Расчет оптимальных параметров систем наблюдений МОГТ-2Д

Размещено на http://www.allbest.ru/

содержание

Введение

Краткая характеристика геологического строения объекта исследований

2. Методика и технология проведения полевых сейсморазведочных работ

2.1 Характеристика изученности площади исследований (месторождения) и планирование сети наблюдений

2.2 Расчет оптимальной системы наблюдений метода ОГТ

2.2.1 Сейсмогеологическая модель разреза и ее параметры

2.2.2 Расчет и построение теоретического профиля ВСП и скоростного закона

2.2.3 Расчет годографов полезных волн и волн-помех

2.2.4 Расчет функции запаздывания волн-помех

2.2.5 Расчет параметров оптимальной системы наблюдений

2.2.6 Изображение системы наблюдений на развернутом профиле

2.3. Технология полевых сейсморазведочных работ

2.3.1 Условия возбуждения упругих волн

2.3.2 Условия приема упругих волн

2.3.3 Выбор аппаратурных средств и спецоборудования

2.3.4 Организация полевых сейсморазведочных работ

3. Обработка и интерпретация данных сейсморазведки

4. Преобразование Гильберта сейсмических записей и его использование в процедурах интерпретации

Заключение

Литература

Введение

Целью данной курсовой работы является закрепление и углубление знаний, полученных при изучении курса «Основы сейсморазведки» и получение навыков расчета оптимальных параметров систем наблюдений МОГТ-2Д.

В процессе выполнения курсовой работы нужно было решить следующие задачи:

1. построить вертикальный сейсмический профиль и функцию запаздывания;

2. результаты расчетов Aj, Kj, сиг, кр, D, (х).

3. определенные параметры системы наблюдений методом ОГТ.

Объектом исследования является Двуреченское месторождение нефти.

в качестве исходных данных для решения задач дана пятислойная геологическая модель с указанием мощности, плотности и скорости прохождения волн для каждого слоя.

Текстовая часть курсового проекта содержит краткую характеристику исследуемой территории и теоретические основы используемого метода МОГТ-2Д. Расчетная часть сопровождается следующими графическими приложениями:

1) Сейсмогеологическая модель

2) Графики зависимости Vcp(t0), Vcp(h)

3) Вертикальный сейсмический профиль

4) Система наблюдений профиля

5) Схема проведения работ

1. Краткая характеристика геологического строения объекта исследований

Двуреченское месторождение нефти в административном плане находится на территории Каргасокского района и входит в состав лицензионного участка № 49, в котором право ведения геологоразведочных работ принадлежит ОАО «Томскнефть».

В тектоническом плане приурочено к Междуреченскому локальному поднятию, осложняющему зону сочленения Карандашовского и Моисеевского куполовидных поднятий, выделенных в юго-восточной части Каймысовского свода.

Каймысовский свод - положительный тектонический элемент I порядка изометричной формы расположен в северо-восточной части Нижневасюганской антеклизы.

Свод сформирован двумя системами поднятий северо-западного и северо-восточного направлений, относительно которых центральная (осевая) часть структуры I порядка несколько опущена.

Двуреченское месторождение нефти расположено в южной части Каймысовского нефтегазоносного района Каймысовской нефтегазоносной области (рисунок 1).



Рисунок 1.1 - Нефтегазогеологическое районирование Томской области

сейсморазведочный волна прием сейсмогеологическая

В ближайшем окружении месторождения открыт ряд крупных нефтяных месторождений таких, как Крапивинское, Тагайское, Моисеевское, Карасевское. Закартированные в пределах указанных месторождений обширные палеодельтовые системы в продуктивном песчаном горизонте Ю1 позволили предполагать их возможное развитие и распространение в Двуреченской зоне.

Исследования Двуреченского месторождения начаты с купольных частей северного (Междуреченская структура), центрального (Лесмуровская структура) и южного (Западно-Моисеевская структура) сводов поднятия (рис. 1). Промышленная нефтеносность на месторождении выявлена в пластах Ю11, Ю1М, Ю13 надугольной, подугольной и межугольной толщ верхневасюганской подсвиты.



Рисунок 1. 2 - Структурная карта по отражающему горизонту в кровле пласта Ю13, Междуреченская, Лесмуровская, Западно_Моисеевская площади,

1) стратоизогипсы, в м; 2) скважины глубокого бурения [1]

2. Методика и технология проведения полевых сейсморазведочных работ

2.1 Характеристика изученности площади исследований (месторождения) и планирование сети наблюдений

Структура была выявлена и подготовлена площадными работами МОГТ с/п 4,5,7/85-86 (Берлин Г.И.). По основному отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) оконтурена изогипсой -2620 м и представлена антиклинальной складкой с сильно изрезанными заливами очертаниями с общим северо-восточным простиранием и осложненной рядом куполов.

В 1996 году структура введена в поисковое бурение и в присводовой части самого крупного купола пробурена скважина 10, вскрывшая верхнюю часть доюрских образований. В процессе бурения по керну и опробованию с помощью ИП установлена продуктивность песчаных пластов горизонта Ю1 верхней юры, которая подтверждена впоследствии испытанием ластов в колонне. Полученные результаты с учетом положительной характеристики по ГИС в этом же году позволили впервые обосновать прирост запасов нефти категории С1 в районе скважины 10 на площади ограниченной радиусом влияния скважины в количестве 2486/994 тыс. т. (балансовые/извлекаемые). Поскольку скважина оказалась в чисто нефтяной зоне запасы категории С2 подсчитаны в пределах условного уровня подсчета на а.о. - 2600 м и составили 8250/2475 тыс. т.

Одновременно с продолжением испытания скважины-первооткрывательницы, давшей высокодебитный приток нефти из пласта Ю13, на площади завершены детализационные работы МОГТ с/п 4,5/95-96 (Петров В.Н.) по итогам которых уточнены морфологические особенности структуры и дан прогноз развития коллекторов по пласту Ю13. Кроме пликативного, предложен также дизъюнктивно-блоковый вариант строения площади, позволивший авторам высказать версию о зональном развитии улучшенных коллекторов, связанных с вторичными преобразованиями, обязанными дизъюнктивной тектонике.

В 1997 году в северной части структуры пробурена скважина 11, подтвердившая расширение площади нефтеносности. По результатам бурения двух скважин выполнена попластовая корреляция продуктивной части разреза, с выделением пластов Ю13, Ю1му и Ю11, которые стали объектами подсчета и частичного перераспределения запасов.

Уникальность открытых залежей в достаточно изученном районе вызвала определенный интерес и рассматриваемое месторождение в 97-98 гг. вновь было охвачено сейсморазведочным работами проводившимися на юго-восточной периклинали Карандашовского куполовидного поднятия. В результате было дополнено представление о его строении, особенно по южной части, где появляется отрог юго-западной ориентировки, осложненный куполом небольшой амплитуды. В его пределах в 1999 г завершено строительство скважины 12. В разрезе горизонта Ю1 выделены те же пласты, что и в ранее пробуренных скважинах. При раздельном испытании их в колонне получены притоки нефти с пластовой водой.

По данным ГИС пласты горизонта Ю1 имеют характеристику продуктивных.

Месторождение находится в группе разведываемых.

2.2 Расчет оптимальной системы наблюдений метода ОГТ

2.2.1 Сейсмогеологическая модель разреза и ее параметры

Дана пятислойная геологическая модель, характеристики которой представлены в таблице 1

Таблица 1

Слой	мощность пластов (м)	скорость (м/с)	плотность пород (кг/м3)
1	334	1784	2341
2	334	2341	2430
3	1226	2787	2508
4	557	3902	2687
5	446	4125	2787

Целевым горизонтом является четвертый.

Каждая граница характеризуется коэффициентом отражения (Аj) и коэффициентом двойного прохождения волн (Кj), который вычисляются по формулам:

,

Кj= 1- Аj2.

Рассчитанные для каждой границы коэффициенты отражения и прохождения представлены в таблице 2.

Сейсмогеологическая модель представлена в приложении 1.

2.2.2 Расчет и построение теоретического профиля ВСП и скоростного закона

Для построения вертикального сейсмического профиля получим время прихода полезной волны

= 1,82508,

где :

Из полученных значений времени прохода слоев и, зная мощность слоев разреза и скорость прохождения упругих волн через них, определим средние скорости прохождения волн как функции от времени их прохождения волной :

Зависимости скорости от накопленного времени прохождения представлена в графическом приложении.

Таблица 2

	Дt	Vср	t0i	Ai	K
1	0,18722	1784	0,37444	-1	0
2	0,14267	2341	0,65979	0,1533	0,9765
3	0,4399	2787	1,53959	0,10263	0,98947
4	0,14275	3902	1,82508	0,2	0,96
5	0,10812	4125	2,04132	0,04603	0,99788

По условию задачи, кратные отраженные волны являются помехами, если время их регистрации отличается от времени регистрации «целевой» волны на (-0,1) (+0,04) с.

При этом кратные волны, имеющие разные схемы образования и приходящие одновременно ( 0,005 с), формируют единый волновой пакет и амплитуды их складываются с учетом знаков.

Наибольшую амплитуду имеют кратные волны, отраженные от 3 границы.

Амплитуда кратных волн рассчитана по формуле, предполагая для данной задачи, что =0 - эффективный коэффициент поглощения

,

При этом для кратных волн, имеющих аналоги, амплитуды (их абсолютные значения) должны умножаться на число аналоговых волн. Следовательно, амплитуду кратной волны необходимо умножить на 2: .

Рассчитаем амплитуду полезной волны, отраженной от целевой границы:

.

Вычислим требуемую степень подавления кратной волны, которая является основным параметром, определяющим выбор оптимальной системы наблюдений:

= 6,375

Т.к. , то степень подавления волны D = 3.

Вертикальный сейсмический профиль представлен в приложении 2.

2.2.3 Расчет годографов полезных волн и волн-помех

Расчет годографов кратных волн ведется при упрощенных предположениях о горизонтально-слоистой модели среды и плоских границ. Средняя скорость фиктивной среды вычисляется по всему пути вертикального пробега кратной волны:

где tокр можно определить суммированием времен пробега во всех пластах, через которые она проходит:

Годограф кратной волны в этом случае вычисляется по формуле:

Годограф полезной волны может быть рассчитан по аналогичной формуле:

,

где t0 = 1,82508 с - время полезной волны.

При этом закон Vср(toi) задается с некоторым небольшим шагом ?ti = 0.05 c. Для каждого toi рассчитывается теоретический годограф по вышеприведенной формуле по всей длине сейсмозаписи.

Совмещенные годографы кратной и полезной волн изображены на рисунке 2.2.3.1.

В процессе обработки сейсмозаписей в методе ОГТ вводят кинематические поправки, рассчитанные по формуле:

?tк(х, to) = t(х) - to = - to ,

где t0 - время полезной волны

После ввода кинематических поправок исправленное время кратной волны t|кр в точке пересечения годографа с i - ым годографом однократного отражения равно:

t кр(хi) = tкр(хi) - ?tк(хi, toi) = tкр(хi) - to(хi) + toi = toi

Таким образом, остаточный годограф кратной волны после ввода кинематических поправок будет представлен на плоскости годографа совокупностью точек с координатами (xi, toi), где хi - абсциссы точек пересечения годографа кратной волны с нормальными годографами однократных отражений (рисунок 2.2.3.1).

2.2.4 Расчет функции запаздывания волн-помех

Функцию запаздывания кратной волны (х) определяют по формуле:

(х) = tкр(хi) - tокр

где - исправленное за кинематику время и - время при нулевом удалении пункта приема от пункта возбуждения.

Рисунок 2.2.3.1 - построение остаточного годографа кратной волны

На графике функции запаздывания (х) по оси ординат отложим величину *max и по определим xmax = 3800 (рисунок 2.2.4.1).

Соединив точки (0;0) и (xmax;*max) графика (х) прямой линией определим стрелу прогиба ?* функции запаздывания при х = 0,5 x*max; ?* = 0,02

Определим ? = *max = 0,0223

Для полученного значения степени подавления выбираем семейство характеристик направленности суммирования с минимально возможной кратностью N, которые при любой кривизне обеспечивают кратность амплитуды полезной волны по отношению к волне-помехе в D раз, т.е. семейство, у которой область подавления в D раз удовлетворяет условию ув/ун fв/fн, где ув - верхнее значение обобщенного аргумента, при котором Р(ув) = 1/D, ун - нижнее значение обобщенного аргумента, при котором Р(ун) = 1/D ,в нашем случае 1/D =0,33.

По графику найдем значения Уmax = 5,35, Уmin =1,7 для кривизны =0.25 (рисунок 3).

Определим требования к функции запаздывания: *max = ув/ fв = 0,8917, *max = ун/fн=0,08917, получим *max=0,08917.

Рисунок 2.2.4.1 - Функция запаздывания кратной волны

Рисунок 2.2.4.2 - Характеристика направленности суммирования при N = 12

Определенное по графику (х) значение стрелы прогиба ?* = ?, следовательно, выбранная характеристика направленности с параметрами N = 12 и = 0,25 и максимальным удалением Хмах = 3800, удовлетворяет требованиям задачи.

2.2.5 Расчет параметров оптимальной системы наблюдений на развернутом профиле

Определим длину годографа

Н = Хmax - Хmin=3800 - 0 =3800 м.

Число каналов

К = 4N = 4*12 = 48

Найдем ДХ - шаг между каналами:

ДХ = Н/(К-1) = 80,85; ДХ* = 80

Скорректируем значения Хmin и Xmax:

Х*min = мЧ ДХ* = 80 м

X*max = Х*min + (К-1) ДХ* = 3840 м

Н* = X*max - Х*min = 3760 м

Шаг между пунктами возбуждения, таким образом, получим равным:

B = Н/2N = 3760/2*12=160 м.

N	К	Н*	ДХ*	Х*min	X*max	B
12	48	3760	80	80	3840	160

2.2.6 Изображение системы наблюдений на развернутом профиле

Приложение 4.

2.3 Технология полевых сейсморазведочных работ

2.3.1 Условия возбуждения упругих волн

Для того чтобы в упругой среде возникла волна, необходимо в некоторой точке (области) среды создать механическое возмущение. Исходя из этого любое устройство, осуществляющее механическое воздействие на среду, может использоваться в качестве источника сейсмических волн. Однако воздействие должно быть: 1) достаточно сильное, чтобы обеспечить возможность приема волн, отраженных или преломленных от глубоких границ; 2) кратковременное, чтобы обеспечить разделение волн от разных границ (спектр частот возбуждаемых колебаний должен быть оптимальным для решаемых задач). Кроме этого нужно учесть соображения: 3) экономичности; 4) транспортабельности; 5) охраны окружающей среды и т.д.

Сначала в сейсморазведке для возбуждения колебаний в основном использовались взрывы твердых взрывчатых веществ. Взрывное возбуждение удовлетворяло почти всем требованиям, кроме условия 5, а также отличалось повышенной опасностью. В настоящее время взрывное возбуждение полностью запрещено на акваториях. Созданы невзрывные источники (пневматические, электроискровые и т.д.), которые удовлетворяют требованиям не только условия 5, но и по остальным пунктам превосходят взрывные источники.

При сейсмических исследованиях на суше также начали широко использовать невзрывные источники. Однако здесь их преимущества не столь очевидны, как на акваториях. Соображения экономичности, технологичности и охраны окружающей среды указывают на преимущества невзрывных источников поверхностного типа: ударных, газодинамических, электродинамических, вибрационных. Но при возбуждении колебаний на поверхности создаются интенсивные помехи - поверхностные волны, а проникающие в среду волны сильно поглощаются в слое рыхлых отложений ЗМС. В результате сейсмический коэффициент полезного действия таких источников оказывается небольшим. Для получения хороших результатов применяют группирование источников и приемников, накопление сигналов при многократном возбуждении колебаний и другие приемы повышения соотношения сигнал/помеха. Применение современных цифровых сейсморегистрирующих систем и способов обработки данных на ЭВМ позволяют наиболее полно реализовать преимущества невзрывных источников и получать качественные материалы.

Возбуждение взрывами. В производственных работах взрывы тротилового заряда весом 100-500 г производятся в специальных скважинах глубиной 5-20 м, залитых водой или засыпанных сверху землей. Укупорка заряда сверху усиливает силу воздействия взрыва на грунт. Глубина скважин выбирается больше мощности ЗМС, взрывы стараются проводить в оптимальных условиях - в глинистых водонасыщенных отложениях. Сравнение сейсмограмм, полученных при взрывах на поверхности и в скважинах, показывает, что в последнем случае амплитуда отраженных волн возрастает примерно на порядок, амплитуда поверхностных волн существенно уменьшается, звуковые волны практически исчезают, длительность импульса отраженных волн существенно сокращается (т.е. повышается как глубинность, так и разрешающая способность исследований).[5]

2.3.2 Условия приема упругих волн

На прием упругих колебаний влияют частотные характеристики сейсмоприемников условия их установления на грунте и параметры группирования.

Сейсмоприемники с наименьшими искажениями преобразуют колебания, превосходящие их собственную частоту, и ослабляют относительно низкие частотные гармоники. Это обстоятельство учитывают при выборе подходящих приборов для полевых работ.

Выбор собственной частоты сейсмоприемника V0 для используемых на практике приборов определяется решаемыми задачами и соотношением спектров полезных и мешающих волн. Обычно применяют вертикальные сейсмоприемнйки с э0=8-10 Гц. Когда интенсивность низкочастотных поверхностных волн-помех очень высока, а глубина исследований не слишком велика более эффективным может оказаться использование приемников с собственной частотой 20 и 30 Гц. При изучении глубин, измеряемых сотни метров (рудные, угольные, гидрогеологические задачи) могут применяться приборы с собственной частотой 40 и 60 Гц. Для малоглубинных (до 100-150 м) изысканий предназначены сейсмоприемники с э0=100Гц.

Группирование сейсмоприемников является важным методическим арсеналом, особенно широко применяемым в МОВ, где на один канал работают до 20-30 приборов. В группе сейсмоприемники соединяют последовательно или последовательно-параллельно. В последнем случае снижается чувствительность канала, зато уменьшается уровень электрических наводок на соединительную линию из-за уменьшения ее сопротивления.

На практике используют линейные (продольные или поперечные) и площадные группы приемников, обычно - с приборами одинаковой чувствительности (однородные группы). Группирование приемников создает полезные эффекты-направленности, статистический, осреднения условий установки.

2.3.3 Выбор аппаратурных средств и спецоборудования

Анализ алгоритмов обработки данных метода ОГТ определяет основные требования к аппаратуре. Обработка, предусматривающая выборку каналов (формирование сейсмограмм ОГТ), АРУ, введение статических и кинематических поправок, может выполняться на специализированных аналоговых машинах. При обработке, включающей операции определения оптимальных статических и кинематических поправок, нормирование записи (линейное АРУ), различные модификации фильтрации с вычислением параметров фильтров по исходной записи, построение скоростной модели среды и преобразование временного разреза в глубинный, аппаратура должна обладать широкими возможностями, обеспечивающими систематическую перенастройку алгоритмов. Сложность перечисленных алгоритмов и их непрерывное видоизменение в зависимости от сейсмогеологической характеристики исследуемого объекта обусловили выбор универсальных электронно-вычислительных машин в качестве наиболее эффективного инструмента для обработки данных метода ОГТ.

Обработка данных метода ОГТ на ЭВМ позволяет оперативно реализовать полный комплекс алгоритмов, оптимизирующих процесс выделения полезных волн и их преобразование в разрез. Широкие возможности ЭВМ в значительной степени определили применение цифровой регистрации сейсмических данных непосредственно в процессе проведения полевых работ.

Вместе с тем в настоящее время значительная часть сейсмической информации регистрируется аналоговыми сейсмическими станциями. Сложность сейсмогеологических условий и связанный с ними характер записи, а также тип аппаратуры, используемый для регистрации данных в поле, определяют процесс обработки и тип обрабатывающей аппаратуры. В случае аналоговой регистрации обработка может выполняться на аналоговых и цифровых машинах, при цифровой регистрации - на цифровых машинах.

Система для цифровой обработки включает универсальную ЭВМ и ряд специализированных внешних устройств. Последние предназначены для ввода - вывода сейсмической информации, выполнения отдельных непрерывно повторяющихся вычислительных операций (свертка, интеграл Фурье) со скоростью, существенно превышающей скорость основного вычислителя, специализированных графопостроителей и просмотровых устройств. В ряде случаев весь процесс обработки реализуется двумя системами, использующими в качестве основных вычислителей ЭВМ среднего класса (препроцессор) и ЭВМ высокого класса (основной процессор). Система, базирующаяся на ЭВМ среднего класса, применяется для ввода полевой информации, преобразования форматов, записи и ее размещения в стандартной форме на накопителе магнитной ленты (НМЛ) ЭВМ, воспроизведения всей информации с целью контроля полевой записи и качества ввода и ряда стандартных алгоритмических операций, обязательных для обработки в любых сейсмогеологических условиях. В результате обработки данных на выходе препроцессора в двоичном коде в формате основного процессора могут быть записаны исходные сейсмические колебания в последовательности каналов сейсмограммы ОПВ и сейсмограммы ОГТ, сейсмические колебания, исправленные за величину априорных статических и кинематических поправок. Воспроизведение трансформированной записи помимо анализа результатов ввода позволяют выбрать алгоритмы последующей обработки, реализуемой на основном процессоре, а также определить некоторые параметры обработки (полосу пропускания фильтров, режим АРУ и т. д.). Основной процессор, при наличии препроцессора, предназначен для выполнения главных алгоритмических операций (определение скорректированных статических и кинематических поправок, вычисление эффективных и пластовых скоростей, фильтрация в различных модификациях, преобразование временного разреза в глубинный). Поэтому в качестве основного процессора используются ЭВМ с большим быстродействием (106 операций в 1 с), оперативной (32--64 тыс. слов) и промежуточной (диски емкостью 107 - 108 слов) памятью. Использование препроцессора позволяет повысить рентабельность обработки за счет выполнения ряда стандартных операций на ЭВМ, стоимость эксплуатации которой существенно ниже.

При обработке на ЭВМ аналоговой сейсмической информации обрабатывающая система оснащается специализированной аппаратурой ввода, главным элементом которой является блок преобразования непрерывной записи в двоичный код. Дальнейшая обработка полученной таким образом цифровой записи полностью эквивалентна обработке данных цифровой регистрации в поле. Использование для регистрации цифровых станций, формат записи которых совпадает с форматом НМЛ ЭВМ, исключает необходимость в специализированном вводном устройстве. Фактически процесс ввода данных сводится к установке полевой магнитофонной ленты на НМЛ ЭВМ. В противном случае ЭВМ оснащается буферным магнитофоном с форматом, эквивалентным формату цифровой сейсмостанции.

2.3.4 Организация полевых сейсморазведочных работ

Организация полевых работ осуществляется коллективом партии под руководством начальника сейсмической партии, действующего на основе единоначалия.

Этапы деятельности партии подразделяются на следующие периоды:

-проектно-сметный;

-организационный:

-на базе формирования партии;

-на месте проведения полевых работ;

-полевой; -ликвидационный:

на месте проведения работ;

-на базе ликвидации партии;

-камеральный.

Содержание и сроки каждого периода устанавливаются проектом работ.

В проектно-сметный период на основании полученного геологического задания составляется и утверждается вся проектно-сметная документация.

После утверждения проекта издается приказ о формировании партий и назначается начальник сейсмической партии.

В организационный период производится:

- комплектование партии кадрами инженерно-технических работников и рабочих;

- ознакомление всех работников партии с составом и сутью геологического задания и порядком его реализации в соответствии с проектом;

- получение необходимой аппаратуры и оборудования и их транспортировка к месту работы;

- согласование всей разрешительной документации на право проведения всех видов работ партией;

- организация базы партии;

- организация снабжения партии всеми расходными материалами (ГСМ, ВВ, продукты питания и т.п.);

- рекогносцировка местности и изучение путей проезда по территории данной площади.

Началом полевых работ принято считать день получения первой сейсмической записи, которую можно использовать для решения поставленных проектом задач. Окончанием полевых работ принято считать день получения последней записи, необходимой для решения поставленных задач.

Продолжительность ликвидационного периода устанавливается проектом. Фактически его началом считается день, следующий за днем окончания полевых работ.

Начало камерального периода устанавливается приказом начальника партии. В камеральный период производятся предварительная и окончательная обработка, и интерпретация полученных материалов, составление отчета о проведенных работах, его защита на научно-технических советах организации Исполнителя и Заказчика работ и сдача отчета Заказчику и в Росгеолфонд. День отправки отчета в Росгеолфонд считается датой окончания камерального периода и последним днем работы партии по этому проекту.

В процессе всего периода деятельности партии ежемесячно составляют акты о выполненных объемах работы с представлением необходимых документов и актов, подтверждающих их выполнение.[6]

3. Обработка и интерпретация данных сейсморазведки

Качество первичного (полевого) материала оценивается при анализе волновой картины.

Волновая картина - это то, в каком виде на сводных сейсмограммах отображается волновое поле данного источника, т.е. характер регистрации волн на сейсмограммах, их динамические и кинематические параметры, области прослеживаемости на профиле, регулярные и нерегулярные помехи (рисунок).

Рисунок 3.1- сейсмограмма ОПВ

По полученной сейсмограмме проводят корреляцию. Корреляцией (фазовой корреляцией, пикированием) волн называют процесс прослеживания от трассы к трассе какой-либо фазы (экстремума) волны. Линию, соединяющую одинаковые фазы одной и той же волны на разных трассах, называют осью синфазности. Она представляет собой годограф фазы волны в масштабе сейсмограммы [5].

Извлечение полезной геологической информации из полевых сейсмических записей происходит в процессе их обработки и интерпретации. При этом получение итоговой геолого-геофизической информации о разрезе базируется на решении так называемой обратной задачи сейсморазведки - задачи определения сейсмогеологического строения изучаемой территории по наблюденному полю упругих волн. Идеальным результатом такого решения было бы установление характера распределения сейсмических параметров (скоростных и поглощающих свойств) во всем объеме изучаемой геологической среды. Однако получение такого результата на современном уровне развития теории метода по ряду причин пока невозможно. Тем не менее, с учетом ряда ограничений, существующая теория сейсморазведки позволяет получать количественные данные о строении изучаемых геологических объектов. При этом различают, в широком смысле этого слова, два различных подхода к обработке и интерпретации данных сейсморазведки.

Первый подход - кинематический - позволяет по наблюденным временам прихода импульсов полезных (целевых) волн восстановить положение отдельных сейсмических границ и изучить в первом приближении распределение скоростей в среде. В настоящее время кинематическая интерпретация является на практике преобладающей и служит основой для решения большинства традиционных задач структурной сейсморазведки.

Второй подход - динамический - основан на одновременном количественном использовании, как времени прихода сейсмических колебаний, так и их интенсивности и формы записи. В этом направлении достигнуты пока относительно скромные результаты. Однако этот подход быстро и эффективно совершенствуется. Можно ожидать, что в недалеком будущем на его основе станет возможным надежное получение важных и достоверных сведений не только о форме сейсмических границ, но и о характере распределения во всем разрезе акустической жесткости и коэффициентов поглощения упругих волн.

Формальной задачей кинематической обработки сейсмических записей является такое их преобразование, которое позволило бы максимально просто и с высокой достоверностью выделять целевые сейсмические волны и эффективно подавлять все ненужные, мешающие волны-помехи. В такой постановке задача обработки включает в себя ряд процедур, относительная роль которых при решении различных геолого-геофизических задач может быть различной. Среди этих процедур необходимо, прежде всего, назвать: препроцессинг, собственно типовую кинематическую обработку и детальную кинематическую обработку.

Целью большинства видов обработки является усиление амплитуды полезного сигнала относительно уровня помех - улучшение соотношения "сигнал - помеха". При различиях спектрального состава полезных волн и волн-помех с целью улучшения соотношения "сигнал-помеха" широко применяют одноканальную частотную фильтрацию.

Результативность обработки сильно зависит от того, насколько хорошо экспериментальные данные соответствуют принятой теоретической модели среды. Среди факторов, нарушающих это соответствие, прежде всего, следует отметить искажения времен прихода волн за счет неоднородностей верхней части разреза. Такие искажения устраняются путем введения статических поправок. При обработке данных многократных перекрытий в МОВ в большинстве случаев необходимо введение кинематических поправок. С их помощью устраняют различия во временах прихода полезных отраженных волн, вызванные неодинаковым удалением пунктов наблюдения от источников. После поправок и суммирования получаем кинематический временной разрез по профилю. Именно на нем проводят корреляцию (выделение и прослеживание) полезных волн. Во многих случаях временной разрез вполне пригоден для качественной геологической интерпретации сейсмических данных. На заключительных этапах обработки данных МОГТ производят определение сейсмических скоростей и построение границ.

Сейсмические данные, получаемые после обработки первичных сейсмограмм, представляют собой набор цифровых значений некоторых сейсмических параметров (атрибутов), получаемых в узлах, как правило, регулярной двумерной сетки в вертикальной плоскости - при профильных работах 2D, или в узлах пространственной трехмерной сетки - при работах 3D. Для выполнения всей последующей интерпретации результатов обработки требуется представлять эту огромную по объему цифровую информацию в компактном виде, в той форме, в которой эта информация могла бы быть осознана, понята, проанализирована и сопоставлена с другими геолого-геофизическими данными. Единственным способом такого представления является графическое изображение сейсмических материалов на экране компьютера или бумаге.

При сейсморазведочных работах по технологии 2 D основной результат обработки - это сейсмический разрез (временной или глубинный).

При обработке материалов сейсморазведочных работах полученных по технологии 3 - D, результаты могут быть визуализированы в виде кубов в пространственном представлении, при этом могут быть проведены различные анимации этих кубов [4].

4. Преобразование Гильберта сейсмических записей и его использование в процедурах интерпретации

Одна из технологий качественной интерпретации сейсмических амплитуд - определение мгновенных динамических характеристик (МДХ). Эти характеристики (называемые сегодня атрибутами) определяются с использованием преобразований Гильберта, относящихся к классу интегральных преобразований типа Фурье, широко применяющихся в сейсморазведке. Вычисление МДХ основано на комплексном представлении сейсмической трассы, которое исходит из следующих соображений.

Сейсмическую трассу можно представить в виде

где - А(t) и ц(t) - амплитуда и фаза записи. A(t) гладкая, положительная медленно изменяющаяся функция, которая является огибающей знакопеременной функции s(t), а сомножитель cos ц(t) характеризует заполнение огибающей и представляет сравнительно быстро изменяющийся во времени знакопеременный процесс синусоидального типа.

Тогда сопряженная, по Гильберту, трасса определяется так

У этой трассы амплитудный спектр, такой же, как и у исходной трассы, а фазовый спектр - отличается на 90°. Знание двух трасс - обычной и сопряженной - позволяет определить входящие в сомножители этих выражений динамические характеристики сейсмической записи - амплитуду и фазу. Далее, анализируя фазу, можно сравнительно просто определить частоту. Именно в этом и заключается основной смысл использования преобразования Гильберта. Без применения этого преобразования, имея только сейсмическую трассу, разделить эти два важных параметра A(t) и ц(t) нельзя.

Для решения задачи выделения двух основных динамических параметров записи удобнее всего объединить обе трассы, действительную и сопряженную (по Гильберту), в форме одной комплексной функции, соединив их и разделив с помощью символа мнимой единицы j. Назовем такую комбинацию комплексной сейсмической трассой z(t):

Эта трасса имеет модуль A(t), который является огибающей комплексной трассы.

Величину A(t) принято называть мгновенной амплитудой (или силой отражения - reflection strength) сейсмической записи.

Функция

определяет так называемую мгновенную фазу сейсмической записи.

Дифференцируя мгновенную фазу ц(t) по времени, можно получить еще один параметр - мгновенную частоту

Образное представление о взаимосвязи комплексной, реальной и сопряженной сейсмических трасс дают графики представленные на рисунке 4.1.

Таким образом, мгновенные параметры сейсмической записи легко можно определить, если имеется преобразованная по Гильберту сейсмическая трасса.

Рисунок 4.1 - Пространственная взаимосвязь между комплексной, реальной и сопряженной (мнимой) сейсмическими трассами

Вычисление интегральных преобразования на практике сводится к вычислению их дискретного аналога. Практически вычисление преобразования Гильберта сводится к свертке исходной трассы с фильтром ограниченной длины.

Таким образом если мы будем иметь действительную и мнимую части сейсмической трассы то в любой момент времени можно определить амплитуду а, фазовый угол ц и частоту щ, т. е. можем отдельно строить временные разрезы этих параметров (атрибутов) сейсмической записи. На рисунке 4.2 приведен фрагмент временного разреза, на котором отчетливо видно изображение газового резервуара по рассмотренным ранее методам качественной интерпретации, результаты изображающие мгновенные динамические атрибуты этого фрагмента приведены на рисунке 4.3. Эти материалы, анализируемые совместно с исходным разрезом, увеличивают для интерпретатора информативность изучаемой волновой картины.

Кроме упомянутых мгновенных характеристик волнового поля, возможно вычисление и других аналогичных характеристик (атрибутов) сейсмической записи - мгновенной скорости, когерентности и др.

Найденные таким образом, численные значения этих характеристик могут выступать как в качестве базовых атрибутов при выполнении задач прогнозирования свойств, так и в качестве самостоятельных вариантов временных изображения геологической среды. В первом случае поля найденных атрибутов выступают в качестве информационной основы для инверсии данных сейсмической разведки на базе комплекса с материалами ГИС. Во втором случае построенные новые изображения геологической среды выступают в качестве самостоятельных объектов интерпретационного анализа при изучении геологической среды.[4]

Рисунок 4.2 - Фрагмент временного разреза ОСТ



Рисунок 4.3 - Примеры временных разрезов мгновенных атрибутов сейсмической записи.

а - мгновенных амплитуд; б - мгновенных фаз; в - мгновенных частот; г - средних значений мгновенных частот

В результате комплексирования сейсмической трассы сейсмограмма превращается в ансамбль трасс - результатов соответствующего преобразования.

Смысл этого преобразования состоит в следующем.

Динамические параметры выявляют особенности разреза, которые не очевидны при иных методах анализа, особенно латеральные изменения вдоль напластования. Так, например, изменения параметров бывают связаны со стратиграфическими изменениями или углеводородными скоплениями. [9]

Мгновенная амплитуда соответствует огибающей исходного сигнала. Такое представление бывает полезным при необходимости выделить или подчеркнуть на сейсмограмме области с характерным типом записи, отличающимся от соседних областей сейсмограммы более высокой или более низкой энергией сигнала, например, водонасыщенные участки, не имеющие четких отражающих границ, участки неровных и плохо отражающих границ, где трудно проследить ось синфазности из-за того, что отражения на соседних трассах имеют разную форму и т.д.

Мгновенная частота указывает на участки записи с различным частотным составом записи, что не всегда можно увидеть на исходной сейсмограмме по видимым периодам колебаний. Это могут быть участки записи, соответствующие отражениям от областей разреза с другой структурой пород.[10] Распределение мгновенных частот характеризует интерференционные явления, порождаемые близким расположением двух отражающих границ, и, таким образом, помогает провести корреляцию от профиля к профилю или через разломы.[9]

Мгновенная фаза может помочь выделить на сейсмограмме область отражений, не отличающихся заметно ни амплитудой, ни частотным составом, но имеющих существенные фазовые сдвиги в сравнении с окружающей этот участок записью.[10] Латеральное прерывание фазы облегчает выявление прекращения прослеживаемости отражений, например, от разломов, при выклинивании пластов и т.д. Как правило, причины, вызывающие такие фазовые искажения записи имеют те же причины, что и искажения частотного состава.[9]

Заключение

В ходе выполнения данной работы был изучен один из основных методов сейсморазведки, метод общей глубинной точки. Был произведен расчет оптимальных параметров системы наблюдений необходимые для подавления волн-помех.

В специальной части была рассмотрена технология качественной интерпретации сейсмических амплитуд - определение мгновенных динамических характеристик (МДХ).

Список литературы

1. Устинова В. Н., Зиборов С. С. и др. Геологоразведочные работы на Двуреченском месторождении, решение задач картирования песчаных фаций и выделения зон высокоемких коллекторов.

2. Методические указания по расчетам систем наблюдений.

3. Инструкция по сейсморазведке, 2003.

4. Резяпов Г.И. Сейсморазведка: учебное пособие /Г.И. Резяпов; Томский политехнический университет. ? Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 309 с..

5. Гайнанов В.Г. Сейсморазведка.Учебное пособие. - М.: МГУ, 2006.149 с., 80 ил.

6. Бондарев В.И. Анализ данных сейсморазведки. Екатеринбург: издательство УГГГА, 2002

7. Бондарев В.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. - 690 с.

8. Рапопорт М.Б. Вычислительная техника в полевой геофизике: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. -350 с.

9. Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка: В 2-х т. Т. 2. Пер. с англ. - М.: Мир, 187, 400 с.

10. Владов М. Л., Старовойтов А. В. Георадиолокационные исследования верхней части разреза. Учебное пособие. - М.: Издательство МГУ, 1999. - 90 с.

Размещено на Allbest.ru