способ сейсмической разведки при поисках нефтегазовых месторождений

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

T_i 1/f_i,

где i 1,2,3,

T_i временной интервал скользящего окна;

f_i 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.

Описание изобретения к патенту

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

T_i=1/f_i(i-1,2,3...),

где T_i - временной интервал скользящего окна; f_i - 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 T_i=1/f_i, 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 T_i =1/f_i.

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.