Способ поиска и разведки залежей углеводородов (варианты)

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 сейсмических исследований и может быть использовано при поиске залежей углеводородов.

Известен способ для разведки углеводородов с использованием четырех трехкомпонентных сейсмоприемников. Способ обработки сейсмических данных включает сбор сейсмических данных, относящихся к волновым полям по выбранному объему. Сейсмические данные, полученные с помощью сейсмоприемников, обрабатываются, выделяются Р-волновые компоненты и S-волновые компоненты. Сейсмоприемники разнесены друг от друга на расстояния, меньшие, чем длина волны обнаруженных сейсмических компонентов, в предпочтительном варианте, меньше чем на 1 метр. Далее рассчитывают из сейсмических данных характеристики волнового поля, такие как дивергенция и ротор, чтобы тем самым определить сейсмические компоненты в пределах сейсмических данных. (Патент США №6791901, МПК G01V 1/00; G01V 1/20, опубл. 14.09.2004).

Известный способ обрабатывает данные классической схемы сейсморазведки с источникамим, в качестве которых используют сейсмовибраторы, и приемником - одно или трехкомпонентными датчиками вибрации. В результате обрабатываются проходящие вдоль поверхности Р-волны и отраженные от внутренних слоев S-волны. Результатом такой обработки является просто признак наличия или отсутствия глубинных волн, что еще не свидетельствует о их принадлежности к волнам от залежи углеводородов.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату к заявляемому изобретению является способ поиска углеводородов, который включает регистрации сейсмического шума Земли, содержащего информационный сигнал от месторождения углеводородов, на частоте 2-5 Гц, с последующим анализом. На известном месторождении углеводородов определяют стандартную форму информационного сигнала. В качестве информационного сигнала используется рассчитываемый энергетический спектр. На предлагаемом месторождении определяют тот же информационный сигнал. Разбивают временной диапазон регистрации на дискретные участки. Анализируют каждый дискретный участок на наличие стандартной формы информационного сигнала, а также на наличие искажений информационного сигнала, имеющих техногенную природу. Исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, не содержащие стандартной формы информационного сигнала, а также дискретные участки, содержащие указанные искажения. Проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии месторождения углеводородов. При этом информационный сигнал разбивают на равные дискретные участки, размер дискретного участка соответствует временному интервалу, соответствующему не менее 8-10 периодам сигнала наименьшей частоты диапазона. Дополнительно в процессе регистрации сейсмического шума Земли, содержащего информационный сигнал от месторождения углеводородов, проводят генерирование колебаний на поверхности Земли, которое осуществляют после начала регистрации сейсмического шума Земли, содержащего информационный сигнал от месторождения углеводородов и прекращают до момента окончания регистрации сейсмического шума Земли, содержащего информационный сигнал от месторождения углеводородов. (Патент РФ №2251716, МПК G01V 1/00, опубл. 10.05.2005).

В известном способе информационным сигналом является энергетический спектр каждой из измеряемых компонент (x, y, z). Для вынесения суждения о наличии или отсутствии месторождения углеводородов предлагается сравнивать форму спектра над месторождением и вне месторождения, при этом обработка данных ведется с помощью преобразования Фурье. Недостатком предложенного способа является длительность записи более 24 часов для определения формы полезного сигнала, при этом в эту форму могут попадать техногенные помехи постоянные и переменные, что приводит к отсутствию воспроизводства результатов в разное время суток и времен года. Также известны работы о влиянии лунных фаз на спектральную мощность, определяемую таким образом (Диссертация. Обработка микросейсмических сигналов в задаче пассивного низкочастотного сейсмического зондирования Земли. Научная библиотека диссертаций и авторефератов disserCat http://www.dissercat.com/content/obrabotka-mikroseismicheskikh- signalov-v-zadache-passivnogo-nizkochastotnogo-seismicheskogo-#ixzz4NQuFqPEj).

Использование преобразования Фурье в данном способе не является верным, т.к. Фурье-анализ позволяет качественно обрабатывать только стационарные сигналы, в реальности же на поверхности регистрируется одновременно шум и случайный процесс спонтанных колебаний залежи углеводородов. Таким образом, при обработке существенным повышением качеством анализа является отказ от спектральных (частотных) характеристик и переход к обработке данных во временной области

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение достоверности обнаружения залежей углеводородов путем выявления сигналов во временном диапазоне, характеризующих наличие залежи.

Поставленная техническая задача решается тем, что в способе поиска и разведки залежей углеводородов, заключающемся в том, что размещают трехкомпонентные сейсмические приемники в точках наблюдения сейсмических колебаний, регистрируют сейсмический шум Земли, содержащий информационный сигнал от месторождения углеводородов, анализируют информационные сигналы с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, согласно заявляемому изобретению, 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 информационного 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, e1, e2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого датчика, к спектральной мощности параметров f1, f2, e1, e2, рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго датчика, а именно

при статистически достоверном на всем протяжении записи сигнала значении отношения спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров f1, f2 соответственно рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, выносят суждение о наличии залежей углеводородов в данных точках наблюдения;

при этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметров e1, e2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров e1, е2 соответственно рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, то выносят суждение о наличии газонасыщенных залежей углеводородов в данных точках наблюдения;

при статистически достоверном отношении спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров f1, f2, рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над месторождением, а второго сейсмоприемника вне месторождения;

при этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметров e1, e2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров e1, е2, соответственно рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, то выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над газонасыщенным месторождением.

Поставленная техническая задача решается также тем, что в способе поиска и разведки залежей углеводородов, заключающемся в том, что размещают трехкомпонентные сейсмические приемники в точках наблюдения сейсмических колебаний, регистрируют сейсмический шум Земли, содержащий информационный сигнал от месторождения углеводородов, анализируют информационные сигналы с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, согласно заявляемому изобретению, проводят дополнительное генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором, периодически генерирующим колебания в течение 30-40 сек с паузой в 20-30 секунд, 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 информационного 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, ротор и векторное произведение горизонтальных компонент полученных информационных сигналов, суждение о наличии залежей углеводородов выносят, если корреляционная размерность исходного поля F в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность поля F в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора.

Кроме того, суждение о наличии залежей углеводородов выносят, если корреляционная размерность поля Е в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность поля Е в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора.

Кроме того, суждение о наличии залежей углеводородов выносят при наличии у исходного поля F аттрактора корреляционной размерности более 10 в режиме регистрации сейсмического фона Земли и наличии у исходного поля F аттрактора корреляционной размерности от 2 до 6 в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебания сейсмовибратора.

Кроме того, суждение о наличии залежей углеводородов выносят при наличии у поля Е аттрактора корреляционной размерности более 10 в режиме регистрации сейсмического фона Земли и наличии аттрактора у поля Е корреляционной размерности от 2 до 6 в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебания сейсмовибратора.

Технический результат, достижение которого обеспечивается реализацией всей заявляемой совокупности существенных признаков, состоит в повышении достоверности обнаружения залежей углеводородов.

Заявляемый способ основан на анализе векторных трехмерных полей колебаний среды (скоростей или ускорений), измеренных на поверхности земли трехкомпонентными сейсмическими приемниками низкочастотного диапазона.

Способ поиска и разведки залежей углеводородов осуществляется следующим образом.

Предварительно определяют точки наблюдения на поисковой площади и размещают в точках наблюдения трехкомпонентные приемники сейсмических колебаний. Трехкомпонентные сейсмические приемники размещают на расстоянии от 100 метров до 10000 метров друг относительно друга.

Указанный интервал является оптимальным для осуществления заявляемого способа. При расположении приемников на расстоянии менее 100 метров и глубины залежи более 1 км сигналы будут практически не отличаться друг от друга, при размещении приемников на расстоянии более 10000 метров сигнал от залежи очень сильно ослабевает по естественным физическим соображениям.

Далее регистрируют и записывают информационные сигналы с, по меньшей мере, двух трехкомпонентных сейсмических приемников низкочастотного диапазона с синхронным снятием информационного сигналов с трех каналов по трем компонентам (x, y, z), т.е. без фазовых задержек между каналами каждого сейсмического приемника и малых временных задержек между сейсмическими приемниками.

При этом регистрацию и запись проводят по трем координатам (компонентам) информационных сигналов в диапазоне частот от 0 Гц до 50 Гц. Указанный интервал частот является оптимальным для осуществления заявляемого способа. На частотах более 50 Гц работают практически все помехи техногенной природы. В результате в регистрируемом сигнале более 50 Гц шум от залежи будет на уровне случайной низкоамплитудной добавки.

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, а именно дивергенцию, ротор и векторное произведение горизонтальных компонент полученных информационных сигналов.

Используемые в описании термины «дивергенция векторного поля», «ротор векторного поля», «аттрактор поля» имеют следующее значение.

Если v(x, у, z) - поле скорости движения газа (или течения жидкости), то ротор векторного поля (rot v) - это вектор, пропорциональный вектору угловой скорости бесконечно малой частицы сплошной среды.

Дивергенция векторного поля - это линейный дифференциальный оператор на векторном поле, характеризующий поток данного поля через поверхность достаточно малой (в условиях конкретной задачи) окрестности каждой внутренней точки области определения поля.

Под «аттрактором поля» понимается компактное подмножесство фазового пространства, все траектории из некоторой окрестности которого стремятся к нему при времени, стремящемся к бесконечности. Обозначения:

1. F(Fx, Fy,Fz) -- исходное векторное поле скоростей.

2. E=rot (F). Е(Ех, Еу,Ez) -- ротор исходного поля.

Анализируются следующие параметры:

1. f1=[Fx, Fy] - векторное поле Р-волн вдоль профиля, проходящего через месторождение.

2. f2=Fz-fl=Fz - [Fx, Fy] - вертикальная компонента глубинной S-волны.

3. E=rot (F) - ротор исходного поля.

4. e1=[Ex, Еу] - векторное произведение роторных компонент измеряемого поля.

5. е2=Ez-e1=Ez - [Ex, Еу] - вертикальная (глубинная) компонента роторного поля.

6. Наличие аттракторов поля Е, то есть упорядоченность поля над месторождением.

7. Наличие аттракторов поля F.

За основу берется эффект сейсмического шума залежи над углеводородным месторождением (Научное открытие А-129. Явление генерации ннфразвуковых волн нефтегазовой залежью (приоритет 22.03.97; Арутюнов С.Л., Давыдов В.Ф., Кузнецов О.Л., Графов Б.М, Сиротинский Ю.В. поступление 25.12.98; заявитель ЗАО АНЧАР).

Регистрацию и запись информационных сигналов проводят в двух режимах: регистрируют только сейсмический фон Земли либо последовательно регистрируют сейсмический фон Земли и регистрируют информационные сигналы с использованием сейсмовибратора, периодически генерирующего колебания в течение 30-40 сек с паузой в 20-30 секунд.

Информационные сигналы анализируют методами векторного анализа данных с вынесением суждения о наличии или отсутствии залежей углеводородов по отношению спектральной мощности параметров f1, f2, e1, e2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого датчика, к спектральной мощности параметров f1, f2 рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго датчика. Наличие на месторождении углеводородов газа приводит к упорядочиванию поля Е, тем самым уменьшая корреляционную размерность Е. Таким образом, поле Е позволяет отличать залежи углеводородов, содержащие газ, от залежей углеводородов, которые газ не содержат.

В ходе экспериментальных исследований сигналов с трехкомпонентных сейсмических приемников низкочастотного диапазона с синхронным снятием сигнала с трех каналов без фазовых задержек и без временных задержек были получены следующие критерии оценки залежей углеводородов, обеспечивающие высокую достоверность обнаружения залежей углеводородов.

В случае одновременной регистрации информационных сигналов с двух трехкомпонентных сейсмических приемников при статистически достоверном на всем протяжении записи сигнала значении отношения спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров f1, f2, соответственно рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, выносят суждение о наличии залежей углеводородов в данных точках наблюдения. При этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметров e1, e2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров e1, е2, соответственно рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, то выносят суждение о наличии газонасыщенных залежей углеводородов в данных точках наблюдения.

При статистически достоверном отношении спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров f1, f2 рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над месторождением, а второго сейсмоприемника вне месторождения. При этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметров e1, e2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметров e1, е2, соответственно рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, то выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над газонасыщенным месторождением.

Известно, что решения диссипативных динамических систем всегда находятся в ограниченном объеме фазового пространства, причем заполняют не весь этот объем, а с течением времени стремятся к некоторому его подмножеству, называемому аттрактором динамической системы, которое имеет меньшую размерность по сравнению с размерностью фазового пространства, что обусловлено действием диссипативных сил и формализовано в уравнениях системы. Структура данного подмножества может быть чрезвычайно сложной. Довольно часто эти подмножества имеют фрактальную или, иными словами, самоподобную на различных масштабах структуру.

Для описания геометрических свойств таких множеств в частности вводятся понятия размерностей (топологическая размерность, хаусдорфова размерность, корреляционная размерность, информационная размерность и др.). Размерности являются важными характеристиками по следующим причинам: во-первых, они дают оценку количества существенных переменных, необходимых для описания динамической системы на асимптотической стадии, во-вторых, это одни из немногих характеристик, которые в ряде случаев могут быть оценены по временному ряду, т.е. непосредственно из эксперимента.

С практической точки зрения наибольший интерес представляет корреляционная размерность, поскольку процесс ее вычисления значительно проще по сравнению с остальными, и она дает хорошую характеристику сложности аттрактора динамической системы, т.е. числа степеней свободы. Она является наиболее распространенным среди исследователей инструментом для анализа временных рядов.

Для оценки корреляционной размерности используется понятие корреляционного интеграла, который определяется следующим образом:

где X, Y - независимые состояния динамической системы. Другими словами, корреляционная размерность C(ε) представляет собой вероятность обнаружить систему в двух состояниях, расстояние между которыми меньше ε.

Если существует константа D, такая что

С(ε)=const⋅εD при е→0,

то эту константу называют корреляционной размерностью аттрактора системы.

Другими словами корреляционная размерность есть предел

при условии, что данный предел существует.

Выводы сделаны из предположения, что чем выше газонасыщенность залежи, тем меньше корелляционная размерность D для поля Е.

По второму варианту осуществления способа при регистрации информационных сигналов с использованием сейсмовибратора, периодически генерирующего колебания в течение 30-40 сек с паузой в 20-30 секунд.

Наличие аттракторов полей Е и F свидетельствует о наличии залежи углеводородов.

Суждение о наличии залежей углеводородов выносят из условия, что корреляционная размерность исходного поля F в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность поля F в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора. Суждение о наличии залежей углеводородов выносят при наличии у исходного поля F аттрактора корреляционной размерности более 10 в режиме регистрации сейсмического фона Земли и наличии у исходного поля F аттрактора корреляционной размерности от 2 до 6 в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора.

Тот же эффект справедлив и для поля Е. То есть суждение о наличии залежей углеводородов выносят, если корреляционная размерность поля Е в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность поля Е в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора. Суждение о наличии залежей углеводородов выносят при наличии у поля Е аттрактора корреляционной размерности более 10 в режиме регистрации сейсмического фона Земли и наличии аттрактора у поля Е корреляционной размерности от 2 до 6 в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебания сейсмовибратора.

Если после воздействия сейсмовибратора в общем микросейсмическом шуме появляется некоторая детерминированная составляющая, то это должно приводить к снижению корреляционной размерности, рассчитанной для записей микросейсмического сигнала после воздействия вибратора по сравнению с фоновыми записями до воздействия вибратора в той же точке.

Примеры использования.

На 1-м месторождении были рассмотрены 2 скважины.

Одна - пустая (без углеводородов) УВ (В), Вторая - чисто нефтяная (А) (расстояние между скважинами 900 м).

В таблице приведены параметры расчета по заявляемому способу.

Корреляционные размерности полей в наблюдаемых точках

Размерности аттракторов Поле F

Поле E

На 2-м месторождении были рассмотрены 2 скважины.

Одна - пустая (без углеводородов) УВ (В), Вторая - газ (А) (расстояние между скважинами 1500 м).

В таблице приведены параметры расчета по заявляемому способу.

Корреляционные размерности полей в наблюдаемых точках

Размерности аттракторов Поле F

Поле Е

На 3-м месторождении были рассмотрены 2 точки.

Обе содержат углеводороды УВ (А) и (В) (газ), (расстояние между точками 1200 м).

В таблице приведены параметры расчета по заявляемому способу

Корреляционные размерности полей в наблюдаемых точках

Размерности аттракторов Поле F

Поле Е

Предложенный способ обеспечивает высокую достоверность обнаружения залежей углеводородов.

1. Способ поиска и разведки залежей углеводородов, заключающийся в том, что размещают трехкомпонентные сейсмические приемники в точках наблюдения сейсмических колебаний, регистрируют сейсмический шум Земли, содержащий информационный сигнал от месторождения углеводородов, анализируют информационные сигналы с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, отличающийся тем, 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 проходящего через месторождение векторного поля Р-волн вдоль профиля (f1), вертикальной компоненты глубинной S-волны (f2), векторного произведения роторных компонент измеряемого поля (e1), вертикальной (глубинной) компоненты роторного поля (е2) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанных по показаниям первого датчика, к спектральной мощности параметров проходящего через месторождение векторного поля Р-волн вдоль профиля (f1), вертикальной компоненты глубинной S-волны (f2), векторного произведения роторных компонент измеряемого поля (e1), вертикальной (глубинной) компоненты роторного поля (е2), рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго датчика, а именно

при статистически достоверном на всем протяжении записи сигнала значении отношения спектральной мощности параметра проходящего через месторождение векторного поля Р-волн вдоль профиля (f1) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра проходящего через месторождение векторного поля Р-волн вдоль профиля (f1), соответственно рассчитанного в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, выносят суждение о наличии залежей углеводородов в данных точках наблюдения;

при этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметра векторного произведения роторных компонент измеряемого поля (e1) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра векторного произведения роторных компонент измеряемого поля (e1), соответственно рассчитанного в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, то выносят суждение о наличии газонасыщенных залежей углеводородов в данных точках наблюдения;

при статистически достоверном на всем протяжении записи сигнала значении отношения спектральной мощности параметра вертикальной компоненты глубинной S-волны (f1) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра вертикальной компоненты глубинной S-волны (f2), соответственно рассчитанного в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, выносят суждение о наличии залежей углеводородов в данных точках наблюдения;

при этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметра вертикальной (глубинной) компоненты роторного поля (е2) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра вертикальной (глубинной) компоненты роторного поля (е2), соответственно рассчитанного в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника в диапазоне от 0,6 до 1,5, то выносят суждение о наличии газонасыщенных залежей углеводородов в данных точках наблюдения;

при статистически достоверном отношении спектральной мощности параметра проходящего через месторождение векторного поля Р-волн вдоль профиля (f1) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра проходящего через месторождение векторного поля Р-волн вдоль профиля (f1), рассчитанного в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над месторождением, а второго сейсмоприемника вне месторождения;

при этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметра векторного произведения роторных компонент измеряемого поля (e1) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра векторного произведения роторных компонент измеряемого поля (e1), соответственно рассчитанных в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, то выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над газонасыщенным месторождением;

при статистически достоверном отношении спектральной мощности параметра вертикальной компоненты глубинной S-волны (f2) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра вертикальной компоненты глубинной S-волны (f2), рассчитанного в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над месторождением, а второго сейсмоприемника вне месторождения;

при этом, если статистически достоверное на всем протяжении записи сигнала значение отношения спектральной мощности параметра вертикальной (глубинной) компоненты роторного поля (е2) в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц, рассчитанного по показаниям первого сейсмоприемника, к спектральной мощности параметра вертикальной (глубинной) компоненты роторного поля (е2), соответственно рассчитанного в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц по показаниям второго сейсмоприемника больше 3, то выносят суждение о нахождении первого сейсмоприемника над газонасыщенным месторождением.

2. Способ поиска и разведки залежей углеводородов, заключающийся в том, что размещают трехкомпонентные сейсмические приемники в точках наблюдения сейсмических колебаний, регистрируют сейсмический шум Земли, содержащий информационный сигнал от месторождения углеводородов, анализируют информационные сигналы с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, отличающийся тем, что проводят дополнительное генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором, периодически генерирующим колебания в течение 30-40 сек с паузой в 20-30 секунд, 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 информационного 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, ротор и векторное произведение горизонтальных компонент полученных информационных сигналов, 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.

3. Способ поиска и разведки залежей углеводородов по п. 2, отличающийся тем, что суждение о наличии залежей углеводородов выносят при наличии у исходного векторного поля скоростей (F) аттрактора корреляционной размерности более 10 в режиме регистрации сейсмического фона Земли и наличии у исходного векторного поля скоростей (F) аттрактора корреляционной размерности от 2 до 6 в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора.

4. Способ поиска и разведки залежей углеводородов, заключающийся в том, что размещают трехкомпонентные сейсмические приемники в точках наблюдения сейсмических колебаний, регистрируют сейсмический шум Земли, содержащий информационный сигнал от месторождения углеводородов, анализируют информационные сигналы с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, отличающийся тем, что проводят дополнительное генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором, периодически генерирующим колебания в течение 30-40 сек с паузой в 20-30 секунд, 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, ротор и векторное произведение горизонтальных компонент полученных информационных сигналов, 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.

5. Способ поиска и разведки залежей углеводородов по п. 4, отличающийся тем, что суждение о наличии залежей углеводородов выносят при наличии у ротора исходного поля (Е) аттрактора корреляционной размерности более 10 в режиме регистрации сейсмического фона Земли и наличии аттрактора у ротора исходного поля (Е) корреляционной размерности от 2 до 6 в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебания сейсмовибратора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске углеводородов в водном пространстве. Описан способ обнаружения углеводородов.

Настоящее изобретение относится к способу обработки первого сейсмического сигнала. Способ включает идентификацию одного сегмента второго сейсмического сигнала и определение длины сейсмического импульса.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Представлено описание способа определения пути движения подземного флюида через геологический объем.

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.

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.

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 области геофизики и может быть использовано при поиске углеводородов в водном пространстве. Описан способ обнаружения углеводородов.

Группа изобретений относится к техническим средствам охраны, способам обнаружения объектов, в том числе нарушителей, на охраняемой территории по создаваемым ими сейсмическим колебаниям и может быть использована для охраны участков местности и подступов к зданиям.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Предложен способ вибрационной сейсморазведки, основанный на возбуждении и регистрации сейсмических колебаний при управлении опорного сигнала виброисточником колебаний.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска углеводородов и уточнения имеющихся запасов углеводородов на акваториях, в ходе морской сейсморазведки, в ходе шельфовой сейсморазведки, в том числе в Северных морях.

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности к способам обработки микросейсмических данных. Согласно заявленному способу определения местоположения очага микросейсмического события в процессе обработки исходного микросейсмического сигнала осуществляют его разложение на слои детализации (масштабы) d(n) с различными энергетическими и частотными характеристиками.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Представлено описание способа определения пути движения подземного флюида через геологический объем.

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.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсморазведочных данных. Заявлен способ для многопараметрической инверсии с использованием упругой инверсии.

Изобретение относится к области геофизических исследований. В предлагаемом способе формируют набор образцов исследуемой породы, определяют общую пористость и плотность каждого из образцов в атмосферных условиях, исключают из дальнейшего исследования образцы с отличающимся минералогическим составом, для оставшихся образцов определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в образцах в условиях, моделирующих пластовые.

Изобретение относится к геофизическим методам контроля разрушения горных пород и может быть использовано на рудных и нерудных месторождениях для исследования и локации образовавшихся несплошностей.

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 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 в диапазоне частот от 0 Гц до 50 Гц. По измеряемым компонентам 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 в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность исходного векторного поля скоростей 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 в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность ротора исходного поля 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.

Наверх