Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ПРИ ПОИСКАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ПРИ ПОИСКАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ПРИ ПОИСКАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в сейсмических методах поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений. Сущность изобретения: при непрерывном профилировании возбуждают и регистрируют сейсмические колебания интерференционными системами, одновременно регистрируют колебания наведенной и естественной сейсмоакустической эмисии (САЭ) в нефтегазовых залежах. Из зарегистрированного сейсмического волнового поля выделяют квазигармонические сигналы наведенной САЭ в диапазоне частот от 1 до 10 Гц, измеряют амплитуду, частоту и время прихода выделенных квазигармонических сигналов в скользящем временном окне анализа, величину которого определяют по формуле: Ti=1/fi (i-1, 2, 3...), где Ti - временной интервал скользящего окна; fi - преобладающая частота квазигармонических сигналов наведенной САЭ. По полученной информации судят о наличии нефтегазовых залежей, а по времени регистрации максимального по амплитуде сигнала наведенной САЭ и скоростной характеристики разреза определяют глубину и контуры нефтегазовых залежей. 1 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2105324
Класс(ы) патента: G01V1/00
Номер заявки: 96120400/25
Дата подачи заявки: 04.10.1996
Дата публикации: 20.02.1998
Заявитель(и): Товарищество с ограниченной ответственностью "Лот"; Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики
Автор(ы): Бутенко Г.А.; Михайлов В.А.; Тикшаев В.В.
Патентообладатель(и): Товарищество с ограниченной ответственностью "Лот"
Описание изобретения: Изобретение относится к сейсмическим методам поиска и разведки нефтяных и газовых месторождений путем сейсмического воздействия на среду источниками сейсмических колебаний и может быть использовано при прямых поисках и разведке нефтегазовых месторождений.
Известен способ сейсмической разведки [1], включающий проведение работ методом общей глубинной точки (МОГТ), технология проведения полевых наблюдений и обработки сейсмических записей которого основана на применении систем многократных перекрытий, группировке трасс в сейсмограммы ОГТ по принципу их принадлежности общей средней точке отражения, вводе кинетических и статических поправок и последующем суммировании.
Этот способ, являясь модификацией метода отраженных волн (МОВ), базируется на фундаментальном принципе: возбужденная в источнике сейсмическая энергия проникает через изучаемую среду, претерпевая на границах раздела слоев отражения, которые регистрируются на дневной поверхности.
Сейсмический образ нефтегазовой залежи проявляется в сейсмическом волновом поле, полученном данным способом, в виде аномалий интенсивности отражений, скорости распространения волн, их затухания, а также наличием в отдельных случаях отражений от контактов залежей в виде квазигоризонтальных площадок на временных разрезах, сменой полярности фаз и т.д.
Недостатками указанного способа являются следующие обстоятельства.
Контрастность диагностических признаков, выделяемых данным способом путем анализа кинетических (времени и скорости распространения волн) и динамических (амплитуда, частота и выводимые из них характеристики) параметров волнового поля отраженных волн с целью прямых поисков залежей углеводородов, как правило, невелика и изменяется от долей до десятков процентов.
Надежность способа зависит от ряда обстоятельства и мешающих факторов (резка изменчивость вещественного и фациального состава пород по латерали, тонкая слоистость разреза, малая волновая мощность залежей, сложные поверхностные и глубинные сейсмогеологические условия, высокий уровень волн-помех, нестабильность условий возбуждения и приема сейсмических колебаний и т.д.), неучет которых может привести к отрицательному результату.
Опыт использования данного способа показал, что он надежно работает в 50-60% случаях, как правило, характеризующихся благоприятными условиями (пологое залегание границ раздела, малая контрастность акустических жесткостей коллекторов и покрышек, значительная мощность неглубоко залегающих продуктивных пластов, низкий уровень волн-помех и т.д.), что явно недостаточно при массовом его использовании.
Известная также методика нефтегазовых залежей, основанная на излучении аномалий интенсивности (амплитуд) сейсмической записи отраженных волн [2]. Согласно данной методике нефтегазовые залежи проявляются в виде локальных зон повышенных ("яркое пятно") или пониженных ("темное пятно") амплитуд на временных разрезах, полученных в результате применения процедур динамической обработки.
Однако между углеводородными скоплениями и аномалиями амплитуд сейсмических записей нет простой и универсальной зависимости. Многие "яркие" и "темные" пятна на сейсмических временных разрезах вызываются изменениями другого типа, например зонами дробления и трещиноватости пород, локальными областями напряженного состояния среды, непромышленными скоплениями углеводородов и т.д.
Эффект "яркого" или "темного" пятна, создаваемый залежами, как правило, соизмерим с погрешностями процедур динамической обработки и вследствие этого данная методика имеет ограниченную область применимости при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ.
Наиболее близким к изобретению прототипом является способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений [3], включающий возбуждение сейсмических колебаний сейсмовибратором, регистрацию трехкомпонентными сейсмоприемниками сейсмического сигнала и его математическую обработку.
Согласно данному способу сейсмические колебания возбуждают одним вибратором в диапазоне инфранизких частот от 1 до 20 Гц. В качестве информационного сигнала используют естественный сейсмический фон, регистрируемый как до, так и после возбуждения виброколебаний, а о наличии месторождения судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению в записью до возбуждения.
К недостаткам этого способа можно отнести: вероятностный характер результатов исследований в силу использования упрощенно технологии проведения полевых наблюдений и обработки зарегистированных сейсмозаписей, не обеспечивающих необходимого соотношения сигнала/помеха для надежного выделения аномалий волнового поля, связанных с наличием залежей углеводородов; практически полное отсутствие информации о глубине залегания нефтегазовых залежей, поскольку данный способ позволяет прогнозировать лишь контур нефтегазовых залежей в плане на дневной поверхности.
Этой информации явно недостаточно для решения задач прямого прогноза нефтегазоносности изучаемого разреза при проведении поисково-разведочных работ на нефть и газ.
Задачей заявляемого технического решения является повышение достоверности обнаружения, а также повышение точности и надежности локализации контура и глубины залегания нефтегазовых месторождений.
Поставленная задача решается следующим образом.
В способе сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений, включающем возбуждение и регистрацию сейсмических колебаний, регистрацию сейсмоакустического фона, включающего колебания наведенной сейсмоакустической эмиссии в нефтегазовых залежах источниками возбуждения и последующую обработку полученных данных, проводят непрерывное профилирование, возбуждение и регистрацию сейсмических колебаний интерференционными системами, сейсмические колебания естественной и наведенной сейсмической эмиссии в нефтегазовых залежах регистрируют одновременно с сейсмическими колебаниями, возбужденными интерференционными системами, из зарегистрированного сейсмического волнового поля выделяют квазигармонические сигналы наведенной сейсмоакустической эмиссии в диапазоне частот от 1 до 10 Гц, измеряют амплитуду, частоту и время прихода выделенных квазигармонических сигналов в скользящем временном окне анализа, величину которого определяют по формуле
Ti=1/fi(i-1,2,3...),
где Ti - временной интервал скользящего окна; fi - преобладающая частота квазигармонических сигналов наведенной сейсмоакустической эмиссии.
По полученной информации судят о наличии нефтегазовых залежей, а по времени регистрации максимального по амплитуде сигнала наведенной сейсмоакустической эмиссии и скоростной характеристике разреза определяют глубину и контуры нефтегазовых залежей.
Существенными отличительными признаками в заявляемом техническом решении являются:
- регистрация колебаний наведенной в нефтегазовых залежах сейсмоакустической эмиссии (САЭ) источниками сейсмических колебаний, используемыми в технологии непрерывного профилирования, которые регистрируются одновременно с волновым полем отраженных, преломленных, поверхностных, дифрагированных и других типов волн, формирующихся в излучаемой среде, что позволяет получить информацию о наличии нефтегазовых залежей в пределах исследуемой территории (площади работ, сейсмического профиля);
- выделение из зарегистрированного сейсмического волнового поля квазигармонических колебаний наведенной САЭ в нефтегазовых залежах в частотном диапазоне от 1 до 10 Гц, измерение их амплитуды, частоты и времени прихода в скользящем временном окне анализа, величина которого определяется по формуле Ti=1/fi, что позволяет определить глубину залегания и контур залежи в излучаемой геологическом разрезе.
Выбор частотного диапазона анализа от 1 до 10 Гц обосновывается результатами экспериментального опробования данного способа, которые свидетельствуют о том, что основная энергия сейсмических колебаний наведенной САЭ взрывными и невзрывными источниками возбуждения в нефтегазовых залежах сосредоточена именно в этом частотном диапазоне.
Применение методики непрерывного профилирования с использованием интерференционных систем возбуждения и регистрации сейсмических колебаний обосновывается необходимостью получения полевых сейсмозаписей и суммарных временных разрезов МОГТ с высоким соотношение сигнал/помеха. В противном случае достоверность выявления и оконтуривания месторождений нефти и газа резко снижается, что проявляется в формировании ложных аномалий, маскирующих амплитудно-частотные аномалии от нефтегазовых залежей.
Предлагаемый способ базируется на активной модели геологической среды, т. е. энергонасыщенной среды, содержащей собственные источники упругой энергии, дискретно распределительные в пространстве и локально приуроченные к неоднородностям геологического разреза.
При этом нефтегазовое месторождение рассматривается, как локализованная в среде энергонасыщенная неоднородность, находящаяся в состоянии неустойчивого равновесия и обладающая способностью при внешнем воздействии искусственными источниками возбуждения излучать накопленную упругую энергию в виде сейсмических колебаний инфразвуковых частот.
Из изученной научно-технической и патентной литературы авторам не известно о существовании технического решения с перечисленной совокупностью отличительных признаков, это дает основание сделать вывод о соответствии заявляемого объекта критериям изобретения.
Способ осуществляется следующим образом.
В пределах изучаемой площади по предварительно выбранной сети профилей производятся сейсмические наблюдения с использование системы непрерывного многократного профилирования, включающей возбуждение и регистрацию сейсмических колебаний интерференционными системами.
В результате многократного воздействия на изучаемую среду искусственными источниками возбуждения сейсмических колебаний в локальных областях среды, связанных с нефтегазовыми залежами, формируются сейсмические колебания в инфразвуковом диапазоне частот от 1 до 10 Гц, обусловленные эффектом наведенной сейсмоакустической эмиссии (САЭ), которые регистрируются интерференционными системами приема одновременно с волновым полем отраженных, преломленных, поверхностных и другими типами волн.
При обработке сейсмозаписей из зарегистрированного сейсмического волнового поля выделяют квазигармонические колебания, обусловленные эффектом наведенной САЭ в инфразвуковом диапазоне частот от 1 до 10 Гц. Далее измеряют амплитуду, частоту и время прихода этих колебаний в скользящем временном окне анализа, величина которого определяется по формуле Ti =1/fi.
По полученной информации судят о наличии, либо отсутствии в изучаемом разрезе нефтегазовых залежей, по времени регистрации максимального по амплитуде сигнала наведенной САЭ и по скоростной характеристике среды определяют глубину и контур залежи.
Проверка работоспособности данного способа проводилась на ряде площадей с известным геологическим строением разреза и известным содержанием нефти и газа.
На чертеже представлен результат экспериментального опробования заявляемого способа в виде карты изолиний равных значений амплитуд колебаний наведенной сейсмоакустической эмиссии, полученный на одном из сейсмических профилей МОГТ, расположенного в Бузулукской впадине (Дальнее Саратовское Заволжье).
Как видно из приведенного чертежа, положительные аномалии амплитуд квазигармонических сейсмических сигналов наведенной САЭ, выделенные данным способом в инфразвуковом диапазоне частот от 1 до 10 Гц из сейсмозаписей, полученных при использовании технологии непрерывного многократного профилирования и применении интерференционных систем возбуждения и регистрации сейсмических колебаний, хорошо соответствуют ранее выявленным по данным глубокого поискового бурения промышленно продуктивным в нефтегазоносном отношении интервалам разреза. Критерием наличия нефтегазовых залежей в разрезе является наличие аномально высоких значений амплитуд квазигармонических колебаний инфразвукового диапазона частот от 1 до 10 Гц в пределах анализируемого временного интервала сейсмической записи.
Учитывая трехмерность поисковых и разведуемых объектов (месторождений нефти и газа) наиболее предпочтительным вариантом реализации данного способа является использование площадных систем многократного перекрытия и пространственных способов обработки зарегистрированных сейсмозаписей.
По сравнению с прототипом и другими известными способами предлагаемый способ позволяет повысить достоверность обнаружения, точность и надежность определения контура и глубины залегания нефтегазовых месторождений.
Использование данного способа позволит повысить эффективность геолого-разведочных работ при поиске и разведке месторождений нефти и газа.
Формула изобретения: Способ сейсмической разведки при поисках нефтегазовых месторождений, включающий возбуждение и регистрацию сейсмических колебаний, регистрацию сейсмоакустического фона, включающего колебания наведенной сейсмоакустической эмиссии в нефтегазовых залежах источниками возбуждения и последующую обработку полученных данных, отличающийся тем, что проводят непрерывное профилирование, возбуждение и регистрацию сейсмических колебаний интерференционными системами, сейсмические колебания наведенной и естественной сейсмоакустической эмиссий в нефтегазовых залежах регистрируют одновременно с сейсмическими колебаниями, возбужденными интерференционными системами, из зарегистрированного сейсмического волнового поля выделяют квазигармонические сигналы наведенной сейсмоакустической эмиссии в диапазоне частот 1 10 Гц, измеряют амплитуду, частоту и время прихода выделенных квазигармонических сигналов в скользящем временном окне анализа, величину которого определяют по формуле
Ti 1/fi,
где i 1,2,3,
Ti временной интервал скользящего окна;
fi преобладающая частота квазигармонических сигналов наведенной сейсмоакустической эмиссии,
по полученной информации судят о наличии нефтегазовых залежей, а по времени регистрации максимального по амплитуде сигнала наведенной сейсмоакустической эмиссии и скоростной характеристике разреза определяют глубину и контуры нефтегазовых залежей.