Распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин. Технический результат: повышение достоверности прогноза основных параметров газовой залежи, снижение времени при оценке запасов и подготовке газовых залежей к эксплуатации за счет уменьшения количества разведочных скважин, уменьшение техногенной нагрузки на окружающую среду. 2 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к газовой промышленности, к области комплексной интерпретации данных сейсморазведки - бурения и создания геологических моделей газовых залежей для подсчета запасов углеводородов, проектирования и мониторинга разработки.

Уровень техники

Основным промысловым параметром газовой залежи, определяющим запасы и продуктивность, является эффективная газонасыщенная толщина (Нэфг).

Известны различные способы прогноза Нэфг по данным сейсморазведки: AVO-анализ, сейсмическая инверсия, анализ кинематических атрибутов (скорости ОГТ Vогт, интервальной скорости Vинт, временной мощности ΔТ).

В ходе AVO-анализа изучаются изменения амплитуд отраженной волны при различном удалении от источника возбуждения колебаний. Теоретической основой метода является отличие отношения скорости продольных и поперечных волн (Vp/Vs) в газонасыщенных и водонасыщенных пластах, а также в подстилающих и перекрывающих преимущественно глинистых отложениях. AVO-атрибуты (флюид-фактор FF, коэффициент отражения R0, градиент коэффициента отражения G) могут коррелироваться с газонасыщенной толщиной [1. Rutherford S.R., Williams R.H. Amplitude-versus-offset variations in gas sands. - Geophysics, 1989, v. 54, N 6, pp. 680-688. 2. Иноземцев A.H., Коростышевский M.Б., Воскресенский Ю.H., Баранский H.Л., Бадейкин A.H. Влияние спектральных характеристик сейсмических сигналов на образ и класс AVO-аномалий в тонкослоистых средах // Геофизика. - спец. выпуск. Технологии сейсморазведки-II - 2003. - С. 167-172].

Недостатком метода является техническая сложность, увеличение стоимости работ и не всегда достаточно высокая точность прогноза Нэфг.

Сейсмическая инверсия включает два основные вида: инверсия после суммирования и инверсия до суммирования. Результатом первой разновидности инверсии является расчет акустического импеданса (PI), представляющего произведение скорости продольной волны (Vp) и плотности породы (р), и отражающего свойства пластов. Поэтому для PI характерно наличие связей с литологией и флюидонасыщением.

Синхронная инверсия до суммирования, в которой используются множественные угловые или офсетные суммы, в дополнение к акустическому импедансу рассчитывает сдвиговый импеданс (SI) и плотность. Количество пород с одинаковой комбинацией свойств в поле акустического и сдвигового импеданса относительно невелико, что позволяет добиться лучшего разделения литологических разностей и коллекторов с различным насыщением [1. Yakovlev I., Stein Y., Barkov A., Filippova K., Fedotov S. 3D geological model for a gas-saturated reservoir based partial stack onsimultaneous deterministic inversion. First Break. - June 2010. P. 125-133. 2. Haas A., Dubrule O. Geostatistical inversion - a sequential method of stochastic reservoir modeling constrained by seismicdata. 1994. First Break. V. 12, N. 11. P. 561-569].

Недостатком сейсмической инверсии является техническая сложность и высокая стоимость, а также ограничения применения, касающиеся полноты и качества каротажных данных, а также типа пород на площади исследования, среди которых не исключены слабо дифференцированные по физическим свойствам разности.

Наиболее близким аналогом является анализ кинематических атрибутов, таких как скорость суммирования и рассчитанные от нее производные скорости, указывает на возможные нефтяные и газовые залежи [1. Авербух А.Г. и др. Аномалии кинематических и динамических характеристик волн, отраженных от нефтегазовых залежей. Прикладная геофизика, вып. 95, "Недра", 1978, с. 62-75. 2. Авербух А.Г. Выявление макронеоднородностей состава и свойств пород при сейсморазведке в нефтегазоносных бассейнах. / Диссертация, 1984].

Однако метод используется преимущественно для прямых поисков залежей УВ и не направлен на высокоточный прогноз газонасыщенной толщины. Приемы анализа временной толщины ΔT при оценке Нэфг используются довольно ограниченно и произвольно и не собраны в оформленный метод сейсмогеологических исследований в этом направлении.

Раскрытие изобретения.

Задачей, на выполнение которой направлено заявляемое техническое решение, является повышение эффективности геологоразведочных работ на месторождениях с газовыми залежами в сеноманских и апт-альбских терригенных отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, повышение срока эксплуатации и газоотдачи залежей.

Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении достоверности прогноза основных параметров газовой залежи - эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности, в снижении времени и сокращении материальных затрат при оценке запасов и подготовке газовых залежей к эксплуатации за счет уменьшения количества разведочных скважин, в уменьшении техногенной нагрузки на окружающую среду.

Указанный технический результат достигается тем, что способ прогноза эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д характеризуется тем, что прослеживают по сейсмическим данным от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, другой (другие) - ниже нее, рассчитывают карты временной толщины (ΔT) и определяют связь кинематических аномалий интервального времени ΔT с эффективной газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах. Проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, из полученной карты комплексного параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью, определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии - коэффициентом песчанистости, изменяя параметры фильтрации тренда ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии и прогнозируют его распределение по площади, оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности, распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин.

Причинно-следственная связь между существенными признаками технического решения и заявляемым техническим результатом следующая: корреляция горизонтов, построение набора карт временной толщины ΔТ, выделение полезных составляющих в аномалиях ΔТ в итоге позволяют зафиксировать эффекты скорости отраженных волн, вызванные интегральным влиянием высоты и литологии газовых залежей. Благодаря высокой корреляционной связи извлеченных из волнового поля параметров временной мощности и эффективной газонасыщенной толщины в скважинах обеспечивается переход к точному прогнозу строения залежи и оценке основного подсчетного параметра - газонасыщенной толщины.

Согласно способу по материалам сейсморазведки МОГТ 2Д и 3Д в интервале до 700 мс картируют временную толщину нескольких сейсмокомплексов с хорошо выраженными границами, внутри которых заключена исследуемая газовая залежь. После анализа результатов и исключения стратиграфического фактора в приращениях временной толщины проводят комплексирование карт кинематического атрибута методом их нормирования и суммирования. Это позволяет усилить полезную составляющую, напрямую связанную с газонасыщенной толщиной, и подавить аномалии, вызванные неоднозначностью корреляции отражающих горизонтов. В результате ожидается рост корреляционной связи комплексного кинематического атрибута с газонасыщенной толщиной. Уравнение регрессии зависимости Нэфг=f(ΔТ) используют для пересчета кинематического атрибута ΔТ в карту эффективной газонасыщенной толщины.

Анализ локальных составляющих ΔТ позволяет выделить из интегральной газонасыщенной толщины области с различной долей коллекторов или выполнить оценку распределения коэффициента песчанистости в газовой залежи.

Краткое описание иллюстративных материалов

На фиг. 1 изображен проходящий через газовую залежь фрагмент временного разреза по линии 2760 сейсморазведки МОГТ 3D, выровненного на отражающий горизонт Г (отражающие горизонты: Г - кровля сеномана, ГВК - газоводяной контакт, ГПК9 - кровля пласта ПК9, ГПК10 - кровля пласта ПК10, М′ - кровля аптского комплекса; стороны света: З - запад, В - восток).

На фиг. 2 изображена схема, иллюстрирующая способ прогноза параметров газовой залежи, а именно: эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности сеноманской залежи. Использованы следующие обозначения: "+", "-".

Осуществление изобретения

Данные сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д несут информацию об эффективной газонасыщенной толщине (Нэфг) и литологической неоднородности в залежах, приуроченных к высокопористым пескам и песчаникам апт-альб-сеноманского возраста. Высокоемкие породы-коллекторы при их заполнении газом существенно влияют на кинематические атрибуты сейсмической записи (скорость отраженных волн (ОВ), вариации времени между отражающими горизонтами). Аномалии временной толщины (ΔТ) между сейсмическими границами, согласно исследованиям на многих месторождениях ЯНАО, напрямую связаны с начальной или текущей газонасыщенной толщиной в залежах.

На временные толщины (ΔТ) влияют еще три фактора: компрессионный, седиментационный и поверхностный (фиг. 1). Компрессионный фактор - снижение скорости ОВ в своде структур из-за разуплотнения и роста трещиноватости. Степень влияния компрессионного фактора прямо пропорциональна величине исследуемого интервала.

Седиментационный фактор обусловлен угловыми несогласиями поверхностей. Он может быть исключен простым вычетом седиментационного тренда.

Поверхностный фактор связан с неоднородностями в зоне многолетнемерзлых пород (ММП). Мерзлотные аномалии ΔТ увеличиваются на больших дистанциях между горизонтами из-за различного искривления неглубоких и глубоких горизонтов. Поверхностный фактор становится слабовыраженным при разумном ограничении интервала исследования.

Из трех рассмотренных факторов неоднородности ММП рассматриваются как малозначимые, седиментационный фактор легко исключить, компрессионный фактор можно ограничить, используя для анализа относительно небольшие временные интервалы или серию интервалов в комплексе. Таким образом, вклад газонасыщенных толщин в приращения и вариации ΔТ максимальный и может быть расчетами с картами интервального времени, что позволяет выходить на высокоточный прогноз такого важного промыслового параметра, как Нэфг.

Способ осуществляют следующим образом

По данным сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д анализируют особенности волновой картины в области массивных газовых залежей. Оценивают качество отражающего горизонта (ОГ), связанного с газо-водяным контактом (ГВК) залежи. При хорошей динамической выраженности, непрерывности горизонта ГВК и отсутствии значительных зон неоднозначности прослеживания выбирают способ прогноза параметров газонасыщенной толщины залежи.

Для этого по временным сейсмическим разрезам прослеживают уверенно следящийся отражающий горизонт над залежью (например, ОГ Г (фиг. 1)) и горизонт ГВК. Затем строят карты времени этих горизонтов и как разность (ГВК-Г) рассчитывают карту временной толщины ΔТ. Путем построения кроссплота определяют количественную связь ΔТ и Нэфг в скважинах. При высоком коэффициенте корреляции связи устанавливают линейное уравнение регрессии и используют его для пересчета параметра ΔТ в Нэфг (например, Нэфг=0,8238*ΔТ+9,41). В результате получают карту прогнозной газонасыщенной толщины Нэфг, которая включает две составляющие: высоты залежи (м) и литологических неоднородностей (отн. ед.).

Далее оценивают литологическую составляющую, которая важна для выделения зон высокой продуктивности залежи, например через параметр коэффициента песчанистости (Кпесч), представляющего отношение эффективной газонасыщенной толщины к высоте залежи. Для этого из ранее полученной карты ΔТ путем сильного сглаживания или фильтрации сетки получают карту тренда ΔТтренд. Вычитая из наблюденного временного интервала ΔТтренд получают карту локальных составляющих интервала ΔТлок. Высокочастотные локальные составляющие отражают приращения и сокращения времен второго порядка, вызванные литологическими особенностями (фиг. 2).

Затем оценивают связь ΔТлок с Кпесч в скважинах. Предварительно из выборки скважин исключаются данные приконтурных скважин (из-за искажения тренда результаты в этой зоне наименее достоверные).

При недостаточной тесноте связи строят новый тренд с измененными параметрами фильтрации и повторяют процедуру вычисления ΔТлок и оценки зависимости этого параметра от Кпесч до тех пор, пока коэффициент корреляции связи не станет удовлетворительным. При подборе фильтра следует с осторожностью относиться к сверхшумным (сверхчастотным) результатам расчета ΔТлок, зачастую обладающим повышенной коррелятивностью, но не соответствующим реальной литологической неоднородности.

Вариант карты ΔТлок с максимальной связью с Кпесч, отвечающий ожидаемой априорной степени неоднородности, используют для определения уравнения линейной регрессии и построения по нему карты прогнозного коэффициента песчанистости.

На заключительном этапе прогнозные карты Нэфг и Кпесч увязывают с данными бурения путем расчета невязок в точках скважин, построения карт невязок и суммирования их с предварительными картами. Результирующие карты проверяют на предмет их соответствия реальному коэффициенту песчанистости, пределы которого не могут превышать 1.

В случае слабой выраженности и неоднозначном прослеживании горизонта, связанного с ГВК массивных залежей, при прогнозе Нэфг используют комплексный подход: по временным сейсмическим разрезам прослеживают один отражающий горизонт выше залежи и несколько наиболее выраженных горизонтов ниже залежи в интервале порядка 300-700 мс (см. фиг. 1). Рассчитывают карты времени горизонтов. Из карт времени горизонтов, имеющих выраженный седиментационный наклон (ОГ М′ на фиг. 1), вычитают региональный седиментационный тренд. Как разность вычисляют карты временных интервалов, например ГВК-Г, ГПК9-Г, М′-Г (см. фиг. 1). Далее карты нормируют - приводят к единым пределам измерения, например от 0 до 1. Затем их складывают и получают карту комплексного кинематического параметра. При этом устойчивые локальные аномалии ΔT, связанные с литологическими неоднородностями в залежи, усиливаются, а случайные вариации нивелируются (см. фиг. 2). Этим достигается увеличение корреляционной связи комплексного параметра с эффективной газонасыщенной толщиной.

Далее, как и при анализе одного интервала с уверенными сейсмическими границами, выполняют описанные выше действия: построение кроссплота, определение связи с Нэфг и уравнения регрессии, пересчет карты комплексного параметра в карту прогнозной Нэфг. Литологические неоднородности в залежи картируются по локальным аномалиям ΔT в последовательности, изложенной выше.

После увязки прогнозных карт с данными Нэфг и Кпесч по скважинам получают итоговые карты, которые с высокой точностью отражают участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин, тем самым уменьшая сроки проведения разведочных работ и их стоимость, а также техногенную нагрузку на окружающую среду.

Способ прогноза параметров газовых залежей на основе данных сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д, включающий прогноз эффективной газонасыщенной толщины и литологической неоднородности в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам, отличающийся тем, что прослеживают от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, другой или другие - ниже нее, рассчитывают карты временной толщины ΔT и определяют связь кинематических аномалий интервального времени временной толщины ΔT с газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах, при этом при невысоком качестве горизонта, связанного с подошвой газовой залежи, проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, связанных с Нэфг, и нивелирования неинформативных случайных аномалий, в результате получают карту комплексного кинематического параметра, пересчитываемую по уравнению регрессии в прогнозную карту газонасыщенной толщины Нэфг, из карты комплексного кинематического параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью, определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии, изменяя параметры фильтрации тренда временной толщины ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии, прогнозируют его распределение по площади сейсморазведки, оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности, распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для анализа геологической структуры. Предложен способ анализа геологической структуры, заключающийся в том, что в стационарный центр обработки данных (1) передаются данные из мобильного регистратора измерительных данных (3), а также из центральной станции шахтной сейсмической системы (10).

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано для оптимизации размещения разведочных и эксплуатационных скважин на исследуемом объекте.

Изобретение относится к области сейсмической разведки. Техническим результатом является повышение точности определения акустического импеданса для данных сейсморазведки.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям горных пород, в частности к способам контроля и определения координат опасного состояния массива горных пород при подземных горных работах.

Изобретение относится к технологиям, обеспечивающим безопасную подземную добычу твердых углеводородов шахтным способом. .

Изобретение относится к обработке геофизических данных. .

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности к способам обработки сейсмических данных, полученных при проведении глубинных сейсмических исследований на опорных и региональных геофизических профилях в условиях гетерогенных геологических сред.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке больших объемов сейсмических данных в нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано в сейсмостратиграфии. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Предложен способ обработки данных, представляющих физическую систему, содержащий следующие шаги: обеспечивают (Р2) входные данные, представляющие различия в физической системе между первым и вторым состояниями физической системы, и инвертируют (Р5) входные данные или данные, определенные на их основе, в соответствии с параметризованной моделью (PI) физической системы для получения разностей параметров модели в первом и втором состояниях, где параметры модели представляют свойства физической системы. Причем шаг инвертирования выполняют (Р3-Р6) для множества различных возмущений (Р4) параметризованной модели и/или данных в целях получения множества наборов разностей параметров модели. Статистический анализ (Р7) множества наборов разностей выполняют для получения статистических характеристик разностей параметров модели. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Представлено описание способа определения пути движения подземного флюида через геологический объем. Начальный объект находится в геологическом объеме. Начальный объект определяет начальную границу флюида. Точки данных распределены в геологическом объеме. Точки ввода данных связаны со значениями одной или более геологических атрибутов. Способ включает следующие этапы: задание выражения, устанавливающего изменение положения границы флюида в точках данных на протяжении итерации на основании значений одного или более атрибутов и применение этого выражения в точках данных для последовательных итераций с целью изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций. Далее путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 8 ил.

Настоящее изобретение относится к способу обработки первого сейсмического сигнала. Способ включает идентификацию одного сегмента второго сейсмического сигнала и определение длины сейсмического импульса. Также возможно обучить нейронную сеть, используя множество подсегментов указанного сегмента в качестве входных переменных и по меньшей мере один второй фрагмент информации в качестве целевой переменной. Указанные подсегменты имеют длину, зависящую от указанной определенной длины сейсмического импульса. Способ содержит определение по меньшей мере одного первого фрагмента геологической информации на основе первого сейсмического сигнала, используя указанную обученную нейронную сеть. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 2 н. и 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске углеводородов в водном пространстве. Описан способ обнаружения углеводородов. Способ включает в себя получение сейсмических данных, связанных с водной массой в области разведки. Затем фильтр применяют к по меньшей мере части сейсмических данных для усиления сигналов аномалий дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водной массой, чтобы образовать фильтрованные сейсмические данные. После фильтрации места просачивания идентифицируют по фильтрованным сейсмическим данным. Технический результат – повышение точности и достоверности получаемых данных. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано при поиске залежей углеводородов. Способ поиска и разведки залежей углеводородов по первому варианту заключается в том, что трехкомпонентные сейсмические приемники размещают на расстоянии от 100 метров до 10000 метров друг относительно друга, регистрируют и записывают информационные сигналы с по меньшей мере двух трехкомпонентных сейсмических приемников низкочастотного диапазона с синхронным снятием информационных сигналов с трех каналов по трем компонентам (x, y, z) в диапазоне частот от 0 Гц до 50 Гц. По измеряемым компонентам (x, y, z) в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в низкочастотном диапазоне, рассчитывают векторные характеристики измеренных полей колебаний: дивергенцию и ротор и векторное произведение горизонтальных компонент полученных информационных сигналов. Оценивают наличие или отсутствие залежей углеводородов по отношению спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц к спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц.. По второму варианту в способе проводят дополнительное генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором, периодически генерирующим колебания в течение 30-40 сек с паузой в 20-30 секунд, а суждение о наличии залежей углеводородов выносят, если корреляционная размерность исходного векторного поля скоростей (F) в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность исходного векторного поля скоростей (F) в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора. В третьем варианте реализации заявленного способа суждение о наличии залежей углеводородов выносят, если корреляционная размерность ротора исходного поля (Е) в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность ротора исходного поля (Е) в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора. Технический результат – повышение достоверности обнаружения залежей углеводородов. 3 н. и 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для идентификации областей высокой тепловой энергии под поверхностью Земли. Раскрыт способ определения температуры в подземной области. В варианте осуществления обеспечивают время пробега сейсмической волны после испускания из источника вглубь земли, а время пробега используют для оценки температуры. В одном примере для оценки температуры может использоваться модель, основанная на времени пробега и дополнительной компоненте, которая может, например, быть основана на тепловом потоке и коэффициенте пропорциональности между скоростью распространения сейсмических волн и теплопроводностью. Технический результат - повышение информативности и достоверности получаемых данных. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для идентификации областей высокой тепловой энергии под поверхностью Земли. Раскрыт способ определения температуры в подземной области. В варианте осуществления обеспечивают время пробега сейсмической волны после испускания из источника вглубь земли, а время пробега используют для оценки температуры. В одном примере для оценки температуры может использоваться модель, основанная на времени пробега и дополнительной компоненте, которая может, например, быть основана на тепловом потоке и коэффициенте пропорциональности между скоростью распространения сейсмических волн и теплопроводностью. Технический результат - повышение информативности и достоверности получаемых данных. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для картирования границ субвертикальных протяженных объектов. Заявлен способ определения границ субвертикальных протяженных объектов в геологической среде, согласно которому на исследуемом участке устанавливают в каждой точке измерений i два горизонтальных с идентичными амплитудно-частотными характеристиками (АЧХ) сейсмометров X и Y, оси чувствительности которых взаимно ортогональны. Оси чувствительности всех сейсмометров X имеют одинаковое направление ориентации, и оси чувствительности всех сейсмометров Y имеют одинаковое направление ориентации. Расстояние между точками измерений i составляет не более минимальной глубины заданного диапазона исследований. Проводят синхронную регистрацию микросейсмических сигналов, состоящих из волн Рэлея, сейсмометрами X и Y в течение времени регистрации T, определяемом периодом стационарности горизонтальных компонент микросейсмического сигнала. Затем вычисляют усредненный по времени регистрации T спектр мощности SXi(f) горизонтальных компонент сигналов сейсмометров X и спектр мощности SYi(f) горизонтальных компонент сигналов сейсмометров Y в каждой точке измерений i. Определяют отношения полученных спектров мощности в каждой точке измерений i SXi(f)/SYi(f), после чего строят для каждой выбранной частоты fj карты значений отношения спектров мощности SXi(fj)/SYi(fj), интерполяционную поверхность значений отношения спектров мощности SXi(fj)/SYi(fj) и карты модуля градиента интерполяционной поверхности. Привязку каждой полученной карты значений отношения спектров мощности SXi(fj)/SYi(fj) к глубине Hj проводят с использованием формулы Hj=0,6-0,8V(fj)/fj, где V(fj) - средняя фазовая скорость волны Рэлея, fj - частота в спектре. Определение границ субвертикальных протяженных геологических объектов проводят по значениям модуля градиента, превышающим 2/3 от максимального значения модуля градиента. Технический результат – повышение достоверности определения субвертикальных границ объектов в геологической среде за счет того, что горизонтальные компоненты случайного микросейсмического сигнала по отношению друг к другу являются физически равнозначными, и сокращение трудоемкости измерений. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для осуществления мониторинга состояния геологической среды при разработке шельфовых и глубоководных месторождений полезных ископаемых, для локализации крупных неоднородных образований, таких как различного рода заиленные объекты, вулканические структуры в морском дне и т.п. Согласно заявленному способу производят площадную расстановку на исследуемой территории с заданным шагом измерительных пунктов. Каждый измерительный пункт состоит из установленного в толще ледового покрова сейсмоприемника и расположенного в толще воды под сейсмоприемником гидроакустического векторного приемника. На каждом измерительном пункте регистрируют сейсмоакустические и гидроакустические сигналы от шумовых источников в течение определенного времени. После чего выделяют поверхностную сейсмическую волну из сейсмоакустического сигнала путем сравнения сейсмоакустических и гидроакустических сигналов, отфильтровывают сейсмоакустический сигнал от гидроакустических помех и шумов ледового покрова. Затем вычисляют взаимно-корреляционную функцию отфильтрованных поверхностных сейсмических волн для каждой пары сейсмоприемников. Определение времени распространения поверхностной сейсмической волны проводят по положению максимума взаимно-корреляционной функции. Строят экспериментальные карты скорости поверхностной сейсмической волны для разных ее частот ƒ, моделируют карты скорости поверхностной сейсмической волны для тех же частот ƒ путем построения математических моделей исследуемой геологической среды с разным распределением значений упругих параметров по глубине и сравнивают модельные карты скорости поверхностной сейсмической волны с полученными экспериментальными картами скорости поверхностной сейсмической волны. Выбирают математическую модель исследуемой геологической среды, для которой модельные карты скорости поверхностной сейсмической волны идентичны полученным экспериментальным картам скорости поверхностной сейсмической волны. После чего выносят суждение о наличии полезных ископаемых по значению упругих параметров выбранной математической модели исследуемой геологической среды. Технический результат – повышение точности и достоверности поиска полезных ископаемых на шельфе морей, покрытых льдом. 3 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения трещинной пористости горных пород. Способ определения трещинной пористости горных пород включает в себя экспериментальное определение скорости (Vp) распространения упругой продольной волны каждого образца в термобарических условиях, превышающих пластовые на 10-15%, общую пористость (Кп.общ.) каждого образца в термобарических условиях, превышающих пластовые на 10-15%. После этого строят график зависимости (Vp) от (Кп.общ.), в результате чего графически определяют скорость (Vp.ск.) распространения упругой продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы. Затем рассчитывают трещинную пористость (Кп.тр.) каждого из образцов исследуемой породы по формуле: При этом в случае получения отрицательных величин рассчитываемой трещинной пористости полученное наибольшее отрицательное ее значение приравнивают нулю и определяют уточненное значение скорости распространения упругой продольной волны в минеральном скелете (Vp.ск.ут.) по формуле: После чего вновь рассчитывают величину трещинной пористости (Кп.тр.) каждого образца исследуемой породы по формуле (1), используя для расчета полученное по формуле (2) уточненное значение скорости распространения упругой продольной волны в минеральном скелете (Vp.ск.ут). Технический результат - повышение точности проводимых исследований по определению величины трещинной пористости пород при исследовании образцов горных пород. 2 ил., 2 табл.

Изобретение относится к способам комплексной интерпретации данных сейсморазведки и может быть использовано для прогноза параметров газовых залежей. Сущность: используя данные сейсморазведки MOB ОГТ 2Д и 3Д, прогнозируют эффективную газонасыщенную толщину и литологическую неоднородность в газовых залежах апт-альб-сеноманского терригенного комплекса по кинематическим атрибутам. При этом прослеживают от двух и более отражающих горизонтов, один из которых расположен над газовой залежью, а другой или другие - ниже нее. Рассчитывают карты временной толщины ΔT и определяют связь кинематических аномалий интервального времени временной толщины ΔT с газонасыщенной толщиной Нэфг в скважинах. При этом при невысоком качестве горизонта, связанного с подошвой газовой залежи, проводят нормирование серии карт временной толщины ΔT и их сложение с целью усиления полезных аномалий, связанных с Нэфг, и нивелирования неинформативных случайных аномалий. В результате получают карту комплексного кинематического параметра, пересчитываемую по уравнению регрессии в прогнозную карту газонасыщенной толщины Нэфг. Из карты комплексного кинематического параметра выделяют составляющую высоты залежи и локальные аномалии второго порядка, связанные с литологической неоднородностью. Определяют связь карты локальных составляющих с параметром литологии. Изменяя параметры фильтрации тренда временной толщины ΔT, добиваются высокой сходимости локальных составляющих с параметром литологии, прогнозируют его распределение по площади сейсморазведки. Оценивают результат прогноза с априорной степенью литологической неоднородности. Распространяют прогноз на модель подсчета запасов и выделяют участки повышенной песчанистости и ожидаемой высокой продуктивности газовой залежи для планирования бурения эксплуатационных скважин. Технический результат: повышение достоверности прогноза основных параметров газовой залежи, снижение времени при оценке запасов и подготовке газовых залежей к эксплуатации за счет уменьшения количества разведочных скважин, уменьшение техногенной нагрузки на окружающую среду. 2 ил.

Наверх