Способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в нетрадиционных коллекторах

Изобретение относится к области скважинной геофизики и может быть использовано для поисков залежей нефти и газа в нетрадиционных коллекторах, приуроченных к глинистым отложениям. Сущность: проводят комплекс геофизических исследований скважины, включающий стандартный каротаж. По данным каротажа выделяют поинтервально по разрезу ствола глинистые пласты. Регистрируют геофизические параметры стандартного каротажа, привязанные к расположению выделенных пластов. Полученные параметры приводят к температуре 20˚С. Устанавливают зависимость вышеуказанных параметров от глубины в логарифмическом масштабе. По полученной зависимости строят линию нормального уплотнения. На построенной линии определяют пласты с нормальными и аномально высокими поровыми давлениями. Производят количественную оценку значений порового давления. Выявляют зоны с нормальными и аномальными градиентами поровых давлений. Причем наличие продуктивных коллекторов фиксируют в выявленных зонах с нормальными градиентами поровых давлений. Технический результат: повышение достоверности выделения нефтегазовых залежей в нетрадиционных коллекторах. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной геологии, преимущественно к технологии геолого-разведочных работ, и может быть использовано для поисков залежей нефти и газа в нетрадиционных коллекторах, приуроченных к глинистым отложениям.

Формирование и размещение месторождений (залежей) нефти и газа в литосфере обусловливаются совокупностью ряда факторов, главнейшими из которых являются: 1) палеотектонические и палеогеографические условия формирования и развития исследуемой территории; 2) современная тектоническая структура изучаемой территории; 3) литолого-фациальные и геохимические условия накопления осадков в течение каждого рассматриваемого отрезка геологической истории и наличие в изучаемой части разреза литосферы пород с хорошими коллекторскими (емкостными и фильтрационными) свойствами; 4) палеогеотермические условия развития исследуемой части разреза литосферы во времени (геологическом) и пространстве; 5) палеогидрогеологические условия и характер изменения их во времени и пространстве; 6) условия, обеспечивающие сохранность образовавшихся зон геологической истории. Известен способ поисков залежей нефти и газа, основанный на комплексном подходе анализа и учета критериев нефтегазоносности разреза (палеотектонических, палеогеографических, тектонических, литолого-фациальных, геохимических, палеогеотермических, палеогидрогеологических), разработанных для традиционных ловушек (коллекторов) нефти и газа (А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, Г.А. Габриэлянц, В.Ю. Керимов, Л.П. Мстиславская. «Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа». М.: Недра, 2012, с. 55-149).

Также известны способы оценки нефтегазонасыщенности разреза с использованием различных методов геофизических исследований скважин (ГИС) (см., например, книгу «Генетические модели осадочных и вулканических пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным», авторы Шилов Г.Я., Джафаров И.С. М., 2001, с. 89-12, 156-200).

В некоторых случаях нефтенасыщенность разреза с традиционными коллекторами определяют по результатам динамического анализа сейсмических данных, когда к разрезу с повышенными коллекторскими свойствами бывают приурочены пониженные значения мгновенных амплитуд сейсмического сигнала. Основными недостатками сейсмического способа являются, во-первых, направленность только для выявления продуктивности традиционных ловушек (коллекторов), во-вторых, недостаточная точность этого метода.

Однако все указанные способы применимы только для традиционных (терригенных и карбонатных) коллекторов.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ прогнозирования нефтегазовых месторождений, в котором на основе сейсморазведки определяют объемы геологического пространства, ограниченные хронозначимыми геологическими границами, поверхности напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархическую соподчиненность с составлением сейсмостратиграфической модели земной коры для осуществления на ее базе реконструкции эволюции осадочного бассейна с последующим определением механических свойств пород и распределения пористости по разрезу для создания плотностной модели разреза осадочного чехла и определения по ней состояния гидросистемы на определенные моменты времени с определением в ней аномально высоких давлений, при этом о месте нахождения нефтегазовых залежей судят по характеру изменения и распределения аномально высоких давлений (RU 2536072, 2012).

Известный способ обеспечивает достаточно высокую эффективность выделения перспективных месторождений, но только в пределах традиционных коллекторов.

Однако использование его для выделения залежей в нетрадиционных коллекторах неэффективно, поскольку залежи углеводородов, связанных с битуминозными породами, представленных глинистыми сланцами, кремнистыми породами или плотными известняками, существенно отличаются по структуре и литолого-фациальным свойствам от традиционных ловушек, и поэтому такой критерий, как распределение аномально высоких давлений, не является информативным.

Задачей настоящего изобретения является создание способа выделения нефтегазонасыщенных залежей в интервалах залегания глинистых нетрадиционных коллекторов, обеспечивающего повышение достоверности выделения нефтегазовых залежей в нетрадиционных коллекторах.

Поставленная задача достигается тем, что способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в нетрадиционных коллекторах заключается в том, что проводят комплекс геофизических исследований скважины, включающий стандартный каротаж, по данным каротажа выделяют поинтервально по разрезу ствола глинистые пласты, регистрируют геофизические параметры стандартного каротажа, привязанные к расположению выделенных пластов, полученные параметры приводят к температуре 20°С, после чего устанавливают зависимость вышеуказанных параметров от глубины в логарифмическом масштабе, по полученной зависимости строят линию нормального уплотнения, на построенной линии определяют пласты с нормальными и аномально высокими поровыми давлениями, затем производят количественную оценку значений порового давления, выявляют зоны с нормальными и аномальными градиентами поровых давлений, причем наличие продуктивных коллекторов фиксирует в выявленных зонах с нормальными градиентами поровых давлений.

Целесообразно в случае изменения минералогического состава глин в разрезе и/или минерализации поровой воды глин с глубиной в дополнение к стандартному каротажу проводить акустический каротаж.

Технический результат заключается в оценке степени трещиноватости породы по комплексному анализу изменения порового давления и уплотненности глинистой породы по разрезу пласта.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

Ловушки для углеводородов в глинистых толщах возникают только в случае появления в них трещинных интервалов, что обусловливает формирование в них продуктивных коллекторов. Такие коллекторы образуются в результате, как правило, тектонических процессов (возникновение тектонических нарушений). В то же время, если глинистая толща находится в интервалах, где развились аномально высокие поровые давления, то создание трещинных зон здесь весьма затруднительно. Другое дело, если имеется глинистая толща с нормальными градиентами поровых давлений, т.е. когда глинистые породы уплотнены, тогда в них с большей степенью вероятности возможно появление трещинных зон (трещинных нетрадиционных коллекторов) при воздействии тектонических процессов.

Исследованиями по оценке градиентов поровых давлений в баженовской свите (БС) было установлено, что в тех интервалах, где в БС градиенты поровых давлений оказывались нормальными, то там образовывались залежи нефти (например, на Вынгаяхинском месторождении). То есть здесь глинистые породы баженовской свиты уплотнены, так как не содержат аномально высоких поровых давлений. Вследствие этого в интервале залегания этих глин породы могли растрескиваться, что привело к образованию в баженитах трещинных коллекторов и в последующем к образованию залежи. Аналогичные явления были установлены в залежах хадумской свиты Предкавказья, представленных нетрадиционными глинистыми коллекторами. Исследования поровых давлений в БС на Харасавэйском и Новопортовском месторождениях (см., например, Шилов Г.Я. «Сравнительный анализ распределения поровых и пластовых давлений в разрезах нефтегазовых месторождений Ямальского региона». Газовая промышленность, 2010, №9, с. 24-27) показали, что здесь развились аномально- высокие поровые давления с градиентами до 1,6-1.8 МПа/м. Однако залежей углеводородов в БС здесь не было обнаружено.

Реализуется способ следующим образом.

Предварительно проводят комплекс геофизических исследований скважины, включающий стандартный каротаж. По данным каротажа выделяют поинтервально по разрезу ствола глинистые пласты и регистрируют геофизические параметры стандартного каротажа, привязанные к расположению выделенных пластов. Затем полученные параметры приводят к температуре 20°С и устанавливают зависимость вышеуказанных параметров от глубины в логарифмическом масштабе. По полученной зависимости строят линию нормального уплотнения, на которой выделяют пласты с нормальными и аномально высокими поровыми давлениями. После чего производят количественную оценку значений порового давления и выявляют зоны с нормальными и аномальными градиентами поровых давлений. В выявленных зонах с нормальными градиентами поровых давлений фиксируют наличие продуктивных коллекторов.

В случае изменения минералогического состава глин в разрезе и/или минерализации поровой воды глин с глубиной в дополнение к стандартному каротажу проводят акустический каротаж.

Сущность предлагаемого способа поясняется на нижеприведенном конкретном примере реализации способа.

Поровое давление глинистых пород в разрезе скважин Вынгаяхинской площади определялось по данным ГИС с помощью методики «эквивалентных глубин». Сущность этой методики заключается в следующем.

Результаты определения удельного сопротивления глинистых пластов по каротажу приводятся к единой температуре (20°С). Строится график изменения приведенных к единой температуре удельных сопротивлений глин с глубиной, на котором выделяются зоны нормальных поровых давлений и зоны АВПоД. Для интересующей глубины Н расчета аномального порового давления находится эквивалентная глубина Нэ, на которой глины имеют такое же значение удельного сопротивления, как и на глубине Н, вследствие одинакового давления на скелет породы и одинаковой пористости. Затем устанавливают средневзвешенную плотность глин с учетом увеличения плотности глинистых пород с глубиной в интервалах нормального уплотнения и снижения ее в зонах АВПоД, а также принимая во внимание литологические особенности вскрытой толщи, возраста пород и вероятности размыва поверхности исследуемого разреза (или внутриформационного размыва). Далее оценивается величина аномального порового давления для каждой точки в соответствии с отсчетом УЭС глин по формуле:

,

где - средневзвешанное значение плотности пород до эквивалентной глубины (Нэ), на которой эффективное напряжение скелета породы и, следовательно, петрофизические параметры глин такие же, как и на глубине (Н), г/см3.

Так как в пределах Надым-Тазовской нефтегазоносной области, в том числе в Пурском районе на Вынгаяхинской площади, в нижнем мелу на границе баррема и апта отмечается крупный перерыв в осадконакоплении, а также имеется большая вероятность поверхностного размыва, то для оценки поровых давлений использовалась следующая расчетная формула (Г.Я. Шилов, И.С. Джафаров «Генетические модели осадочных и вулканогенных пород и технология их фациальной интерпретации по геолого-геофизическим данным», М., 2001, 394 с.):

,

где Ра/ - палеодавление, существовавшее в разрезе до эрозии и перерыва в осадконакоплении;

δпсф+р - средневзвешенная плотность пород, рассчитанная от уровня дневной палеоповерхности до глубины рассматриваемой точки разреза,

Нф - глубина, отсчитанная от фактической поверхности;

hp - суммарная мощность размыва поверхностных отложений и внутриформационных размывов;

δпэфикт - средневзвешенная плотность пород на фиктивной палеоэквивалентной глубине;

- нормальный средний гидростатический градиент давлений ;

hэфикт - фиктивная палеоэквивалентная глубина, отсчитанная от дневной палеоповерхности.

Далее рассчитываются градиенты поровых палеодавлений из соотношения:

Принимая во внимание, что в нашем случае соблюдается эффект сохранения (запечатывания) палеодавлений, то современные градиенты поровых давлений в общем случае должны определяться из равенства:

Однако для горизонтов (особенно верхних), где трудно рассчитывать на полное сохранение палеодавлений, вместо последнего равенства рекомендуется применять следующее соотношение:

,

где к - эмпирический коэффициент, изменяющийся от 0 до 1 в зависимости от степени изолированности разреза.

Значение «к» определяется опытным путем по пробуренным в исследуемом регионе скважинам с помощью сравнения фактических (по измерениям манометров, плотности бурового раствора) и рассчитанных значений градиентов поровых давлений. Для Вынгаяхинской площади значение «к» изменяется от 0.7 (олигоцен - четвертичный водоносный комплекс) до 0.9 (юрский водоносный комплекс).

На чертеже приведены результаты определения поровых давлений в разрезе скважины 355 Вынгаяхинского месторождения. Как видно из чертежа, в разрезе Вынгаяхинского месторождения наблюдается довольно протяженный интервал повышенных поровых давлений, который удобно разбить на ряд зон АВПоД. Всего здесь выделяются 4 зоны АВПоД, разделенные зонами и подзонами уплотнения. Если зоны уплотнения (I, II и III) являются региональными, то подзоны уплотнения IIа и IIб относятся к локальным, т.е. характерным только для исследуемой площади. Зонам АВПоД соответствуют зоны разуплотнения.

В интервале глубин 0-600 м находится зона нормального уплотнения, где поровое давление глин соответствует гидростатическому. Такое же давление присуще вышеуказанным зонам и подзонам уплотнения.

С помощь графика зависимости ρп20=f(H) можно установить суммарную мощность поверхностного размыва и внутриформационного перерыва в осадконакоплении, имеющихся в изучаемом разрезе. Так для Вынгаяхинской площади искомая величина составила 1100 м.

Как видно из чертежа, рассчитанные поровые давления довольно хорошо сопоставляются с измеренными с помощью манометров давлениями в процессе опробования. Некоторые особенности зон АВПоД в разрезе скважины №355 приведены в таблице 1.

Следует отметить, что глинистые породы баженовской свиты на рассматриваемом месторождении уплотнены, т.е. не содержат аномально высоких поровых давлений. Вследствие этого в интервале залегания этих глин породы могли растрескиваться, что привело к образованию в баженитах трещинных коллекторов и в последующем к образованию залежи. Аналогичные явления были установлены в залежах хадумской свиты Предкавказья, представленных нетрадиционными глинистыми коллекторами.

Таким образом, предлагаемый способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в интервалах залегания глинистых нетрадиционных коллекторов впервые решает задачу поисков залежей нефти и газа в сложных разрезах с высокой степенью достоверности и достаточной эффективностью.

1. Способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в нетрадиционных коллекторах, заключающийся в том, что проводят комплекс геофизических исследований скважины, включающий стандартный каротаж, по данным каротажа выделяют поинтервально по разрезу ствола глинистые пласты, регистрируют геофизические параметры стандартного каротажа, привязанные к расположению выделенных пластов, полученные параметры приводят к температуре 20°С, после чего устанавливают зависимость вышеуказанных параметров от глубины в логарифмическом масштабе, по полученной зависимости строят линию нормального уплотнения, на построенной линии определяют пласты с нормальными и аномально высокими поровыми давлениями, затем производят количественную оценку значений порового давления, выявляют зоны с нормальными и аномальными градиентами поровых давлений, причем наличие продуктивных коллекторов фиксируют в выявленных зонах с нормальными градиентами поровых давлений.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в случае изменения минералогического состава глин в разрезе и/или минерализации поровой воды глин с глубиной в дополнение к стандартному каротажу проводят акустический каротаж.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к методикам вскрытия пласта и, в частности, к оптимизации расположения интервалов разрыва на основании минералогического анализа пласта. Техническим результатом является повышение эффективности создания трещин в пласте и увеличение продуктивности скважины.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для разведки месторождений калийно-магниевых солей на больших глубинах. Сущность: бурят геологоразведочные скважины.

Изобретение относится к горной промышленности, может быть использовано при выборе мест для расположения углепородных отвалов и предназначено для предотвращения самовозгорания складируемой горной массы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для исследования подземных структур. Раскрыт способ оценивания распределений температур по геологической среде на основании трехмерной модели теплопроводности для геологического пласта.

Изобретение относится к области геолого-геофизических исследований и может быть использовано для обнаружения углеводородного сырья в нетрадиционных коллекторах баженовской свиты осадочного чехла, а также для оценки площади запасов нефти и газа, содержащихся в нетрадиционных коллекторах.

Изобретение относится к поисково-разведочным системам с использованием комбинированных геофизических методов и может быть использовано для поисково-разведочных работ на нефть и газ в сложнопостроенных районах с развитой солянокупольной тектоникой и картированием кровли соли и подсолевых отложений.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для поиска месторождений углеводородов на акватории моря. Способ включает в себя выполнение дистанционных сейсмических исследований места исследований для идентификации целевого места.

Изобретение относится к области обработки и интерпретации данных геоструктур. Предложен способ оценивания возможности коллекторной системы, содержащий этапы, на которых измеряют критический риск и критическую возможность целевой переменной для коллекторной системы с использованием компьютерной системы.

Изобретение относится к области сейсмологии и может быть использовано для измерения предвестников землетрясений. Сущность: система содержит множество первичных датчиков-фотометров (1) контроля оптической плотности атмосферы, функционирующих в режиме отслеживания превышения сигнала установленного порогового уровня.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования петрографических фаций. Предложено распространение петрографических фаций с использованием аналитического моделирования.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения параметров упругой анизотропии для геологического подземного пласта. Предложены способ и устройство для расчета анизотропного параметра петрофизической модели для геологического подземного пласта. Согласно заявленному предложению определяют объемную долю сухих глинистых минералов в геологическом подземном пласте. Кроме того, определяют общую пористость геологического подземного пласта. Значение анизотропного параметра определяют, используя объемную долю сухих глинистых минералов, общую пористость и константы, получаемые эмпирическим путем. Полученные в результате параметры анизотропии можно применять в петрофизических моделях, где, например, расчетные значения параметров анизотропии не могут быть получены с помощью других источников. Технический результат – повышение точности и достоверности получаемых данных. 3 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к объединенной системе моделирования земной поверхности. Технический результат – возможность полевым блокам продолжать обновление моделей земной поверхности в своих базах данных, когда они находятся вне связи с центральным сервером. Для этого объединенная система моделирования земной поверхности имеет модуль участка. Этот модуль включает в себя базу данных, имеющую модель земной поверхности месторождения. Объединенная система моделирования земной поверхности имеет первый полевой блок, предназначенный для генерации геодезических данных месторождения, отформатированных в первом формате. Система также имеет дополнительный полевой блок, предназначенный для генерации геодезических данных месторождения, отформатированных в дополнительном формате. Объединенная система моделирования земной поверхности имеет систему объединения, предназначенную для обработки геодезических данных, сгенерированных первым полевым блоком и дополнительным полевым блоком так, чтобы они были в стандартном формате. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для картирования магнитных аномалий-индикаторов залежей углеводородов. Сущность: по данным высокоточной аэромагнитной съемки выявляют магнитные аномалии. Проводят аэрогравиметрическую съемку. Пересчитывают гравитационные аномалии в псевдомагнитные аномалии. Вычитают псевдомагнитные аномалии из магнитных аномалий. По полученной разности картируют магнитные аномалии-индикаторы залежей углеводородов. Технический результат: повышение точности картирования.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при диагностике напряженно-деформированного состояния недр. Согласно заявленному способу о величине напряжений горной породы судят по величине акусто-электромагнитного сигнала, возникающего при деформации горной породы под действием этих напряжений. Для этого используют полученную экспериментально с использованием керна из забоя исследуемой скважины зависимость интенсивности акусто-электромагнитного излучения от напряжения. Акустическую компоненту акусто-электромагнитного излучения из забоя скважины к месту расположения датчиков передают с помощью акустического волновода, выполненного из обсадной трубы скважины. Магнитную компоненту акусто-электромагнитного излучения из забоя скважины доставляют с помощью магнитопровода, выполненного из ферромагнитной обсадной трубы скважины. Осуществляют регистрацию шумов атмосферно-грозовой, магнитосферной и техногенной природы с помощью компенсирующей антенны, необходимой для устранения помех. Для устранения помех уравнивают амплитудно-частотные характеристики (АЧХ) сигнальной и компенсирующей антенн. Используя полученные АЧХ, корректируют данные принимающей и компенсирующей антенн и получают очищенные от помех данные магнитной компоненты литосферного сигнала. По полученной зависимости магнитной и акустической компонент от напряжения в образцах керна и данным регистрации магнитной и акустической компонент, освобожденных от влияния помех, судят о величине напряжений в породе забоя. Технический результат – повышение точности получаемых данных.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к пеленгаторам. Предложено устройство для определения пеленга и дальности до источника сигнала, содержащее первую антенну, первый и второй микробарометры, а также пять аналого-цифровых преобразователей (АЦП), подключенных к персональной электронно-вычислительной машине (ПЭВМ), дополнительно содержит блок системы единого времени и блок связи с абонентами, подключенные к ПЭВМ, последовательно соединенные первый усилитель, первый фильтр, второй усилитель, первый пороговый блок и схему ИЛИ, последовательно соединенные вторую антенну, третий усилитель, второй фильтр, четвертый усилитель и второй пороговый блок, последовательно соединенные третью антенну, пятый усилитель, третий фильтр, шестой усилитель и третий пороговый блок, последовательно соединенные седьмой усилитель, четвертый фильтр, восьмой усилитель, пятый фильтр, четвертый пороговый блок и первую схему И, последовательно соединенные первый цифро-аналоговый преобразователь (ЦАП) и первый калибратор, последовательно соединенные второй ЦАП и второй калибратор, последовательно соединенные третий ЦАП и третий калибратор, последовательно соединенные четвертый ЦАП и четвертый калибратор, последовательно соединенные пятый ЦАП и первый формирователь, последовательно соединенные шестой ЦАП и второй формирователь, последовательно соединенные первый таймер, вторую схему И и первый счетчик, последовательно соединенные девятый усилитель, шестой фильтр, десятый усилитель, седьмой фильтр, пятый пороговый блок и третью схему И, последовательно соединенные седьмой ЦАП и пятый калибратор, последовательно соединенные восьмой ЦАП и третий формирователь, последовательно соединенные второй таймер, четвертую схему И и второй счетчик, а также первый тактовый генератор, подключенный ко вторым входам второй и четвертой схем И, третий и четвертый таймеры, последовательно соединенные аналоговые первый квадратор, сумматор и первый делитель, последовательно соединенные шестой пороговый блок и пятую схему И, последовательно соединенные пятый таймер, шестую схему И и третий счетчик, а также шестой АЦП, второй тактовый генератор, подключенный ко второму входу шестой схемы И, и аналоговые второй и третий квадраторы, подключенные входами соответственно ко второму и третьему фильтрам, а выходами подключенные соответственно ко второму входу сумматора и ко второму входу первого делителя, последовательно соединенные второй делитель, корректор нелинейности, первый блок вычисления модуля, первый блок вычитания, второй блок вычисления модуля, седьмой пороговый блок и инверсный вход седьмой схемы И, последовательно соединенные первый ключ, первое запоминающее устройство и третий блок вычисления модуля, подключенный ко второму входу первого блока вычитания, последовательно соединенные восьмую схему И и первый одновибратор, подключенный к управляющему входу первого ключа, а также седьмой АЦП и блок сравнения знаков, подключенный входами к корректору нелинейности и к первому запоминающему устройству, а выходом подключенный ко второму входу седьмой схемы И, последовательно соединенные второй ключ, второе запоминающее устройство, второй блок вычитания и четвертый блок вычисления модуля, а также второй одновибратор, подключенный входом к восьмой схеме И, а выходом подключенный к управляющему входу второго ключа, причем первая, вторая и третья антенны выполнены магнитными и размещены взаимно перпендикулярно друг к другу, первый, второй и третий формирователи выполнены в виде сглаживающего звена с усилителем мощности, корректор нелинейности выполнен в виде усилителя с автоматической регулировкой усиления, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой и седьмой пороговые блоки выполнены с управлением по порогу, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой и седьмой фильтры выполнены с управлением по полосе пропускания, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой, седьмой, восьмой, девятый и десятый усилители выполнены с управлением по фазе и чувствительности, первый, второй, третий, четвертый и пятый таймеры выполнены с управлением по длительности выходного сигнала, первый, второй, третий и четвертый блоки вычисления модуля выполнены в виде инверсных усилителей с диодами для преобразования сигналов любой полярности в сигналы положительной полярности, первая схема И подключена вторым входом к первому таймеру, третьим входом подключена к третьему таймеру, а выходом подключена ко входу останова первого счетчика, третья схема И подключена вторым входом ко второму таймеру, третьим входом подключена к четвертому таймеру, а выходом подключена ко входу останова второго счетчика, пятая схема И подключена вторым входом к пятому таймеру, а выходом подключена ко входу останова третьего счетчика, шестой АЦП подключен входом к выходу первого делителя, а выходом подключен к ПЭВМ, седьмой АЦП подключен входом к выходу корректора нелинейности, а выходом подключен к ПЭВМ, схема ИЛИ подключена вторым и третьим входами соответственно ко второму и третьему пороговым блокам, а выходом подключена к ПЭВМ и к первому, второму и пятому таймерам, первый квадратор подключен к выходу первого фильтра, первая антенна подключена к первому усилителю, первый микробарометр подключен выходом к седьмому усилителю, а входом акустически связан с четвертым калибратором, второй микробарометр подключен выходом к девятому усилителю, а входом акустически связан с пятым калибратором, первый формирователь подключен к управляющим входам первого, второго и третьего фильтров, второй формирователь подключен к управляющим входам четвертого и пятого фильтров, третий формирователь подключен к управляющим входам шестого и седьмого фильтров, входы первого, второго, третьего, четвертого и пятого АЦП подключены соответственно к первому, второму, третьему, четвертому и шестому фильтрам, выходы первого, второго и третьего калибраторов подключены соответственно к первой, второй и третьей антеннам, восьмая схема И подключена первым входом к схеме ИЛИ, а инверсным входом подключена к пятому таймеру, второй делитель подключен входами к первому и второму фильтрам, вход первого ключа подключен к корректору нелинейности, выход седьмой схемы И подключен к третьему входу пятой схемы И, вход второго ключа и второй вход второго блока вычитания подключены к первому делителю, выход четвертого блока вычисления модуля подключен к шестому пороговому блоку, а входы всех ЦАП, управляющие входы всех усилителей, управляющие входы всех пороговых блоков, выходы первого, второго и третьего счетчиков, выходы и управляющие входы первого, второго и пятого таймеров, а также входы запуска и управляющие входы третьего и четвертого таймеров подключены к ПЭВМ. Технический результат - уменьшение погрешности при использовании на однопозиционном пункте наблюдения или на средстве передвижения и увеличение помехоустойчивости устройства при наличии мешающих сигналов, поступающих с других азимутов. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к пеленгаторам. Предложено устройство для определения пеленга и дальности до источника сигнала, содержащее первую антенну, первый и второй микробарометры, а также пять аналого-цифровых преобразователей (АЦП), подключенных к персональной электронно-вычислительной машине (ПЭВМ), дополнительно содержащее блок системы единого времени и блок связи с абонентами, подключенные к ПЭВМ, последовательно соединенные первый усилитель, первый фильтр, второй усилитель, первый пороговый блок и схему ИЛИ, последовательно соединенные вторую антенну, третий усилитель, второй фильтр, четвертый усилитель и второй пороговый блок, последовательно соединенные третью антенну, пятый усилитель, третий фильтр, шестой усилитель и третий пороговый блок, последовательно соединенные седьмой усилитель, четвертый фильтр, восьмой усилитель, пятый фильтр, четвертый пороговый блок и первую схему И, последовательно соединенные первый цифроаналоговый преобразователь (ЦАП) и первый калибратор, последовательно соединенные второй ЦАП и второй калибратор, последовательно соединенные третий ЦАП и третий калибратор, последовательно соединенные четвертый ЦАП и четвертый калибратор, последовательно соединенные пятый ЦАП и первый формирователь, последовательно соединенные шестой ЦАП и второй формирователь, последовательно соединенные первый таймер, вторую схему И и первый счетчик, последовательно соединенные девятый усилитель, шестой фильтр, десятый усилитель, седьмой фильтр, пятый пороговый блок и третью схему И, последовательно соединенные седьмой ЦАП и пятый калибратор, последовательно соединенные восьмой ЦАП и третий формирователь, последовательно соединенные второй таймер, четвертую схему И и второй счетчик, а также первый тактовый генератор, подключенный ко вторым входам второй и четвертой схем И, третий и четвертый таймеры, последовательно соединенные аналоговые первый квадратор, сумматор, первый делитель, шестой пороговый блок и пятую схему И, последовательно соединенные пятый таймер, шестую схему И и третий счетчик, а также шестой АЦП, второй тактовый генератор, подключенный ко второму входу шестой схемы И, и аналоговые второй и третий квадраторы, подключенные входами, соответственно, ко второму и третьему фильтрам, а выходами подключенные, соответственно, ко второму входу сумматора и ко второму входу первого делителя, последовательно соединенные второй делитель, корректор нелинейности, первый блок вычисления модуля, блок вычитания, второй блок вычисления модуля, седьмой пороговый блок и инверсный вход седьмой схемы И, последовательно соединенные ключ, запоминающее устройство и третий блок вычисления модуля, подключенный ко второму входу блока вычитания, последовательно соединенные восьмую схему И и одновибратор, подключенный к управляющему входу ключа, а также седьмой АЦП и блок сравнения знаков, подключенный входами к корректору нелинейности и к запоминающему устройству, а выходом подключенный ко второму входу седьмой схемы И. Причем первая, вторая и третья антенны выполнены магнитными и размещены взаимно перпендикулярно друг к другу, первый, второй и третий формирователи выполнены в виде сглаживающего звена с усилителем мощности, корректор нелинейности выполнен в виде усилителя с автоматической регулировкой усиления, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой и седьмой пороговые блоки выполнены с управлением по порогу, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой и седьмой фильтры выполнены с управлением по полосе пропускания, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой, седьмой, восьмой, девятый и десятый усилители выполнены с управлением по фазе и чувствительности, первый, второй, третий, четвертый и пятый таймеры выполнены с управлением по длительности выходного сигнала, первый, второй и третий блоки вычисления модуля выполнены в виде инверсных усилителей с диодами для преобразования сигналов любой полярности в сигналы положительной полярности, первая схема И подключена вторым входом к первому таймеру, третьим входом подключена к третьему таймеру, а выходом подключена ко входу останова первого счетчика, третья схема И подключена вторым входом ко второму таймеру, третьим входом подключена к четвертому таймеру, а выходом подключена ко входу останова второго счетчика, пятая схема И подключена вторым входом к пятому таймеру, а выходом подключена ко входу останова третьего счетчика, шестой АЦП подключен входом к выходу первого делителя, а выходом подключен к ПЭВМ, седьмой АЦП подключен входом к выходу корректора нелинейности, а выходом подключен к ПЭВМ, схема ИЛИ подключена вторым и третьим входами, соответственно, ко второму и третьему пороговым блокам, а выходом подключена к ПЭВМ и к первому, второму и пятому таймерам, первый квадратор подключен к выходу первого фильтра, первая антенна подключена к первому усилителю, первый микробарометр подключен выходом к седьмому усилителю, а входом акустически связан с четвертым калибратором, второй микробарометр подключен выходом к девятому усилителю, а входом акустически связан с пятым калибратором, первый формирователь подключен к управляющим входам первого, второго и третьего фильтров, второй формирователь подключен к управляющим входам четвертого и пятого фильтров, третий формирователь подключен к управляющим входам шестого и седьмого фильтров, входы первого, второго, третьего, четвертого и пятого АЦП подключены, соответственно, к первому, второму, третьему, четвертому и шестому фильтрам, выходы первого, второго и третьего калибраторов подключены, соответственно, к первой, второй и третьей антеннам, восьмая схема И подключена первым входом к схеме ИЛИ, а инверсным входом подключена к пятому таймеру, второй делитель подключен входами к первому и второму фильтрам, вход ключа подключен к корректору нелинейности, выход седьмой схемы И подключен к третьему входу пятой схемы И, а входы всех ЦАП, управляющие входы всех усилителей, управляющие входы всех пороговых блоков, выходы первого, второго и третьего счетчиков, выходы и управляющие входы первого, второго и пятого таймеров, а также входы запуска и управляющие входы третьего и четвертого таймеров подключены к ПЭВМ. Технический результат - уменьшение погрешности при использовании на однопозиционном пункте наблюдения или на средстве передвижения и увеличение помехоустойчивости устройства при наличии мешающих сигналов, поступающих с других азимутов. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к пеленгаторам. Заявлено устройство для определения направления и дальности до источника сигналов, содержащее первую антенну, первый и второй микробарометры, а также пять аналого-цифровых преобразователей (АЦП), подключенных к персональной электронно-вычислительной машине (ПЭВМ). Устройство дополнительно содержит блок системы единого времени и блок связи с абонентами, подключенные к ПЭВМ, последовательно соединенные первый усилитель, первый фильтр, второй усилитель, первый пороговый блок и схему ИЛИ, последовательно соединенные вторую антенну, третий усилитель, второй фильтр, четвертый усилитель и второй пороговый блок, последовательно соединенные третью антенну, пятый усилитель, третий фильтр, шестой усилитель и третий пороговый блок, последовательно соединенные седьмой усилитель, четвертый фильтр, восьмой усилитель, пятый фильтр, четвертый пороговый блок и первую схему И, последовательно соединенные первый цифроаналоговый преобразователь (ЦАП) и первый калибратор, последовательно соединенные второй ЦАП и второй калибратор, последовательно соединенные третий ЦАП и третий калибратор, последовательно соединенные четвертый ЦАП и четвертый калибратор, последовательно соединенные пятый ЦАП и первый формирователь, последовательно соединенные шестой ЦАП и второй формирователь, последовательно соединенные первый таймер, вторую схему И и первый счетчик, последовательно соединенные девятый усилитель, шестой фильтр, десятый усилитель, седьмой фильтр, пятый пороговый блок и третью схему И, последовательно соединенные седьмой ЦАП и пятый калибратор, последовательно соединенные восьмой ЦАП и третий формирователь, последовательно соединенные второй таймер, четвертую схему И и второй счетчик, а также тактовый генератор, подключенный ко вторым входам второй и четвертой схем И, третий и четвертый таймеры. Причем первая, вторая и третья антенны выполнены магнитными и размещены взаимно перпендикулярно друг к другу, первый, второй и третий формирователи выполнены в виде сглаживающего звена с усилителем мощности, первый, второй, третий, четвертый и пятый пороговые блоки выполнены с управлением по порогу, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой и седьмой фильтры выполнены с управлением по полосе пропускания, первый, второй, третий, четвертый, пятый, шестой, седьмой, восьмой, девятый и десятый усилители выполнены с управлением по фазе и чувствительности, первый, второй, третий и четвертый таймеры выполнены с управлением по длительности выходного сигнала. Первая схема И подключена вторым входом к первому таймеру, третьим входом подключена к третьему таймеру, а выходом подключена ко входу останова первого счетчика, а третья схема И подключена вторым входом ко второму таймеру, третьим входом подключена к четвертому таймеру, а выходом подключена ко входу останова второго счетчика. Схема ИЛИ подключена вторым и третьим входами соответственно ко второму и третьему пороговым блокам, а выходом подключена к ПЭВМ и к первому и второму таймерам, первая антенна подключена к первому усилителю, первый микробарометр подключен выходом к седьмому усилителю, а входом акустически связан с четвертым калибратором, второй микробарометр подключен выходом к девятому усилителю, а входом акустически связан с пятым калибратором, первый формирователь подключен к управляющим входам первого, второго и третьего фильтров, второй формирователь подключен к управляющим входам четвертого и пятого фильтров, третий формирователь подключен к управляющим входам шестого и седьмого фильтров, входы первого, второго, третьего, четвертого и пятого АЦП подключены соответственно к первому, второму, третьему, четвертому и шестому фильтрам, выходы первого, второго и третьего калибраторов подключены соответственно к первой, второй и третьей антеннам, а входы всех ЦАП, управляющие входы всех усилителей, управляющие входы всех пороговых блоков, выходы первого и второго счетчиков, выходы и управляющие входы первого и второго таймеров, а также входы запуска и управляющие входы третьего и четвертого таймеров подключены к ПЭВМ. Технический результат - уменьшение погрешности при использовании на однопозиционном пункте наблюдения или на средстве передвижения и увеличение помехоустойчивости устройства при наличии мешающих сигналов, поступающих от других источников сигналов. 1 ил.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности к пеленгаторам. Предложено устройство для определения местоположения источника сигналов, содержащее персональную электронно-вычислительную машину (ПЭВМ), а также первый и второй идентичные каналы, каждый из которых включает первый блок магнитных антенн и последовательно соединенные первый усилитель и первый фильтр, дополнительно содержит подключенные к ПЭВМ блок системы единого времени и блок связи с абонентами, последовательно соединенные второй блок магнитных антенн, первый блок усилителей, первый пороговый блок, первый блок схем ИЛИ, первый таймер, первую схему И и первый блок счетчиков, последовательно соединенные приемник радиации, второй усилитель и первый пороговый элемент, последовательно соединенные блок приемников температуры, второй блок усилителей, второй пороговый блок и первый блок схем И, а также первый тактовый генератор, подключенный ко второму входу первой схемы И и первый блок аналого-цифровых преобразователей (АЦП), подключенный входами к первому и второму блокам усилителей, а выходами подключенный к ПЭВМ, причем выход первого таймера подключен к ПЭВМ и ко вторым входам первого блока схем И, выходы первого блока схем И подключены ко входам останова первого блока счетчиков, выход первого порогового элемента подключен к первому блоку схем ИЛИ и к ПЭВМ, выходы первого и второго пороговых блоков, выходы первого блока счетчиков, третьи входы первого блока схем И, управляющие входы первого и второго блоков усилителей, второго усилителя, первого и второго пороговых блоков, первого порогового элемента и первого таймера подключены к ПЭВМ, а в каждом канале дополнительно содержатся последовательно соединенные блок датчиков света, третий блок усилителей, первый блок фильтров, четвертый блок усилителей, третий пороговый блок и второй блок схем ИЛИ, последовательно соединенные пятый блок усилителей, второй блок фильтров, шестой блок усилителей, четвертый пороговый блок и третий блок схем ИЛИ, последовательно соединенные первый блок цифроаналоговых преобразователей (ЦАП) и первый блок калибраторов, последовательно соединенные второй блок ЦАП и второй блок калибраторов, последовательно соединенные первый ЦАП, первый калибратор и сейсмометр, последовательно соединенные третий усилитель, второй фильтр, второй пороговый элемент и вторую схему И, последовательно соединенные второй таймер, третью схему И и счетчик, последовательно соединенные второй ЦАП и второй калибратор, последовательно соединенные блок микробарометров, седьмой блок усилителей, третий блок фильтров, восьмой блок усилителей, четвертый блок фильтров, пятый пороговый блок и второй блок схем И, последовательно соединенные третий таймер, четвертую схему И и второй блок счетчиков, а также АЦП и второй блок АЦП, подключенные входами соответственно к первому фильтру и третьему блоку фильтров, а выходами подключенные к ПЭВМ, третий и четвертый блоки АЦП, подключенные входами соответственно к первому и ко второму блокам фильтров, а выходами подключенные к ПЭВМ, четвертый и пятый таймеры, подключенные выходами соответственно ко вторым входам второй схемы И и второго блока схем И, а входами запуска и управляющими входами подключенные к ПЭВМ, второй тактовый генератор, подключенный выходом ко вторым входам третьей и четвертой схем И, схему ИЛИ, подключенную входами ко второму пороговому элементу и к первому блоку ИЛИ, а выходом подключенную к третьему таймеру, и пятую схему И, подключенную первым и вторым входами соответственно к третьему таймеру и к первому блоку ИЛИ, инверсным входом подключенную ко второму таймеру, а выходом подключенную к управляющим входам второго и третьего таймеров. Причем выходы первого блока магнитных антенн подключены к пятому блоку усилителей, выходы первого и второго блоков калибраторов подключены соответственно к первому блоку магнитных антенн и к блоку датчиков света, входы первого и третьего усилителей подключены соответственно к сейсмометру и к первому фильтру, входы останова счетчика и второго блока счетчиков подключены к выходам соответственно второй схемы И и второго блока схем И, выходы второго и третьего таймеров подключены соответственно к третьим входам второй схемы И и второго блока схем И, входы блока микробарометров акустически связаны со вторым калибратором, входы обнуления счетчика и второго блока счетчиков подключены к выходу пятой схемы И, выходы счетчика и второго блока счетчиков, второго и третьего таймеров, третьего, четвертого и пятого пороговых блоков, второго порогового элемента, входы первого и второго блоков ЦАП, входы первого и второго ЦАП, а также управляющие входы второго и третьего таймеров, всех усилителей, фильтров, пороговых элементов, пороговых блоков, блоков усилителей и блоков фильтров подключены к ПЭВМ, выходы второго и третьего блоков схем ИЛИ подключены к первому блоку схем ИЛИ, выход первого блока схем ИЛИ подключен ко второму таймеру, а первый блок магнитных антенн выполнен в виде трех взаимно перпендикулярных магнитных антенн, второй блок магнитных антенн выполнен в виде трех взаимно перпендикулярных низкочастотных магнитных антенн, блок датчиков света выполнен в виде трех взаимно перпендикулярных оппозитных пар датчиков света, блок приемников температуры выполнен в виде 2n (n≥2) размещенных равномерно по окружности в горизонтальной плоскости теплоизолированных друг от друга приемников температуры, второй блок усилителей, второй пороговый блок, первый блок схем И и первый блок счетчиков выполнены 2n-канальными, первый блок АЦП выполнен (2n+3)-канальным, блок микробарометров выполнен в виде 2m (m≥2) размещенных равномерно по окружности в горизонтальной плоскости акустически изолированных друг от друга микробарометров, седьмой и восьмой блоки усилителей, третий и четвертый блоки фильтров, пятый пороговый блок, второй блок схем И, второй блок АЦП и второй блок счетчиков выполнены 2m-канальными, первый, третий, четвертый, пятый и шестой блоки усилителей, первый и второй блоки фильтров, первый, третий и четвертый пороговые блоки, первый и второй блоки калибраторов, третий и четвертый блоки АЦП и первый и второй блоки ЦАП выполнены трехканальными, второй и третий блоки схем ИЛИ выполнены с тремя входами и одним выходом, первый блок схем ИЛИ выполнен с восемью входами и одним выходом, пороговые блоки, первый, второй и третий пороговые элементы выполнены с управлением по порогу, усилители и блоки усилителей выполнены с управлением по фазе, полосе пропускания и чувствительности, таймеры выполнены с управлением по длительности выходного сигнала, и фильтры и блоки фильтров выполнены с управлением по полосе пропускания. Технический результат - уменьшение погрешности при использовании устройства на ближних расстояниях и повышение помехоустойчивости устройства. 1 ил.
Изобретение относится к области измерений сейсмоэлектромагнитной активности, а именно к измерению регионального уровня сейсмоэлектромагнитной активности по магнитным компонентам естественного электромагнитного поля Земли акустического диапазона, и может найти применение при мониторинге и прогнозе сейсмической активности регионов, мониторинге процессов эксплуатации месторождений рудных, жидких и газообразных полезных ископаемых. Предложен способ измерения регионального уровня сейсмоэлектромагнитной активности по магнитным компонентам естественного электромагнитного поля Земли акустического диапазона частот. Для измерения региональной сейсмоэлектромагнитной активности регистрируют три взаимно ортогональные компоненты магнитной составляющей естественного электромагнитного поля Земли в акустическом диапазоне частот - двух горизонтальных и одной вертикальной. Измеряют относительную мощность низкочастотной части вертикальной компоненты естественного электромагнитного поля Земли как отношение части мощности вертикальной компоненты на частотах ниже критической частоты волновода Земля-ионосфера к общей мощности вертикальной компоненты. Измеряют общую мощность горизонтальной компоненты поля как сумму мощностей измеренных горизонтальных компонент. Измеряют относительную мощность высокочастотной части горизонтальной компоненты поля как отношение части мощности горизонтальной компоненты на частотах выше критической частоты к общей мощности горизонтальной компоненты. По полученным значениям измеряют уровень региональной сейсмоэлектромагнитной активности как отношение относительной мощности низкочастотной вертикальной компоненты поля к относительной мощности горизонтальной высокочастотной компоненты поля. Технический результат – повышение точности и достоверности получаемых данных.
Изобретение относится к способам поиска морских нефтегазовых месторождений. Сущность: на профилях над предполагаемым месторождением или перспективной площадью в слое воды производят непрерывное измерение концентрации тяжелых металлов с помощью ионоселективных электродов, избирательно реагирующих на ионы тяжелых металлов меди (Cu), свинца (Pb), кадмия (Cd), серебра (Ag) и ртути (Hg). Выделяют аномалии в концентрациях тяжелых металлов по превышению амплитуды колебаний концентрации над фоном. Если аномалии серебра (Ag) и ртути (Hg) отсутствуют, то по форме и расположению аномалий Cu, Pb и Cd оконтуривают месторождение, вводя поправки в концентрации Cu, Pb и Cd, исключая влияние Ag и/или Hg по экспериментальным зависимостям. Выделяют аномалии в исправленных значениях Cu, Pb и Cd. По форме и расположению аномалий оконтуривают месторождение. Дополнительно производят непрерывное измерение концентраций гелия посредством оптико-механического чипа, состоящего из нановолновода и прикрепленного к нему кантилевера. Регистрируют гелиевые аномалии посредством гелиевого детектора и модуля образцовых голографических матриц с записанными спектрами ЯМР атомов веществ в водной среде. Технический результат: расширение функциональных возможностей, повышение надежности поисков, снижение трудозатрат.

Изобретение относится к области скважинной геофизики и может быть использовано для поисков залежей нефти и газа в нетрадиционных коллекторах, приуроченных к глинистым отложениям. Сущность: проводят комплекс геофизических исследований скважины, включающий стандартный каротаж. По данным каротажа выделяют поинтервально по разрезу ствола глинистые пласты. Регистрируют геофизические параметры стандартного каротажа, привязанные к расположению выделенных пластов. Полученные параметры приводят к температуре 20˚С. Устанавливают зависимость вышеуказанных параметров от глубины в логарифмическом масштабе. По полученной зависимости строят линию нормального уплотнения. На построенной линии определяют пласты с нормальными и аномально высокими поровыми давлениями. Производят количественную оценку значений порового давления. Выявляют зоны с нормальными и аномальными градиентами поровых давлений. Причем наличие продуктивных коллекторов фиксируют в выявленных зонах с нормальными градиентами поровых давлений. Технический результат: повышение достоверности выделения нефтегазовых залежей в нетрадиционных коллекторах. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх