Способ прямых поисков нефтегазосодержащих участков недр

Изобретение относится к области геологоразведки и может быть использовано для поисков нефтегазосодержащих участков недр. Сущность: в пределах выделенных участков проводят газовую съемку по почвенному слою и геотермические исследования. Геотермические исследования проводят синхронно, используя профильную систему размещения точек наблюдений. При этом температуры фиксируют в режиме “здесь и сейчас” одновременно в двух точках: в почвенном слое на глубине погружения датчика и на поверхности почвы в месте погружения датчика. Оконтуривают нефтегазосодержащие участки недр по температурным аномалиям от среднесуточных (среднепериодных) температур в каждой точке замера. Выделяют совпадающие в плане положительные тепловые и углеводородногазовые аномалии. Технический результат: возможность выявления нефтегазосодержащих участков независимо от форм пластов (горизонтов) и их состава, снижение временных затрат и трудоемкости. 1 ил.

 

Изобретение относится к области геологоразведочных работ по поискам и разведке месторождений нефти и газа.

Современный арсенал методов и технологий поиска залежей углеводородов характеризуется широким спектром научных методов и подходов. Комплексное применение этих методов позволяет детально познавать особенности состава и строения изучаемой геологической среды. Но никакие особенности состава и строения геологической среды не гарантируют наличие в ней залежей нефти и газа. Нефть и газ могут содержаться в любых породах и в структурах любых форм, а могут и не содержаться. Каждый способ поисков нефти и газа подходит лучше в одном случае, но не всегда эффективен в другом. Геофизики часто комбинируют их, чтобы получить максимальную достоверность результата. Таким образом, применение комплекса методов объясняется необходимостью решения обеспечения достоверности выделения даже слабых аномалий непосредственно от залежей и повышения надежности геологического истолкования результатов геофизических работ.

В основу прямых поисков положены результаты наземных и скважинных измерений физических свойств пород, насыщенных углеводородами. Применительно к методам прямых поисков разрабатывались и оптимизировались главным образом системы регистрации (наблюдений) и специальной обработки.

Для поисков газонефтяных месторождений опробованы все основные методы, применяющиеся для изучения структурных условий газонефтяных регионов: сейсмо-, электро-, грави- и магниторазведка, а также освоены некоторые методы (вызванной поляризации и естественного потенциала, терморазведка и др.), ранее не использовавшиеся в нефтяной геофизике.

Но, несмотря на широкий диапазон используемых параметров, достоверность прогнозов остается низкой. В связи с чем, методы прямых поисков требуют постоянного усовершенствования, что, впрочем, касается других методов непрямых поисков залежей нефти и газа.

Изобретение относится к методам прямых поисков нефти и газа. В настоящий момент известно несколько прямых способов поиска месторождений углеводородов.

Геологические методы прямых поисков. Выделение метана в виде пузырьков и струй в наземных водоемах (реки, озера) или в виде грязе-газо-водяных выбросов и вулканов являются прямыми показателями газоносности недр. Пленки и струи нефти на поверхности воды водных бассейнов, большие и малые нефтяные лужи и озера в понижении рельефа, высачивание нефти в виде источников на склонах гор и речных долин, а также выходы нефтеносных горных пород (известняков, песчаников), битумов и асфальтов на дневной поверхности являются прямыми признаками нефтеносности недр на данной территории. Все эти газо- нефтепроявления на поверхности воды и земли выявляются и изучаются в процессе геологической съемки наземными геологическими наблюдениями. К числу методов прямых поисков нефти и газа относятся также специальные геохимические и геофизические методы поисков с отбором проб из горных пород, подземных вод.

К геохимическим методам прямых поисков нефти и газа относится, в частности, газовая съемка. При этом производится отбор пробы воздуха, находящегося в грунтах непосредственно под земной поверхностью. Для отбора проб предварительно проходятся неглубокие скважины (1-2 м) или закопушки, шурфы по определенной сетке. Отобранный воздух анализируется в химической лаборатории. Наличие в нем метана и других углеводородов в аномальных количествах является основанием для предположения о наличии в недрах исследуемой территории месторождений нефти и газа. На поверхности земли они могут обнаруживать себя в виде газовых эманаций, проникающих через толщи вышележащих пород, и естественных источников нефти, просачивающейся по зонам трещин и разломов.

Известен СПОСОБ поиска нефтегазовых месторождений (патент РФ №2359290), в котором последовательно отбирают пробы подпочвенных газов из шпуров на двух горизонтах: верхнем (0,3-0,4 м) и нижнем (0,8-1,0 м), предварительно герметизируя каждый интервал от атмосферы. Проводят газогеохимический анализ на содержание метана и тяжелых углеводородов. При превышении концентраций газов их фоновых значений не менее чем в 2 раза и увеличении концентраций на нижнем горизонте относительно верхнего не менее чем в 1,5 раза делают вывод о положительном прогнозе залежи углеводородов.

Недостатком указанного способа является сложность интерпретации полученных результатов, так как из-за подвижности газов трудно выяснить местонахождение их источника. Кроме того, на поверхности земли формируются микробные газы, которые по составу могут быть схожими с газами нефтегазовых месторождений, а по количеству даже превосходить их. Это и другие проявления затрудняют выполнение корректного газогеохимического прогноза.

Известен способ (патент РФ №2298816) геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности. Согласно известному способу на обучающем объекте и на исследуемом проводится отбор проб из глинистых приповерхностных интервалов до 5 м по равномерной сетке 400×400 м путем бурения шпуров. Далее проводится анализ состава углеводородного газа всех отобранных глинистых образцов (природного адсорбента), хроматографическим методом исследуются углеводородные соединения от метана до гексана. Выполняются количественная и качественная оценка образцов, расчеты фоновых значений газогеохимических показателей и сопоставление с газогеохимическими признаками нефтяного объекта. Вывод о вероятной нефтеносности исследуемого объекта дается на основании сопоставления результатов с показателями объекта с доказанной нефтеносностью.

Недостатком способа является тот факт, что часто на коренных породах залегают не только глины, но и песчаники и галечники. В этом случае поток углеводородных газов может быть рассеян и на глинах не зафиксирован.

Известен изыскательский метод GORE-SORBER, включающий пассивный сбор паров углеводородов в течение определенного периода времени при помощи внедренного в почву на глубину до 60 см искусственно созданного адсорбента, позволяющего сорбировать, а впоследствии обнаружить с помощью газовой хроматографии и масс-спектроскопии углеводородные газы (С1-С5), которые используются в качестве маркеров источников углеводородов на глубине. Геохимическое моделирование и интерпретация основана на химическом сходстве следов почвенного газа с известным нефтяным источником (нефтяная скважина) и газовым фоном без источника ("сухая" скважина). По результатам работ определяется контур вероятности нефтяного источника геохимической аномалии [1].

Недостатками указанного способа являются значительный процент потери инсталлированных сорберов при извлечении из почвы, монопольное владение компанией W.L. Gore & Associates искусственным адсорбентом, что усложняет широкое применение данного геохимического обследования для предварительной оценки нефтегазоносности, при этом высокая стоимость метода исследования заставляет ограничивать площади изысканий и увеличивать шаг инсталляции модулей-сорберов (шаг геохимической съемки), что снижает эффективность прогноза нефтеносности.

Известен способ дистанционного поиска залежей углевородородов (патент РФ №2544309). Изобретение в своей основе базируется на общеизвестном факте, что флюиды, поднимаясь от залежей углеводородов сквозь земную кору, не только создают на земной поверхности биогеохимические аномалии, но и изменяют ее температуру.

Сущность: Изобретение относится к области оптических геологических поисков и может быть использовано при поиске углеводородов на лицензионных участках. С этой целью проводят самолетную съемку территории исследуемого участка в период отсутствия снежного покрова. Причем съемку проводят первый раз днем в спектральных диапазонах 0,43-0,49 мкм, 0,5-0,59 мкм, 0,6-0,69 мкм, 0,7-0,9 мкм, 1,5-2,5 мкм, а второй раз - ночью в диапазоне 8,0-14,0 мкм. Облет территории организуют так, чтобы хотя бы одним из маршрутов была отснята опорная область, на которой имеются залежи углеводородного сырья. Согласно предлагаемому способу для съемки лицензионного участка используется.

Самолетный сканер, оснащенный GPS-приемником, устройством определения ориентации самолета по углам крена, тангажа и рысканья и бортовым компьютером для регистрации цифровых изображений и навигационной информации, привязанных к единой шкале времени. Зарегистрированные цифровые изображения каждого спектрального диапазона с помощью специальной компьютерной программы подвергают геометрической коррекции и геопривязке, выравнивают по яркости и объединяют в единый мозаичный кадр, представленный в картографической проекции. Определяют малоконтрастные яркостные аномалии, для чего с помощью компьютерной программы каждое спектрозональное мозаичное изображение подвергают яркостной нормализации и низкочастотной фильтрации, а затем бинаризации на основе порога. Бинарные изображения спектральных зон алгебраически складывают с получением полутонового изображения, на котором участки с максимальным значением сигнала соответствуют предполагаемым углеводородным аномалиям с определяемыми программой геодезическими координатами.

Основным недостатком данного способа и ему аналогичных для поиска углеводородов является то, что для анализа требуется опорная информация о территории на лицензионных участках с известными залежами углеводородов, непрогнозируемое присутствие и изменение биогеохимических процессов, которые изменяют спектральные, а следовательно, отражательные и яркостные характеристики объектов земной поверхности (почв, растительности), что ухудшает съемку и искажает полученные результаты, затратность метода на полеты, на обработку полученных измерений, возможность исследования участка только в период отсутствия снежного покрова, использование высокочувствительного многозонального сканера и другого высокотехнологичного оборудования. Все эти недостатки делают перечисленные способы малонадежными и низко эффективными, сильно зависящими от человеческого фактора, требуют задействования многих других служб, авиации и других, что сильно удорожает получение корректных конечных результатов.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по технической сущности является метод поисков залежей нефти и газа в акваториях (патент РФ №1297613). Изобретение касается прямых геохимических и геофизических методов поисков залежей нефти и газа и может быть использовано при проведении геолого-разведочных работ в акваториях.

Предлагаемый способ основан на установленных общих закономерностях вертикального распределения характеристик физических свойств, в частности температуры, солености, электропроводности, скорости звука и др. в природных водах акваторий. Способ включает измерение температуры и солености воды, выделение участков с аномальными значениями указанных параметров, анализ на углеводородные газы в пределах выделенных участков и суждение по аномальным значениям содержания углеводородов о наличии залежей. Поставленная цель достигается тем, что в толще воды выделяют слой с аномальными значениями температуры и солености и анализ на содержание углеводородов проводят в этом слое.

Общеизвестно, что температура верхних слоев грунта зависит в основном от внешних (экзогенных) факторов - солнечного освещения и температуры воздуха. Летом и днем грунт до определенных глубин прогревается, а зимой и ночью охлаждается вслед за изменением температуры воздуха и с некоторым запаздыванием, нарастающим с глубиной. Влияние суточных колебаний температуры воздуха заканчивается на глубинах от единиц до нескольких десятков сантиметров. Сезонные колебания захватывают более глубокие пласты грунта - до десятков метров.

В связи с этим превалирует мнение, что проводить тепловую съемку путем измерения температуры на глубинах менее чем 25-30 метров невозможно и бесполезно, поскольку отложения до этих глубин подвержены влиянию суточных и сезонных колебаний температуры воздуха на поверхности земли. Но это не так.

Предложенный способ прямого поиска нефтегазоносности основан на представлении о том, что углеводороды, являясь высокотемпературными интрузиями из больших глубин (из мантии) в верхних слоях земной коры, создают в ней совпадающие в плане локальные положительные тепловые и повышенные углеводородногазовые аномалии, которые регистрируются над залежами нефти и газа вплоть до поверхности земли [2, 3]. Ничто иное, кроме углеводородов, не создает в верхних слоях земной коры совпадающие тепловые и углеводородногазовые аномалии. При наличии залежей углеводородов такие аномалии появляются независимо от особенностей состава и строения пород земной коры. Фиксировать эти аномалии можно без бурения специальных скважин путем выполнения синхронной геотермической съемки по почвенному слою регистрирующими термометрами и газовой съемки с использованием полевых газовых хроматографов.

Влияние колебаний температуры воздуха на верхний слой земли действительно распространяется на некоторую глубину, но из этого не следует безусловный вывод о невозможности исключения относительного влияния суточных и сезонных колебаний температурного фона и проведения тепловой съемки с измерением температуры на меньших глубинах, например до 30 см. Если на некоторой площади измерения температуры проводить только одним единственным прибором в разное время, то единой картины в режиме «здесь и сейчас» не получится.

Если тепловую съемку осуществлять одновременно несколькими приборами и в течение суток или более непрерывно, с регистрацией температуры, например через каждые 5-10 минут, то мы получим общую картину в режиме «здесь и сейчас», причем, что важно, при разных уровнях внешнего температурного фона. При обработке такого массива данных легко можно устранить случайные аномалии, вызванные колебанием температуры воздуха, которые могут иметь место. Таким образом, температурные аномалии, которые будут иметь постоянный, глубинный источник, и генетически связанные с залежами углеводородов, проявятся в любых ситуациях.

Для обнаружения влияния температурных факторов необходимо производить достаточно точные измерения, поскольку это влияние чрезвычайно мало. Поэтому эффективность данного метода поисков определяется точностью и чувствительностью измерений приборов, которая составляет 0,1 градусов Цельсия. Это значит, что аномалия более 0,2 градусов Цельсия уже заслуживает внимания, то есть указывает на возможное наличие углеводородов.

Поверхностная почвенная газовая съемка может выполняться оперативно с малыми затратами средств и времени, особенно с появлением портативных полевых автоматизированных хроматографов.

Заявленный способ поиска месторождений углеводородов реализуется методом фиксации и взаимосвязывания параметров земной коры, причинно связанных с наличием на исследуемом участке недр залежей углеводородов, и сочетает в себе геотермическую и газовую съемку, анализ результатов которой непосредственно выявляют нефтегазосодержащие участки независимо от форм пластов (горизонтов) и их состава. Этот результат достигается с помощью одновременной и синхронной геотермической съемки по почвенному слою регистрирующими термометрами и газовой съемки с использованием полевых газовых хроматографов.

Способ поиска нефтегазосодержащих участков недр осуществляется следующим образом. Геотермическая съемка выполняется с помощью автономных регистрирующих термометров, количество которых определяется в зависимости от площади проводимых исследований, с регистрацией температуры почвы на одинаковой глубине 30 см в реальном времени, через каждые 10-15 минут, в течение 24 часов или более. На изучаемой площади термометры расставляются по профильной системе с расстоянием между приборами в профиле 250-1000 м в зависимости от выбранного масштаба исследования и размера площади. Расстояние между профилями может составлять 1-2 км. Перед установкой в поле, каждому датчику задается режим работы, где указывается начало включения (год, месяц, день, час, мин, сек) и периодичность фиксации температуры (с возможностью шага от 1 сек до 1 раза в сутки). Таким образом, датчикам дается установка на одномоментное включение, так что все показания фиксируются в реальном времени. Каждый прибор одновременно фиксирует две температуры - на глубине погружения датчика и на поверхности земли через корпус прибора, который остается на поверхности.

Газовая съемка выполняется путем отбора проб свободных газов из почвы и анализа этих проб на предмет обнаружения в них углеводородных газов (метан и его гомологи). Пробы газа отбираются в тех же точках, где размещаются термометры. Работа выполняется с помощью портативных автоматизированных полевых хроматографов. С помощью встроенного в хроматограф вакуумного компрессора из почвы отсасывается проба газа и тут же проводится ее анализ с определением в пробе количества метана и его гомологов.

После завершения съемки в каждой точке рассчитывается значение среднесуточных температур (среднеарифметическое значение) на глубине погружения. Если время одновременной работы приборов составило больше одних суток, то среднее значение рассчитывается за все время одновременной работы приборов. Потом для каждой точки рассчитывается величина превышения средней температуры над условно нулевым значением, за которое принимается минимальное значение средней температуры на всей площади исследования.

Далее в масштабе на карту наносится реальная схема (интерполяционная сетка) размещения приборов и около каждой точки (интерполяционный узел) указывается значение превышения средней температуры над минимальным значением (величина аномалии). По значениям превышения средней температуры в каждом узле, одним из способов интерполяции строится карта тепловых аномалий.

Наличие участков или участка с величиной тепловой аномалии более удвоенной величины точности (чувствительности) приборов при одновременной газовой аномалии на исследуемой площади будет указывать на наличие залежей углеводородов.

Для доказательства соответствия предлагаемого решения критерию «промышленная применимость» приводим пример конкретного выполнения заявляемого способа.

Если углеводороды в верхних слоях земной коры являются перегретыми интрузивами из больших глубин, то независимо от состава вмещающих пород залежи нефти и газа в разрезе скважины должны создавать локальные положительные тепловые аномалии. Для проверки этого предположения были проанализированы материалы нескольких десятков скважин на двух месторождениях ТКПП. Результаты анализа ГИС (КС, ПС, ГК, НГК, термометрия, кавернометрия) и испытания скважин превзошли самые оптимистичные ожидания.

Практическая реализация предложенного способа иллюстрируется примером проведения поисково-разведочных работ на полевых исследованиях несколькими регистрирующими термометрами. Исследования проводились на известном Заманкульском нефтяном месторождений (Терско-Каспийский передовой прогиб - ТКПП). Результаты анализа ГИС (КС, ПС, ГК, НГК, термометрия, кавернометрия) и испытания скважин подтвердили данный метод (рис. 1).

Заявленный способ проведения исследований позволяет исключить относительное влияние суточных колебаний температуры на поверхности земли и фиксировать структуру теплового поля земли в режиме «здесь и сейчас». Совпадающие в плане положительные тепловые и углеводородногазовые аномалии будут указывать на наличие залежей нефти и газа на данной площади, а также на примерные формы и размеры залежей.

В целом, заявляемый способ прямых поисков нефтегазосодержащих участков характеризуется осуществлением прогноза непосредственно по критериям, находящимся в причинной связи с залежами углеводородов в недрах, повышением эффективности геологоразведочного процесса за счет незначительных, по сравнению с другими методами финансовых и временных затрат выполняемых работ, и не требующих проведения трудоемких геофизических исследований.

Список использованных источников

1. «Изыскательские методы GORE-SORBER Exploration Surveys» / американская компания W.L. Gore & Associates, Inc] http://www.tatneft.ru/news/nt/17-01-04.pdf

2. Межотраслевой научно-технический журнал «Недропользование XXI век» №2, апрель 2015. Статья «Нефтепоисковая геотермия», стр. 100 Автор Кусов Б.Р.

3. Межотраслевой научно-технический журнал «Недропользование XXI век» №2, 2013. Статья «Совершенствование методики поисков нефти», стр. 92-94. Автор Кусов Б.Р.

Способ прямых поисков нефтегазосодержащих участков недр, включающий измерение температуры и анализ на углеводородные газы в пределах выделенных участков, отличающийся тем, что геотермические исследования производятся синхронно по профильной системе размещения точек наблюдений, причем с целью исключения относительного влияния сезонных и суточных колебаний температуры земли температуры фиксируются в режиме “здесь и сейчас” одновременно в двух точках: в почвенном слое на глубине погружения датчика и непосредственно на поверхности почвы в месте погружения датчика, а оконтуривание нефтегазосодержащих участков недр осуществляется по температурным аномалиям от среднесуточных (среднепериодных) температур в каждой точке замера с последующим выделением совпадающих в плане положительных тепловых и углеводородногазовых аномалий по результатам сопоставления газовой съемки по почвенному слою.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геохимии и может быть использовано при проведении геохимических исследований. Предложен способ, позволяющий определить с пространственным разрешением геохимию геологических материалов или других материалов.

Изобретение относится к области радиационной безопасности персонала, работающего с открытыми источниками ионизирующего излучения. Способ определения эффективной ожидаемой дозы облучения при ингаляционном поступлении цезия 137, заключающийся в определении дозы по энергии одного радиоактивного распада, коэффициента качества, числа распадов в органе за время наблюдения, отличающийся тем, что величину дозы определяют с учетом концентрации радионуклида в клетках и межклеточной жидкости раздельно, по формуле: где H50 - доза, Зв;ЭЭ - энергия одного распада, МэВ;КК - коэффициент качества;1.6*10-13 - коэффициент перевода энергии из МэВ в джоули;Рк и Рж - доли числа распадов N, приходящихся на клетки и внеклеточные жидкости;Мк - масса клеток;Мж - масса внеклеточной жидкости.Технический результат – определение ожидаемой эффективной дозы при ингаляционном поступлении 137Cs с учетом неравномерности его распределения в организме человека..

Изобретение относится к области сейсмологии и может быть использовано для обнаружения предвестников землетрясений. Сущность: измеритель содержит мостовую схему (1) на постоянном токе от источника (2), работающую в режиме разбалансировки.

Изобретение относится к области сейсмологии и может быть использовано для краткосрочного прогнозирования землетрясений. Сущность: определяют прогнозную дату землетрясения.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для определения стандартного элемента по статистическим данным кластерного анализа. Иллюстративный способ включает получение двухмерных (2D) или трехмерных (3D) цифровых изображений образца породы.

Изобретение относится к области геодинамического моделирования и может быть использовано для построения векторного пространственно-временного поля тектонических напряжений на неограниченной площади и выделения блоков-концентраторов тектонических напряжений.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для моделирования многофазного потока текучей среды. Структура пор горных пород и других материалов может быть определена посредством микроскопии и подвержена цифровому моделированию для определения свойств потоков текучей среды, проходящих сквозь материал.

Изобретение относится к области сейсмологии и может быть использовано для контроля упругих деформаций в очагах землетрясений. Сущность: на основе экспериментальных материалов, полученных от разнесенных на поверхности сейсмических станций, строят карту эпицентров землетрясений исследуемой территории.

Изобретение относится к области исследования свойств горных пород. При этом осуществляют отбор по меньшей мере одного образца породы пласта-коллектора и на отобранном образце породы определяют плотность, пористость и компонентный состав породы.
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).

Предложена дальнометрическая система для ствола скважины и способ, применяемые между стволами первой и второй скважин, причем данная система содержит измерительный преобразователь электромагнитного поля, расположенный в стволе второй скважины, электропроводящую обсадную трубу в стволе первой скважины, источник электрического тока, создающий электрический ток в проводящем элементе, и волоконно-оптический датчик, расположенный вблизи проводящего элемента.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для идентификации областей высокой тепловой энергии под поверхностью Земли. Раскрыт способ определения температуры в подземной области.
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).
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.

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.

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).

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.

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.
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.

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.

Изобретение относится к способам поиска месторождений углеводородов и может быть использовано для обнаружения углеводородов в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты. Сущность: проводят комплекс геофизических исследований: гравиметрических, аэромагнитных и сейсморазведочных. Выявляют области распространения отрицательных гравиметрических и магнитных аномалий, связанных с наличием кислых экструзивных куполов и/или интрузивов. Бурят проверочные скважины в выявленных областях и проводят их геофизические исследования. По данным геофизических исследований скважин определяют участки отложений баженовской свиты, на которых значения естественной радиоактивности составляют не менее 20 мкР/ч. Отбирают керн с данных участков и проводят его минералогический анализ. Осуществляют комплексирование данных геофизических исследований и минералогического анализа керна. При этом по результатам минералогического анализа керна определяют наличие водорослевого доломита in situ и/или жильного доломита, и/или доломита железистого. При наличии доломита делают вывод о продуктивности на нефть участков отложений баженовской свиты и определяют границы залежи с наличием свободной нефти. Технический результат: повышение точности результатов поиска. 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 ил.

Изобретение относится к области геологоразведки и может быть использовано для поисков нефтегазосодержащих участков недр. Сущность: в пределах выделенных участков проводят газовую съемку по почвенному слою и геотермические исследования. Геотермические исследования проводят синхронно, используя профильную систему размещения точек наблюдений. При этом температуры фиксируют в режиме “здесь и сейчас” одновременно в двух точках: в почвенном слое на глубине погружения датчика и на поверхности почвы в месте погружения датчика. Оконтуривают нефтегазосодержащие участки недр по температурным аномалиям от среднесуточных температур в каждой точке замера. Выделяют совпадающие в плане положительные тепловые и углеводородногазовые аномалии. Технический результат: возможность выявления нефтегазосодержащих участков независимо от форм пластов и их состава, снижение временных затрат и трудоемкости. 1 ил.

Наверх