Сейсморазведочные работы МОГТ-3D на Восточно-Мичаюской площади

· количество пунктов возбуждения на одной линии m_y

· расстояние между линиями возбуждения ?х

· расстояние между линиями приема ?y

Предложенная центральная система наблюдений обеспечивает детальное сейсмическое исследования.

Рассчитанная центральная система наблюдения МОГТ по параметрам полностью совпала с системой наблюдения, используемой ранее. Параметры производственной и расчетной системы, с учетом сейсмогеологических условий: кратность по 2D = 12, n_x = 6, n_y = 2; по 3D: n_x = 6, n_y = 2, кратность = 12.

3.3 Аппаратура и оборудование

Параметры регистрации: шаг квантования - 2 мс, длительности регистрации - 5с. При работах будет использована сейсмостанция "SERCEL 428 XL", техническая характеристика которой приведена в таблице 3.1. Допускается применение любой другой телеметрической сейсмостанции, имеющей 24 - разрядный преобразователь аналог - код и запись на магнитный или CD - носитель в формате SEG-D или SEG-Y.

Таблица 3.1 - Техническая характеристика телеметрической Sercel 428 XL

№ п/п	Показатели	с/ст Sercel 428 XL
1	Техническая характеристика
1.1	Разрядность ПАКа	24
1.2	Общий динамический диапазон, дб	140
1.3	Мгновенный динамический диапазон, дб	130
1.4	Максимальное кол-во каналов (при 5-ти комплектах плат LCI/LMP)	10000
1.5	Максимальное кол-во каналов на одной линии - любое, в пределах имеющегося полевого оборудования	Не более 10000
1.6	Количество вспомогательных каналов	1-4
1.7	Количество каналов модуль	1
1.8	Количество каналов в секции	4
1.9	Длина секции, м	200
1.10	Количество каналов на блок питания	48
1.11	Шаг дискретизации, мс	0,25; 0,5; 1; 2; 4
1.12	Полоса пропускания, Гц	3-800
1.13	Формат записи	SEG-D 8058

Комплект полевого оборудования: группы геофонов - 1200 (12Ч100) активных каналов, сейсмокосы, полевые модули, аккумуляторы и т.п. С учетом параметров установки для обеспечения работы потребуется комплект каналов и 10% запасных.

Параметры группирования сейсмоприёмников:

- Тип сейсмоприёмника:	GS-20DX;
- Число сейсмоприёмников в группе:	12 шт;
- Расстояние между сейсмоприёмниками в группе:	1,6 м;
- База группирования сейсмоприёмников:	18 м;
- Интервал между центрами групп каналов:	50 м;
- Проекция линии возбуждения:	между 50 и 51 каналами

Сейсмоотряд, помимо сейсмического оборудования, обеспечивается вездеходами ГАЗ-71 и (или) ГТТ. Размотка сейсмических кос вдоль линий приёма, установка регистрирующих блоков и групп сейсмоприёмников производится вручную с вездеходного транспорта, а также вручную в тех местах, где невозможно передвижение техники.

Возбуждение упругих колебаний производится с помощью зарядов тротила, помещенных в скважину. Подрыв зарядов производится из взрывпункта, расположенного на вездеходе. Инициация взрывов и связь с регистрирующим комплексом производится по радиоканалу.

3.4 Методика обработки и интерпретации полевых материалов

Процесс обработки состоит из четырех основных этапов: предварительная (предпроцессинг), кинематическая, динамическая и интерпретационная. Это позволяет четко акцентировать главные задачи каждого этапа и ввести элементы стандартизации при использовании процедур.

Основная задача предварительного этапа - обеспечение возможности эффективного ведения дальнейшей обработки путем преобразования полевых сейсмических записей в формат обрабатывающей системы. Входными данными для этого этапа служат плевые сейсмограммы. Результатом этого этапа обработки на выходе являются рабочие магнитные ленты (файлы) с записью сейсмограмм ОГТ, которые должны поступить на вход следующего этапа обработки.

Обязательным для первого этапа являются процедуры, обеспечивающие выполнение демультиплексирования сейсмических записей, различного рода сортировки трасс и преобразование форматов записей амплитуд.

Кинематическая обработка предназначена для решения задач структурной геологии в разнообразных сейсмогеологических условиях. С этой целью на основе использования программ выделения сигналов на фоне помех и изучения кинематики отраженных волн, определяются геометрия и конфигурация сейсмических границ. При этом большинство процедур, относящихся к типовой кинематической обработке, практически применяются повсеместно и независимо от сейсмогеологических условий, методики полевых наблюдений и решаемых геологических задач.

Детальная кинематическая обработка проводится с целью улучшения прослеживании осей симфазности и определения кинематических параметров волн, используемых в дальнейшем при интерпретации. Выбор программ обработки на этом этапе обусловлен необходимостью тщательного учета остаточных сдвигов трасс.

Динамическая обработка позволяет получить сведения о физических свойствах разреза сейсмическим методом, главным образом, обработка основана на использовании динамических свойств отраженных волн (амплитуды, частоты, энергии, когерентности и т.п.).

Интерпретационная обработка - заключительный этап, позволяющий построить сейсмогеологическую модель разреза.

Основными обрабатывающими системами, наиболее широко применяемыми в России сегодня, являются системы типа ProMAX, Geovecteur и Focus.

Система ProMAX разработана компанией Advance Geophysical Landmark Graphics. Первая версия ProMAX, сразу ориентированная на рабочие станции типа RISC - архитектуры, появилась в самом начале 90-х годов. Версия системы с возможностью обработки данных наземной сейсморазведки 3D появилась в 1995 г. Может применятся только на достаточно мощных рабочих станциях IBM RICS-6000. Система ProMAX в настоящее время обладает большим набором процедур для полной кинематической и динамической обработки данных 2 D и 3D сейсморазведки.

Особенностями системы ProMAX являются:

1. Возможность использования для работы на многопроцессорных ЭВМ типа SP2 (IBM) и Origin (Silicon Graphics);

2. Наличие интерактивного и(или) пакетного режима работы;

3. Быстрый и надежный ввод данных с поддержкой всех стандартных форматов;

4. Удобное описание и простой ввод геометрии системы наблюдений;

5. Гибкая и многофункциональная система работы с заголовками трасс;

6. Возможность включения новых прикладных процедур и наличие эффективных средств поддержки и разработки новых модулей;

7. Интерактивный 2D/3D анализ скоростей;

8. 3D-глубинная миграция с учетом рефракции;

9. Выделение и прослеживание первых вступлений для целей коррекции статических поправок на основе использования принципов технологии нейронных сетей;

10. Пакет программ для реализации задач сейсмической инверсии;

11. Наличие процедур для выполнения элементов интерпретации (прослеживание горизонтов и сбросов, построение и редактирование 2D/3D скоростной модели среды, построение карт).

В данном дипломном проекте рассматривается выполнение обработки сейсмических данных в системе РгоМах

Обобщенную схему стандартной кинематической обработки можно представить в виде графа, включающего в себя основные этапы и последовательность процедур:

1. Демультиплексация полевых записей. На этой стадии проводится отбор и анализ исходных сейсмограмм, перевод из формата полевой регистрирующей сейсмостанции в формат SEGY и загрузка в обрабатывающую систему Promax;

2. Присвоение геометрии и редакция сейсмограмм. На этом этапе формируются геометрические параметры заголовков сейсмических трасс, проверка правильности присвоения геометрии сейсмического профиля. Проводится редакция и отбраковка трасс в сейсмограмме или целых сейсмограмм, имеющих регулярные, промышленные или технологические помехи, а также сильно осложненные низкочастотными волнами-помехами. Выбирается верхний и хирургический мьютинг, определяются окна для процедур обратной фильтрации и восстановления амплитуд.

3. Корректирующая фильтрация состоит из целого комплекса процедур, которые можно разделить на следующие стадии:

· расчет априорных статических поправок и ввод их в заголовки трасс;

· применение процедур редакции к потоку сейсмограмм;

· восстановление амплитуд;

· широкополосный фильтр;

· удаление низкочастотных регулярных и нерегулярных помех;

· балансировка усиления;

· веерная фильтрация;

· предсказывающая деконволюция;

· деконволюция, учитывающая поверхностные условия, распределение пунктов взрыва и приёма, поглощение спектра регистрируемого сигнала с удалением от пункта;

· переменная по времени полосовая фильтрация.

4. Коррекция кинематических и статических поправок проводится в несколько этапов. На первом этапе для коррекции кинематики применяются априорные статические поправки и низкочастотный полосовой фильтр. На втором этапе коррекция кинематических поправок проводится в более широкой полосе частот. С данной кинематикой выполнена коррекция статики по двум-трем горизонтам. Результат используется для окончательной коррекции остаточных сдвигов.

5. Коррекция остаточных сдвигов. Применение данной процедуры позволит убрать небольшие сдвиги, которые не выбрались процедурами коррекции статических и кинематических поправок.

6. Обратная и полосовая фильтрация позволяет устранить "шум" вызванный применением деконволюции и повысить регулярность сейсмической записи необходимой для последующей миграции.

7. Миграция суммарного куба. Для миграции применяются скорости, полученные в результате редакции последней коррекции кинематики. Данная скоростная модель осредняется, а полученные скорости суммирования пересчитываются в интервальные.

8. На заключительном этапе выполняются фильтрация по мигрированному кубу, которая включает в себя, спектральное выравнивание. Применяется для расширения и выравнивания частотного диапазона окончательной суммы и устранения эффекта регуляризации, вызванного применением миграции и веерного фильтра.

Динамическая обработка

В настоящее время изучение физических свойств разреза сейсмическим методом, главным образом, основано на использовании динамических свойств отраженных волн (амплитуды, частоты, энергии, когерентности и т.д.).

Динамические параметры отраженных волн, в основном, определяются морфологическими особенностями залежи (форма и характер границы либо водонефтяного, либо газонефтяного контактов). В наибольшей степени эти способы нашли свое воплощение в известной методике поисков углеводородов - методике "яркого пятна" ("bright spot"). Эта методика применяется для выявления неглубоко расположенных залежей углеводородов, преимущественно, в молодых терригенных отложениях. При интерпретации волновой картины получают и исследуют дифференциальные характеристики разреза: изменение амплитуды волны на границе (AVO-анализ), изменение полярности отражений в зоне смены контакта глина - вода на контакт глина - газ, частотные и амплитудные характеристики по различным частям отраженного импульса и т.п.

Интерпретация

Условно принято считать, что этап интерпретации начинается с непосредственного обращения к сейсмогеологической корреляции временного или мигрированного разреза. С учетом необходимости достижения максимального конечного эффекта от сейсморазведочных работ весь интерпретационный этап обработки целесообразно выполнять в следующей последовательности:

· общая кинематическая интерпретация;

· выделение целевых интервалов;

· структурная интерпретация целевых горизонтов;

· интервальный сейсмостратиграфический анализ;

· интерпретация сейсмогеологических комплексов в рамках тонкослоистой модели среды. AVO-анализ.

Анализ куба сейсмических данных и идентификация границ целевых интервалов по всем профилям составляют основу для интерпретации при картировании целевых горизонтов, количественном сейсмостратиграфическом анализе целевых интервалов и глубокой детализации строения последних с целью обнаружения и прослеживания тонкослоистых объектов.

Структурная интерпретация целевых горизонтов имеет своей целью окончательное уточнение корреляции всех горизонтов и обеспечение необходимой точности глубинных построений. Данный подэтап завершается процессом картирования целевых горизонтов и построением различного рода карт и схем (карты изохрон, структурные карты и схемы и т.п.).

Интервальный сейсмогеологический анализ предназначен для количественно - информационного обеспечения сейсмостратиграфических построений. При этом изучаются особенности волнового поля внутри каждого комплекса (протяженность осей симфазности, их наклоны, кривизны, плотности в пространстве и времени и т.п.). Эти данные совместно с другими (времена регистрации, пластовые скорости, амплитудно - частотная характеристика и др.) способны составить количественную основу сейсмостратиграфической классификации комплексов, истории осадконакопления и, в конечном счете, позволить осуществить локализацию нефтегазоперспективных комплексов в сейсмогеологическом пространстве.

Целью заключительного подэтапа интерпретации сейсмогеологических комплексов в рамках тонкослоистой модели среды является обнаружение тонких, порядка длины волны, слоев с аномальными свойствами, обусловленными вероятным наличием залежей углеводородов. Решение такой задачи невозможно без привлечения дополнительной информации по скважинам (АК, ГИС, ВСП).

Интерпретационная обработка сейсмического материала, как правило, выполняется в интерпретационных комплексах типа "Kingdom", GeoFrame, Landmark. В проект загружается КСД и, в обязательном порядке, данные по всем скважинам (инклинометрия, кривые ГИС, геологические разбивки), пересчитанные во временной масштаб.

Результатом интерпретации являются: структурные карты, карты изохрон, карты динамических параметров по отражающим поверхностям, сейсмогеологические разрезы.

4. Специальное задание

4.1 AVO-анализ

Подход, основанный на количественном изучении амплитуд отражений не по разрезам, а по сейсмограммам получил название AVO (Amplitude Variation with Offset) - изучение изменений амплитуд с удалением, т.е. с расстоянием между источником и приемником. Этот подход применяют, в основном, для поисков и разведки газовых резервуаров в молодых терригенных породах, а также для обнаружения новых залежей на уже разрабатываемых месторождениях.

4.1.1 Теоретические аспекты AVO-анализа

Задачу изучения амплитуд отражений в зависимости от удаления можно свести к изучению этих амплитуд в зависимости от угла падения волны на границу. Как известно, при косом падении плоской Р-волны на поверхность раздела двух сред с параметрами скоростей продольных, поперечных волн (V_S1, V_S2) и плотностей (с₁, с₂) возникают отраженная и проходящая Р-волны, а также отраженная и проходящая S-волны. Последние две волны называют обменными. Углы падения, отражения и прохождения на границе для всех волн взаимосвязаны согласно закону Снеллиуса:

(4.1)

Точное решение задачи определения коэффициентов отражения и прохождения дано Цёппритцем в 1919 г. Из уравнений Цёппритца следует, что при нормальном падении Р-волны на границу обменных волн не возникает, а коэффициент отражения определяется выражением:

, (4.2)

где, I_P2= V₂с₂ и I_P1= V₁с₁ - акустические жесткости (импедансы) сред 2 и 1,

ДI_P= I_P2 - I_P1,

I_P=(I_P2 + I_P1)/2.

Рисунок 4.1 - При косом падении плоской Р-волны на границу двух упругих сред возникают четыре волны

Поведение коэффициентов отражения Р-волн даже в области небольших углов (до 30°) существенно зависит от соотношения скоростей V_P/V_S (или коэффициентов Пуассона) покрывающей и подстилающей толщ. Если значения V_P/V_S для обеих сред близки, то коэффициенты отражения в этом диапазоне углов также близки к коэффициентам отражения для нормального падения. Если V_P/V_S для контактирующих сред различны, то поведение коэффициента отражения может сильно отклоняться от случая для нормального падения.

Уравнения Цёппритца слишком сложны и не линейны относительно входящих в них параметров - скоростей и плотностей. Аки и Ричардс в 1980 г. предложили полезное приближение для коэффициента отражения плоской волны на границе между двумя полупространствами, где скачки упругих параметров малы. Рассмотрим формулу, касающуюся коэффициента отражения R_PP(i) для продольной волны:

, (4.3)

ДV_P=V_P2-V_P1, ДV_S=V_S2-V_S1, Дс=с₂-с₁, V_P=(V_P2+V_P1)/2, V_S=(V_S2+V_S1)/2, с=(с₂+с₁)/2, i=(i₂+i₁)/2.

Эта формула выведена в предположении малости величин ДV_P, ДV_S, Дс.

Шуэ в 1985 г. произвел перестановку членов в уравнении Аки-Ричардса и получил классическую трехчленную AVO-аппроксимацию коэффициента отражения:

(4.4)

Преимущество этой формулы в том, что, в отличие от (4.3), каждый член уравнения отражает роль определенного диапазона углов падения. Первый член (R₀) приблизительно равен коэффициенту отражения продольной волны (4.2) для нормального падения, т.е. коэффициент отражения Р-волны при нормальном падении:

(4.5)

Второй коэффициент при sin²i (G) характеризует R_PP(i) при промежуточных углах падения (0°<i<30°), т.е. градиент, характеризующий коэффициент отражения при наклонном падении, в диапазоне углов 0 - 30^о. Только в G содержатся данные о скоростях, как поперечных волн, так и продольных и этот множитель с использованием известного соотношения между V_S/V_P и коэффициентом Пуассона у:

(4.6)

может быть выражен через коэффициент Пуассона:

, (4.7)

,

Третий коэффициент при sin⁴i/(1-sin²i) (С) превалирует при углах близких к критическим, т.е. кривизна - коэффициент, который приобретает существенное значение при углах падения, превышающих 30^o.

На основе этого анализа уравнение (4.4) может быть записано в виде:

R_PP(i) = R₀ + G sin²i (4.8)

Уравнение (4.8) - это уравнение двучленной аппроксимации Шуэ и на нем основано большее число практических применений AVO.

Кроме основного уравнения (4.8) при AVO анализе используют другие выражения, полученные из формул (4.3) и (4.4). Виггинс в 1983 г., предполагая, что углы падения малы и можно допустить, что secІi?1+sinІi, учитывая выражение (4.5), обозначая , и допуская, что V_S/V_P=0,5 (или у?0,33), он окончательно получил:

, (4.9)

где, R_P и R_S - коэффициенты отражения Р- и S-волн при нормальном падении их на границу.

Из сравнения выражений (3.8) и (3.9) видно, что В ? R_P -2R_S , откуда

(4.10)

Верм и Хилтерман получили другое выражение для R_PP(i) путем замены коэффициента Пуассона у в первых двух членах формулы (4.7) соотношением V_S/V_P=0,5 и последующей подстановкой значения В в выражение (4.8):

, (4.11)

где, величина PR=Ду/(1-у)²?Ду/0,449?2,25Ду (для у=0,33) названа Пуассоновской отражающей способностью, причем

, (4.12)

4.1.2 AVO-классификация газовых песков

AVO анализ предназначается, прежде всего, для определения амплитудных аномалий, связанных с газовыми залежами в терригенных разрезах.

Весь диапазон AVO характеристик для песчанистых коллекторов получен путем расчета коэффициентов отражения Р волн по Цёппритцу для простейшей модели, состоящей из покрытого глинистым сланцем газонасыщенного песка.

В 1989 г. Резерфорд и Уильямс представили качественную классификацию газовых песков по виду их AVO-характеристик: класс 1 - высокоимпедансные пески, класс 2 - пески с импедансами близкими к глинистым сланцам и класс 3 - низкоимпедансные пески. Резких границ между этими классами AVO характеристик не существует. Позже Ross и Kinman (1995) предложили подразделить пески 2 класса на два подкласса: класс 2 - маленький отрицательный коэффициент отражения, класс 2р - маленький положительный коэффициент отражения, переходящий в отрицательный с ростом угла. Классификация представлена на рисунке 3.1.

Кастанья (1995) предположил, 4-ый класс газовых песков, который проявляется, если пористый песок перекрывается высокоскоростной толщей, представленной очень плотными породами. Эти пески дают больший отрицательный коэффициент отражения для нормального падения, чем класс 3, однако с увеличением угла падения их градиент положителен, т.е. противоположен градиентам песков классов 1, 2 и 3.

Рисунок 4.1 - Характеристики AVO для покрытых сланцами газовых песков классов 1 - 3 (сплошные линии) по данным Резерфорда и Уильямса и газового песка класса 4 (пунктирная линия) по данным Кастаньи

4.1.3 AVO кроссплоттинг

Кроссплоттинг - графическое представление взаимосвязи между двумя величинами - широко используется в AVO-анализе. Этот вид визуализации результатов позволяет во многих случаях наглядно обнаружить AVO-аномалии. Первоначально использовались кроссплоты интерсепт/градиент. Позже на кроссплоты стали выносить и другие AVO-атрибуты.

Анализ соотношений интерсепт/градиент (R₀/G) выполняется на основе двучленной аппроксимации Шуэ.

В реальности мы имеем дело с удалениями источник-приемник, а не с углами. Поэтому мы осуществляем переход от удалений к углам падения и получаем линейную зависимость для значений амплитуд.

Чтобы рассматривать изменение амплитуд как функцию угла падения, сейсмограмму ОГТ следует, зная скорости, преобразовать в сейсмограмму AVA (Amplitude Variation with Angle) - изменения амплитуд в зависимости от угла падения. Для пересчета удалений в углы падения можно воспользоваться выражением А.Н. Лёвина (4.13) или формулой для горизонтально слоистой среды (4.14):

(4.13)

(4.14)

где: X - удаление,

t₀ - двойное время пробега,

V_эф - эффективная скорость,

V_инт - интервальная скорость.

Используя уравнение Аки-Ричардса, уравнение Гарднера и уравнение Кастаньи, можно получить простые соотношения между R₀ и G для водонасыщенных (фоновых) пород.

Уравнение Гарднера:

Пусть отношение скоростей - константа: , тогда уравнение Кастатьи примет вид: (рисунок 4.2).

Объединяя все выражения, получим:

Рисунок 4.2 - Фоновые зависимости G/R0 при Vp/Vs - const

При изменении величины с прямые линии фонового тренда на кроссплоте Градиент/Интерсепт изменяют наклон (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 - Кроссплоты G/R0 для различных Vp и Vp/Vs

Основная сложность интерпретации построенных только по сейсмическим данным зависимостей обусловлена наличием шума на сейсмограммах, который приводит к уменьшению точности определения R₀ и G. Поэтому возникают затруднения, как в определении фоновой линии, так и эффектов, связанных с УВ.

Если нанести на такой график значения R₀ и G с нескольких реальных сейсмограмм, то распределение множества точек, соответствующих различным классам газовых песков (рисунок 4.4), будет овальным - образуются так называемые шумовые эллипсы.

Рисунок 4.4 - Зависимость G(R₀). Показаны эллиптические зоны разброса точек, соответствующих фоновому тренду и отражениям от кровли и подошвы газового песка

Считается, что по таким зависимостям можно распознать AVO аномалии, обусловленные газом, когда изменение положения точек на графиках велико, а аномалии, связанные с нефтью обычно скрыты из-за шумов.

4.1.4 Упругая инверсия в AVO анализе

Под упругой инверсией понимают нахождение по распределению амплитуд на сейсмограммах упругих параметров среды V_P, V_S и с.

Упругая инверсия может осуществляться двумя способами:

1. Прямыми способами инверсии, основанными на операторе, используя который параметры слоев последовательно перевычисляются от слоя к слою. Пример: псевдоакустический каротаж (ПАК);

2. Способами, основанными на модели. Они заключается в том, что, располагая современными вычислительными средствами, можно синтезировать большое количество сейсмических моделей для различных комбинаций упругих параметров и выбрать из моделей ту, которая наилучшим образом совпадает с реальными данными. Упругие параметры, заложенные в эту модель, и будут результатом инверсии. Следовательно, цель упругой инверсии - получить адекватную реальной модель среды при минимуме итераций.

Само решение задачи упругой инверсии может быть основано на нелинейных и линеаризированных уравнениях Цёппритца, причем второй вариант применяется чаще, т.к. он дает возможность использовать простую математику и получить более устойчивые результаты.

Если знать зависимость между скоростями V_P и V_S, определяемую, например, "аргиллито-глинистой линией" Кастаньи V_P = qV_S, где q - её наклон, то можно получить разрез параметра ДF, называемого флюид-фактором.

Смит и Гидлоу (1987) определили "флюид-фактор" как величину отклонения скачка скорости продольных волн от предсказанного для водонасыщенных пород:

Если ?F близок к 0, то породы - водонасыщенные. На кровле газонасыщенного коллектора флюид-фактор должен иметь отрицательные значения, на подошве - положительные (рисунок 4.5).



Рисунок 4.5 - Сравнение реальных разрезов: обычного (а) и флюид-фактора (б).

На разрезе флюид-фактора наблюдаются аномалии, связанные с газовыми песчаниками

Упругий импеданс является основой инверсии и калибровки сейсмических данных для ненулевых удалений. Кривые упругого импеданса можно получить для любого угла падения по данным полноволнового каротажа и зная плотности слоев. Эти данные служат как для ограничения результатов инверсии угловых разрезов, так и для привязки результатов сейсмической инверсии к скважинам данным. Важнейшим преимуществом способов получения упругого импеданса из угловых разрезов по сравнению с инверсией через параметры AVO является то, что в процессе инверсии можно учитывать изменение формы импульса с удалением, что характерно для всех реальных сейсмических данных.

Одно из выражений для упругого импеданса EI(i):

,

где, p=sini/V_P=sinц/V_S - лучевой параметр, некоторый масштабный множитель с₀ задают постоянным для площади работ. Функция Ф, точная формула, является безразмерной и приводится к единице при V_S=0, что делает размерность упругого импеданса одинаковой с акустическим.

EI(0^o) =AI, где AI - акустический импеданс.

Пример сопоставления разрезов AI и EI показан на рисунке 4.6.

Рисунок 4.6 - Разрезы акустического и упругого импедансов

Критическим для AVO анализа является вопрос, какие из параметров наиболее чувствительны к изменениям типа флюида. Применяемые в AVO анализе параметры можно разделить на три группы:

1. Параметры AVO - пересечение R₀, градиент G и С - кривизну, коэффициенты отражения для нормального падения R_P и R_S, Пуассоновская отражающая способность PR, флюид-фактор ДF;

2. Петрофизические параметры - V_P, V_S, V_P/V_S, коэффициент Пуассона у, плотность с, а также импедансы IP и IS;

3. Фундаментальные упругие параметры - коэффициент всестороннего сжатия k и константы Ламэ - л и м (модуль сдвига).

Относительные скачки скоростей распространения продольных и поперечных волн можно легко связать с относительными скачками акустических импедансов:

.

Коэффициенты отражения продольных и поперечных волн при нормальном падении можно выразить через акустические импедансы:

Если предположить, что плотность подчиняется уравнению Гарднера, то Rp - просто относительный скачок скорости Р-волны, умноженный на константу, Rs - линейная комбинация относительных скачков Vp и Vs.

Используя полученные значения Rp и Rs ( Ip и Is) Гудвэй предложил

рассчитывать два новых АVO-атрибута: лс и мс.

,

где k - модуль сжатия, µ - модуль сдвига.

Поскольку:

Отсюда:

Хилтерман в 2001 году установил, что .

Параметры, которые можно количественно определить по результатам AVO-анализа

Используя R₀,G,C, можно получить:

.

4.1.5 AVO-анализ в анизотропной среде

Наличие анизотропии усложняет задачу AVO-анализа по трем направлениям:

1. Влияние анизотропии на динамику отраженной волны;

2. Влияние анизотропии на кинематику отраженной волны;

3. Влияние анизотропии на характеристики источника.

Параметры анизотропии по Томсену:

.

Коэффициент отражения плоской волны на границе анизотропных (VTI) полупространств:

;

Пример влияния полярной анизотропии на AVO-зависимости представлен на рисунке 4.7.

Рисунок 4.7 - Модель - песчаный пласт коллектор 1,2,3 класса, перекрытый анизотропными (VTI) глинами

Коэффициент отражения плоской волны на границе анизотропного (HTI) полупространства:

Пример зависимости коэффициента отражения Р-волны от азимута показан на рисунке 4.8.

Влияние анизотропии на характеристику направленности сферического источника:

Речь идет о анизотропных свойствах среды вблизи источника, а не на границе.

Рисунок 4.8 - Модель - изотропный слой на азимутально-анизотропном полупространстве. Сплошные линии - точное решение, точки - аппроксимация

4.1.6 Примеры практического применения AVO-анализа

Сеноманский газоносный комплекс

Залежь приурочена к пласту ПК₁ покурской свиты с глубиной залегания около 1000 м, при степени заполнения ловушки 100%. Пористость коллектора достигает 41%, проницаемость до 430 мД. Установленная высота залежи составляет порядка 90 м.

В газоносыщеном коллекторе, представленном низкоимпедансными слабоуплотненными песчаниками, значение атрибута FF (флюид-фактора) уменьшаются относительно фоновой линии. В этом случае значения акустического импеданса и коэффициента Пуассона насыщенного газом песчаного пласта значительно ниже, чем у вмещающих глин. Критерием для выделения AVO-аномалий, формирующихся от газонасыщенных отложений пласта ПК₁, послужили значения, снятые по разрезам AVO-атрибута FF вдоль отражающего горизонта Г (кровля покурской свиты) (рисунок 4.9.А, Б). Среднее значение фоновой линии соответствует 45000 у. е. атрибута FF АVО-анализа. Выполненный анализ позволил наметить наиболее перспективные участки, характеризующиеся значениями нижефоновой линии, для постановки эксплуатационного бурения (рисунок 4.9.В).

А -- фрагмент разреза AVO атрибута FF; Б -- график погоризонтного анализа AVO атрибута FF; В -- карта AVO атрибута FF. Условные обозначения: 1 -- сейсмические профили; 2 -- контур газоводяного контакта; 3 -- скважины

Рисунок 4.9 - Отображение атрибута флюид-фактор AVO-анализа газовой залежи пласта ПК₁.

Нижнемеловой нефтегазоносный комплекс

Пласт ВК₁

Залежь нефти приурочена к пласту ВК₁ викуловской свиты с глубиной залегания около 1450 метров. Пористость коллектора составляет около 25% при проницаемости 90--202 мД. Высота залежи около 40 метров.

В связи с тем, что аномальные значения отвечают свойствам водонасыщенного разреза, интерпретация измеренных значений AVO-атрибутов строится путем их сопоставления с значениями, соответствующими нефтенасыщенному типу разреза. Полученные разрезы атрибутов свидетельствует о том, что область залежи пласта ВК₁ выделяется изменением коэффициента отражения R₀ и градиента амплитуд G (рисунок 4.10.Б). Сопоставление зон ВНК, выделяемых по данным АVO-анализа и линией ВНК, принятой по результатам бурения, интерпретации материалов ГИС и структурных планов, имеют как совпадения, так и некоторые различия (рисунок 4.10.В). В результате анализа разрезов АVО, наиболее оптимальными были приняты параметры атрибутов R₀ (коэффициент отражения) и G (градиент коэффициента отражения), рассчитанных вдоль отражающего горизонта М₁, соответствующего кровле пласта ВК₁.



А -- карты AVO атрибутов R₀ G; Б -- фрагменты разрезов AVO атрибутов R₀ G; В -- графики погоризонтного анализа AVO атрибутов R₀ G.

Условные обозначения: 1 -- сейсмические профили; 2 -- контур водонефтяного контакта; 3 -- скважины: 1 -- продуктивные, 2 -- непродуктивные

Рисунок 4.10 - Отображение атрибутов AVO-анализа по кровле залежи пласта ВК₁

Данные результаты позволили выделить зоны неоднозначного положения ВНК. Следует отметить, что появление подобных аномалий, возможно, объясняется улучшенными коллекторскими свойствами водонасыщенного песчаника. Возникновение подобных зон обусловлено увеличением коэффициента отражения.

Пласт БП₁₀

Газоконденсатная залежь приурочена к пласту БП₁₀ сортымской свиты с глубиной залегания около 2500 метров. Пористость коллектора составляет 17--20%.Высота залежи порядка 15 метров.

В ходе исследований проводились расчеты в различных окнах выше и ниже отражающего горизонта НБП₁₀ (соответствующего кровле пласта БП₁₀). В результате анализа полученных карт, наиболее оптимальными были приняты к интерпретации параметры атрибутов АVО, рассчитанных вдоль горизонта НБП₁₀. По кросс-плоту атрибутов R₀ и G, рассчитанных по этому горизонту, выделены зоны углеводородонасыщения, водонасыщения, и неоднозначного насыщения (рисунок 4.11.А).

Область залежи пласта БП₁₀ наиболее ярко характеризуется изменением коэффициента отражения R_0, представленном на рисунке 4.11.Б.

А -- кросс-плот значений AVO атрибутов R₀ и G в пределах и за пределами залежей УВ; Б -- карта AVO атрибута R₀

Условные обозначения: 1 -- сейсмические профили; 2 -- линия ГВК; 3 -- скважины: 1 -- продуктивные, 2 -- непродуктивные; 4 -- зона воды; 5 -- зона УВ; 6 -- зона неоднозначности

Рисунок 4.11 - Отображение атрибутов AVO-анализа по кровле пласта БП₁₀

Верхнеюрский нефтегазоносный комплекс

Залежь нефти приурочена к пласту Ю₁ васюганской свиты с глубиной залегания порядка 2900 метров. Пористость коллектора составляет 18%. Высота залежи около 20 метров.

Критерием для выделения AVO-аномалий этого стратиграфического уровня послужили значения AVO-атрибута R₀, снятые вдоль горизонта Б₃³⁰ (кровля васюганской свиты) и их графики (рисунок 4.12), формирующихся от углеводородосодержащих отложений пласта Ю1. При анализе указанного AVO-атрибута в интервале исследуемого пласта выявлена связь между аномальными значениями R₀ и насыщением коллекторов. Нефтенасыщенные песчаники пласта Ю₁ характеризуются наличием на графиках погоризонтного анализа повышенными значениями, а водонасыщенные -- пониженными.

А -- фрагменты разрезов AVO атрибута R₀; Б -- графики погоризонтного анализа AVO атрибута R₀.

Рисунок 4.12 - Отображение атрибутов AVO-анализа по кровле пласта Ю₁

В результате применения AVO-анализа для различных стратиграфических уровней разреза осадочного чехла сложилась следующая схема его выполнения:

· стратиграфическая привязка основных горизонтов разреза с использованием данных СК и ГИС и определяются временные интервалы для проведения AVO-анализа;

· по данным ВСП, акустического и плотностного каротажа осуществляются сейсмомоделирование и точная привязка отражающих границ волнового поля;

· выполняется погоризонтный AVO-анализ по фазам разреза, установленным в результате сейсмомоделирования и устанавливается предварительная приуроченность выделенных аномалий к целевым объектам;

· по кросс-плотам атрибутов, установленным по целевым пластам, осуществляется прогноз УВ-насыщения;

· результаты анализа AVO-атрибутов сопоставляются с картами прогноза нефтегазоносности, выполненные по данным кинематической и динамической интерпретации, уточняется строение и размеры залежи.

Продемонстрированные примеры показывают, что в настоящее время AVO-анализ является, главным образом, качественным методом, позволяющим выявить зоны, характеризующиеся аномальными значениями по отношению к фоновым и дополнить прогноз нефтегазоносности, выполненный по данным общепринятой интерпретации.

AVO анализ широко применяется в мировой практике в процессе обнаружения, разведки и разработки, в основном, газовых месторождений, а иногда, и нефтяных. Благоприятными условиями для применения этой методики являются разрезы, сложенные относительно молодыми, слабо консолидированными терригенными породами мезозойского и кайнозойского возраста. В нашей стране исследования AVO используются еще мало. Одной из причин этого, является то, что на территории России много газо-нефтеносных регионов (Русская платформа, Центральная и Восточная Сибирь), сложенных древними палеозойскими терригенными и карбонатными породами, где исследования AVO пока недостаточно эффективны.

Заключение

В бакалаврской работе рассмотрена обоснование сейсморазведочных работ МОГТ-3D на Восточно-Мичаюской площади. В работе приводятся сведения о литологии, тектонике и нефтегазоносности района. В процессе работы над проектом были собраны, проанализированы и систематизированы данные о сейсморазведочных исследованиях.

В работе выполнен анализ ранее проведенных сейсморазведочных работ, на основании чего сделан вывод о нефтеперспективности данной площади.

В специальном задании рассмотрен такой вопрос, как AVO-анализ.

В работе, в качестве примера, приведен расчет системы наблюдения типа "крест" для проведения работ МОГТ-3D.

В бакалаврской работе рассмотрены возможности интерпретационной обработки полученного полевого материала.

Список используемых источников

1. Бондарев, В.В. Сейсморазведка МОГТ: курс лекций для бакалавров Екатеренбург: Издательство УГГГА: 1996г, 240 стр.

2. Воскресенский Ю.Н. Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поисков и разведки залежей углеводородов. Учебное пособие для вузов. - М.: РГУ нефти и газа, 2001, 68 с.

3. Нефтегазоносность и геолого-геофизическая изученность Тимано-Печорской провинции: история, современность, перспективы: монография. - Ухта: УГТУ, 1999. - 1062 с.

4. Отчет по учебной практике [Текст]; Матюшева Е.В., Мингалеева И.Х. - Ухта

5. Промысловая геофизика [Текст]: учебник для вузов / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Р.А. Резванов, А.Н. Африкян: Под общ.ред. В.М Добрынина - М.: Недра, 1986.-342 с.

6. Хмелевской В. К., Горбачев Ю. И., Калинин А. В., Попов М. Г., Селиверстов Н. И., В. А., Шевнин В. А. Петропавловск-Камчатский, изд-во КГПУ, 2004, 232 с. Под редакцией доктора геол. - мин. наук Н. И. Селиверстова.

7. Шалаева Н.В. AVO-анализ. Физические основы, возможности и ограничения: учеб. пособие / Н.В. Шалаева. - :Геленджик, 2004 - 51 с.: ил

8. Шмарева, М.Б. Выпускная квалификационная работа специалиста: методические указания / М.Б. Шмарева, Л.П. Шилов, И.И. Енцов.-Ухта: УГТУ, 2002. - 26 с.

9. http://www.sibngf.ru/technology/publications/130 (дата обращения: 27.05.2014).

Размещено на Allbest.ru