Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов

Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области сейсмических исследований, а именно к области поиска углеводородов, и может быть использовано при поиске углеводородов на суше, шельфе и акватории, а также при границе раздела углеводород - вода при добыче углеводородов и при контроле хранения углеводородов в естественных подземных хранилищах.

В настоящее время практически все работы, связанные с поиском углеводородов, так или иначе связаны с сейсмической разведкой. Традиционно сейсмическая разведка представляет собой регистрацию распространения в земной коре генерируемых сейсмических колебаний с последующей математической обработкой полученных данных. Известные в настоящее время приемы сейсморазведки обычно используют регистрацию прохождения сейсмических колебаний частотой более 10,0 Гц. За время использования в сейсмической разведке подобных частот достаточно широко разработано аппаратурное оформление для генерирования и регистрации подобных колебаний, а также математический аппарат для обработки данных. Для генерирования подобных колебаний преимущественно используют либо вибраторы, либо взрывы. Для проведения взрывных работ необходимо проводить бурение шпуров для закладывания взрывчатых веществ. Подобная техника резко отрицательно влияет на состояние экологии в зоне поиска. Кроме того, коэффициент успешности предсказания с использованием известных методов и приемов сейсмической разведки не превышает величины 0,5. Следовательно, по меньшей мере, каждая вторая скважина, пробуренная по заключениям традиционной сейсмической разведки нефтегазовых залежей, оказывается ошибочно заложенной. Кроме средств, потраченных напрасно на бурение скважины, при этом наносится непоправимый и необоснованный ущерб окружающей среде.

Известен способ вибросейсморазведки при поиске залежи углеводородов (RU, патент 2045079). Согласно известному способу возбуждают сейсмические колебания вибратором, регистрируют трехкомпонентными сейсмическими приемниками сейсмический сигнал и проводят его математическую обработку, причем сейсмические колебания возбуждают в диапазоне частот 2-5 Гц в течение не менее 3 минут, регистрацию сейсмического сигнала осуществляют в течение не менее 20 минут до возбуждения сейсмических колебаний и не более чем в течение 5 минут после окончания генерирования сейсмических колебаний, в качестве сейсмического сигнала используют сейсмический фон Земли, а о наличии залежи судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью сигнала до генерирования колебаний.

Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить глубину залежи, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.

Известен также способ поиска залежи углеводородов (RU, патент 2161809). Согласно известному способу проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне от 2 до 5 Гц, регистрируют информационный сигнал с использованием трехкомпонентных приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать информационный сигнал в инфразвуковом диапазоне и расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга и не далее чем 500 м от сейсмовибратора, в диапазоне частот от 2 до 5 Гц одновременно по трем компонентам как до, так и во время генерирования сейсмического сигнала, а о наличии залежи углеводородов судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала не менее чем на одной из компонент при записи информационного сигнала во время генерирования сейсмических колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.

Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить глубину залежи, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.

Техническая задача, решаемая посредством настоящего изобретения, состоит в повышении точности определения продуктивных на углеводороды пластов, в том числе и определение глубины их залегания.

Технический результат, получаемый в результате реализации способа, состоит в уменьшении количества ошибочно пробуренных скважин, а также обеспечение возможности контроля эксплуатации промысловых скважин и газохранилищ при добыче нефти и газа.

Для достижения указанного технического результата по первому варианту предложено использовать способ поиска углеводородов, характеризуемый регистрацией сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0.1 до 20 Гц, причем приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 м до 500 м друг от друга, регистрацию проводят одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади информационного сигнала на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проводят расчет спектральной характеристики, соответствующей каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов. Предпочтительно при реализации способа дополнительно проводят измерение сейсмических колебаний в месте, заведомо не содержащем углеводородов, а о наличии нефти или газа судят по появлению отклонений в спектральной характеристике, по сравнению с местом, заведомо не содержащим углеводородов. Способ может быть реализован как на суше, так и на акватории, при этом соответственно сейсмические приемники располагают на суше, на дне акватории, либо заглубляя в приповерхностный слой, в водную среду, и/или на плавсредствах в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства, причем плавсредства удалены на одинаковые расстояния от источника генерирования колебаний.

Согласно второму варианту достижения указанного технического результата предложено использовать способ поиска углеводородов, характеризуемый регистрацией сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0.1 до 20 Гц, причем проводят генерирование сейсмических колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 м до 500 м друг от друга и от 50 м до 500 м от источника сейсмических колебаний, регистрацию информационного сигнала проводят в частотах от 0.1 до 20 Гц по всем измеряемым компонентам как вовремя генерирования колебаний, а также после генерирования сейсмических колебаний, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади информационного сигнала на дискретные участки, проводят расчет спектральной характеристики, соответствующей каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта, исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов. В предпочтительном варианте реализации дополнительно измеряют микросейсмический шум Земли и о наличии углеводородов судят по появлению изменений спектральной характеристики не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования. Предложенный способ может быть реализован также и на суше, и на акватории, поэтому сейсмические приемники располагают на суше, на дне акватории и/или на плавсредствах в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства, причем плавсредства удалены на одинаковые расстояния от источника генерирования колебаний. Во всех случаях реализации предложенного способа обычно приемники сейсмических колебаний группируют, а также синхронизируют. Кроме того, в процессе математической обработки зарегистрированных результатов преимущественно информационный сигнал разбивают на временные участки, длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона.

Указанный технический результат достигают также и при использовании способа определения глубины залегания продуктивных пластов, включающего размещение не менее четырех приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот и регистрацию информационного сигнала, при этом в качестве информационного сигнала используют микросейсмический шум Земли, причем над предварительно выявленным очагом микросейсмической активности нефтегазового месторождения размещают в вершинах преимущественно выпуклого четырехугольника сейсмические приемники, способные регистрировать как вертикальные, так и горизонтальные инфранизкочастотные сейсмические колебания, в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, генерируемых нефтегазовым месторождением, проводят генерирование сейсмических колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, рассчитывают спектральные плотности вертикальных, горизонтальных компонент, а также спектральные плотности кросскорреляционных функций зарегистрированных инфранизкочастотных колебаний, затем, решая обратную волновую задачу распространения акустического излучения от цилиндрически-симметричного источника, определяют глубину залегания продуктивного на углеводороды пласта.

Для обеспечения поиска углеводородов на суше предложено согласно так называемому первому варианту следующее. Располагают над предполагаемой залежью, по меньшей мере, один приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот, по меньшей мере, на одной компоненте, и рассчитывают одновременно всеми используемыми приемниками спектральную характеристику микросейсмического шума Земли на частотах от 0.1 до 20 Гц по всем измеряемым компонентам. Предпочтительно повторяют регистрацию в других точках над предполагаемым местом залегания углеводородов. О наличии залежи судят по изменению спектральной характеристики информационного сигнала или их различных комбинаций, позволяющих уменьшить влияние помех. В контексте данного изобретения термин “спектральные характеристики” означает функции либо их совокупность, получаемые при спектральном анализе информационного сигнала, причем указанный спектральный анализ может включать в себя как Фурье-анализ (Фурье-преобразование, Вейвлет-анализ), так и разложение информационного сигнала в ряд, сходящийся лишь асимптотически. Под информационным сигналом в контексте данной работы понимают измеренный сигнал микросейсмических колебаний, подвергшийся математической обработке согласно ряду алгоритмов, в частности, приведенных ниже для очистки от помех и выделения сигнала, излученного продуктивным пластом. Например, в качестве спектральной характеристики может быть выбрана спектральная мощность измеряемых сигналов и/или кросскорреляция, или их комбинации, позволяющие уменьшить помехи. В частности, о наличии залежи судят по изменению спектральной мощности J_AA(f) информационного сигнала на измеренных частотах, по росту корреляции информационного сигнала одноименных компонент (хотя бы одной) в различных точках наблюдения относительно информационного сигнала для участка, заведомо не содержащего углеводородородов (фиг.1,2). Кросскорреляция информационного сигнала, в частности, может быть охарактеризована с использованием коэффициента корреляции k_AB(f) и быть связана с другой спектральной характеристикой сигнала - спектральной плотностью кросскорреляционной функцией J_AB(f) следующим соотношением:

где А, В - две точки наблюдения, f - частота.

Примером комбинации указанных спектральных характеристик, уменьшающих влияние помех, в частности, является:

где f_t, f_b - соответственно верхняя и нижняя границы информативного диапазона, ν, p - соответственно индексы записей до воздействия и после (во время). Параметр p₁ характеризует изменение потока энергии излучения по одной из компонент после воздействия на среду источником сейсмических колебаний.

После записи микросейсмического шума Земли приемники переносят в новые точки измерения, соблюдая те же условия размещения приемников, и повторяют процесс записи микросейсмического шума Земли.

На фиг.2 приведены результаты обработки измерений микросейсмического шума Земли в 4-х точках наблюдения над потенциально газоносным районом на Юго-Западе Предуральского прогиба. На фиг.2 показан параметр, характеризующий изменение спектральной характеристики в точках измерения по отношению к спектральной характеристике в точке заведомо вне контура залегания углеводородов (вблизи сухой скважины). Бурение вблизи точки А подтвердило наличие залежи углеводородов.

Для получения величин, стоящих в правой части выражения (1), (2) временной диапазон регистрации измеренного над предполагаемым местом залегания углеводородов информационного сигнала разбивают на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта. Исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от залежи в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии месторождения углеводородов. Событие, связанное с приходом сигнала от продуктивного пласта, определяется как с большой степенью вероятности однозначно интерпретируемое соотношение спектральной характеристики измеряемых сейсмических колебаний в информативном диапазоне частот. Например, таким событием является уменьшение угла между нормалью к поверхности и вектором скорости смещения измеряемых колебаний на конкретном дискретном участке разбиения относительно усредненного угла по всем участкам разбиения в информативном диапазоне частот. Такая фильтрация позволяет уменьшить влияние помех на результаты расчетов и увеличить их точность. Кроме того, сам факт появлений или не появлений в данной точке измерения событий, связанных с приходом сигнала от залежи, позволяет делать вывод о наличии или отсутствии залежи из анализа спектральных характеристик дискретных участков без привлечения дополнительной информации.

При поиске углеводородов на акватории по рассматриваемому варианту не менее одного приемника сейсмических колебаний, способных не менее чем по одной компоненте регистрировать инфразвуковые колебания, помещают либо на дно акватории, либо, заглубляя, в водную среду, либо на борт, преимущественно самоходных плавсредств, и производят измерение микросейсмического шума Земли одновременно по всем измеряемым компонентам. В случае размещения приемника сейсмических колебаний на борту плавсредства следует выбирать наименее шумные в информативном диапазоне частот места плавсредства. Преимущественно регистрацию проводят в течение не менее 30 мин. Приемники размещают на дне акватории (на борту плавсредств, заглубляя в водную среду), группируя, на расстоянии примерно 50-500 м друг от друга. В этом случае пункт регистрации принято располагать на поверхности воды примерно на равном расстоянии от всех используемых приемников сейсмических колебаний. Спектральные характеристики информационного сигнала микросейсмического шума Земли, полученные вне контура залегания углеводородов и над ним, практически идентичны характеристикам, приведенным на фиг.2 и 4.

При поиске залежи углеводородов на суше по второму варианту над местом предполагаемого нахождения углеводородов располагают приемники акустических колебаний, способные регистрировать инфразвуковые колебания хотя бы по одной из компонент аналогично первому варианту, однако дополнительно производят генерацию сейсмических колебаний источником сейсмических колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц. Датчики располагают от 50 м до 500 м от источника сейсмических колебаний, проводят запись сейсмического фона Земли в течение, предпочтительно, 20 мин, включают источник сейсмических колебаний и, не прекращая регистрации микросейсмического шума Земли, генерируют сейсмические колебания в течение примерно 3 мин. Запись микросейсмического шума Земли может быть продолжена и после прекращения генерирования колебаний (фиг.3). Обработка измеренных сейсмических колебаний происходит аналогично первому варианту, однако дополнительно о наличии залежи можно судить по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования, либо из анализа спектральных характеристик дискретных участков микросейсмического шума Земли во время/после действия вибратора. Применение рассматриваемого варианта позволяет выявлять наличие углеводородов более уверенно (см. фиг.4). На фиг.4 приведены результаты обработки измерений микросейсмического шума Земли в тех же 4-х точках наблюдения над потенциально газоносным районом, но с использованием рассматриваемого варианта. Хорошо видно, что две группы точек - А, В и С, D теперь разделяются более четко.

Важным этапом размещения сейсмических приемников во всех случаях измерения колебаний является их группировка, что позволяет при дальнейшей обработке сигнала уменьшить влияние шума и применить алгоритмы выделения информационного сигнала.

При поиске углеводородов на акватории по второму варианту приемники сейсмических колебаний размещают аналогично первому. В остальном измерения производят аналогично измерениям на суше по второму варианту.

В рамках реализации первого и второго вариантов может быть решена задача контроля эксплуатации углеводородной залежи. Для этого над залежью выбирают точки контроля, предпочтительно располагая их вблизи эксплуатационных скважин. В выбранных точках располагают приемники сейсмических колебаний, способные регистрировать сейсмические колебания в инфразвуковом диапазоне частот не менее чем по одной из компонент. Периодически регистрируют микросейсмический шум Земли. По исчезновению аномалии спектральных характеристик на частотах 0.1-20 Гц судят о прохождении контакта вода - углеводород под точкой контроля. Аномальное поведение спектральных характеристик определяют любым из приведенных вариантов - без применения внешнего воздействия, анализируя поведение спектральных характеристик каждого дискретного участка разбиения временного диапазона, либо по отношению к спектральной характеристике информационного сигнала, зарегистрированного для участка, заведомо не лежащего над залежью, а также в варианте, с применением внешнего воздействия, используя те же алгоритмы обработки колебаний, но применяя их к записанному сигналу во время/после воздействия источника сейсмических колебаний, либо о переходе контакта вода - углеводород судят по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с спектральными характеристиками информационного сигнала, измеренными до генерирования. Предпочтительно проводить регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли для каждой точки в течение 40-60 мин.

При контроле степени заполнения подземного газохранилища природного газа выбирают точки на поверхности Земли, ориентировочно определяющие разные степени заполнения газохранилища, размещают в выбранных точках приемники сейсмических колебаний, способные не менее чем по одной компоненте регистрировать инфразвуковые колебания, и периодически регистрируют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, причем отсутствие аномального изменения спектральной характеристики информационного сигнала на частотах 0.1-20 Гц свидетельствует об отсутствии природного газа под точкой контроля. Для сравнения регистрируют аналогичным приемником микросейсмический шум Земли над местом, заведомо расположенным вне газохранилища. Предпочтительно выбирать точки контроля при первом заполнении газохранилища, определяя в каких местах над газохранилищем отмечено присутствие природного газа при различных количествах поданного газа. Однако в любом случае точки контроля определяют опытным путем. Возможно проведение генерирования сейсмических колебаний в процессе регистрации. В этом случае регистрацию проводят как до начала генерирования, так и во время генерирования.

Используя, в частности, второй вариант (с генерацией), можно определять глубину залегания продуктивного на углеводороды пласта. Для этого используют не менее 4-х приемников сейсмических колебаний, способных по 3-м взаимно перпендикулярным компонентам регистрировать инфразвуковые колебания, размещая их в вершинах четырехугольника. При этом для спектральной мощности информационного сигнала имеет место следующее разложение для энергетического спектра соответственно вертикальной и горизонтальной компонент с учетом однородной и изотропной помехи в эпицентральной зоне в каждой точке наблюдения:

где <Uz(r,d)²>, <Ur(r,d)²> - соответственно вертикальная и горизонтальная компонента спектральной мощности информационного сигнала, <Nz²>, <Nr²> - вертикальная и горизонтальная компонента спектральной мощности помехи, r -расстояние от эпицентра до точки измерения, d - глубина источника. После чего, используя вычисленную спектральную мощность информационного сигнала после генерации и спектральную плотность кросскорелляционных функций в информативном диапазоне частот, фиксируя тип источника излучения, определяется глубина залегания продуктивного на УВ пласта.

Указанный способ использовали для расчета залегания продуктивного пласта вблизи продуктивной скважины на юге Оренбургской области. Расчетное значение составило порядка 2800 м при глубине залегания продуктивного пласта 3222 м.

Во всех приведенных вариантах реализации предлагаемого изобретения принципиальным и важным этапом является процесс фильтрации записанного временного ряда от поверхностных шумов и выделение информационного сигнала. С этой целью используют группировку (расстановку) приемников сейсмических колебаний и кросскорреляционную обработку записанного сигнала.

Для реализации вышеизложенных вариантов может быть использован приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне, содержащий не менее одного датчика сейсмических колебаний, способного регистрировать инфразвуковые колебания, причем все используемые датчики расположены на жестком основании таким образом, что оси чувствительности датчиков расположены под фиксированными углами относительно плоского жесткого основания и относительно друг друга, причем каждый датчик подключен к блоку регистрации, а основание с датчиками размещено в жестком герметичном корпусе. Могут быть использованы датчики угловых и/или линейных колебаний, способные регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот. Преимущественно блок регистрации каждого датчика содержит последовательно соединенные предварительный усилитель сигнала, формирователь амплитудно-частотной характеристики и оконечный усилитель, причем каждый оконечный усилитель выполнен с возможностью подключения к общему регистратору.

Применение изобретения позволит повысить точность и надежность определения наличия залежи углеводородов.

1. Способ поиска углеводородов, включающий регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, причем приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 до 500 м друг от друга, регистрацию проводят одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади сигнала на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный продуктивным пластом, исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат указанных сигналов в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ оставшихся дискретных участков и судят о наличии залежи углеводородов по изменению спектральной мощности информационного сигнала на измеренных частотах.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят измерение сейсмических колебаний на участке, заведомо не содержащем углеводородов, а о присутствии углеводородов дополнительно судят по появлению отклонений в спектральных характеристиках, по сравнению с участком, заведомо не содержащих углеводородов.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на суше.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на дне акватории.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на акватории в приповерхностном слое воды.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на плавсредствах в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства, причем плавсредства удалены на одинаковые расстояния от источника генерирования колебаний.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники сейсмических колебаний группируют.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники сейсмических колебаний синхронизуют.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что информационный сигнал разбивают на временные участки, длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона.

10. Способ поиска углеводородов, включающий регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, проводят генерирование сейсмических колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 до 500 м друг от друга и от 50 до 500 м от источника сейсмических колебаний, регистрацию проводят на частотах от 0,1 до 20 Гц по всем измеряемым компонентам как вовремя генерирования колебаний, а также после генерирования сейсмических колебаний, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади сигнала на дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу и на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный продуктивным пластом, исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат указанных сигналов в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, проводят спектральный анализ оставшихся дискретных участков, и судят о наличии залежи углеводородов по изменению спектральной мощности информационного сигнала на измеренных частотах.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что дополнительно измеряют микросейсмический шум Земли и о наличии углеводородов дополнительно судят по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.

12. Способ по п.10, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на суше.

13. Способ по п.10, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на акватории в приповерхностном слое воды.

14. Способ по п.10, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на дне акватории.

15. Способ по п.10, отличающийся тем, что сейсмические приемники располагают на плавсредствах в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства, причем плавсредства удалены на одинаковые расстояния от источника генерирования колебаний.

16. Способ по п.10, отличающийся тем, что приемники сейсмических колебаний группируют.

17. Способ по п.10, отличающийся тем, что приемники сейсмических колебаний синхронизуют.

18. Способ по п.10, отличающийся тем, что информационный сигнал разбивают на временные участки, длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона.

19. Способ определения глубины залегания продуктивных на углеводороды пластов, включающий размещение не менее четырех приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот и регистрацию информационного сигнала, при этом в качестве информационного сигнала используют микросейсмический шум Земли, отличающийся тем, что над предварительно выявленным очагом микросейсмической активности нефтегазового месторождения размещают в вершинах четырехугольника сейсмические приемники, способные регистрировать как вертикальные, так и горизонтальные инфранизкочастотные сейсмические колебания, в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, генерируемых нефтегазовым месторождением, проводят генерирование сейсмических колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, рассчитывают спектральные плотности вертикальных, горизонтальных компонент, а также спектральные плотности кросскорреляционных функций зарегистрированных инфранизкочастотных колебаний, затем, решая обратную волновую задачу распространения акустического излучения от цилиндрически-симметричного источника, определяют глубину залегания продуктивного пласта.