2433425 - Способ сейсмической разведки при поиске углеводородов и способ определения залегания продуктивных на углеводороды пластов и сейсмическая станция для его осуществления

Способ сейсмической разведки при поиске углеводородов и способ определения залегания продуктивных на углеводороды пластов и сейсмическая станция для его осуществления

Иллюстрации

Показать все

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть применено при поиске залежей углеводородов на суше и на континентальном шельфе и при определении глубины залегания продуктивных пластов. В отличие от известных способов в предлагаемом техническом решении дополнительно регистрируют давление волн цунами на дно на частотах 0,003-0,01 Гц посредством донных сейсмографов с широкополосными сейсмическими каналами 0,003-20 Гц, транслируют зарегистрированные сигналы по гидроакустическому каналу связи на дрейфующие буи, размещенные в исследуемых пунктах, зарегистрированные сигналы с которых по спутниковому каналу связи транслируют на опорные пункты, при этом дополнительно измеряют вариации магнитного поля на частотах 0,01-1,0 Гц, магнитную индукцию электромагнитного поля на частотах 1-200 Гц, электрическую составляющую электромагнитного поля на частотах 1-500 Гц, акустические шумы на частотах 5-50000 Гц, сейсмические шумы на частотах 0,01-20 Гц, гидродинамический шум моря на частотах 0,01-100 Гц в зонах тектонических разломов, по измеренным параметрам выполняют факторный анализ на уровнях естественного геофизического фона и геофизического фона в период фазы нахождения солнца и луны на одной небесной линии, путем построения графика амплитуд градиентов сейсмических, геодеформационных, геохимических, гидрофизических показателей при базе измерений, не превышающей 50-100 километров в средних широтах и 8-10 километров в высоких и экваториальных широтах соответственно, с ориентацией средств измерения по восьми румбам; дополнительно регистрируют сейсмические шумы на частотах 0,008-20 Гц на границе вода-грунт, при этом выделяют из спектра горизонтальных составляющих нечетные гармоники 0,003 и 0,005 Гц, а из спектра вертикальной составляющей выделяют четные гармоники 0,002, 0,004, 0,006 и 0,008 Гц, а на береговых сейсмических станциях измеряют уровень прилива; устройства регистрации размещают на глубинных горизонтах наблюдений, кратных 25 м, при максимальном горизонте наблюдений, равном 100 м, равномерно распределенных по азимуту, регистрацию гидроакустических сигналов выполняют с выделением фаз типа РР, З и Т, приход акустической волны сейсмического происхождения определяют по величине сдвига частоты рассеянного излучения, при этом посредством устройств регистрации, размещенных на удалении от прибрежной зоны, выполняют анализ низкочастотных составляющих рассеянного сигнала, используя в качестве опорных квазигармонических высокочастотных сигналов шумы судоходства, а посредством устройств регистрации, размещенных в прибрежной зоне, определяют момент появления и направление прихода сейсмических волн путем узкополосной фильтрации и спектрального анализа волн, выделение фаз типа РР, S и Т осуществляют путем узкополосной фильтрации посредством рекурсивных фильтров Баттерфорта, при этом входную фильтрацию осуществляют посредством рекурсивных фильтров с целочисленными коэффициентами, а сигналы с частотой дискретизации 100 Гц и ниже подвергают фильтрации с коэффициентами в виде чисел с плавающей запятой; регистрацию гидроакустических сигналов осуществляют посредством широкополосных донных сейсмографов с не менее чем тремя сейсмическими каналами, при этом сигналы анализируются тремя независимыми детекторами, а сигнал обнаружения вырабатывается при совпадении сигналов, по крайней мере, в двух каналах из трех; спектральный анализ выполняют как объемных волн фаз РР и S, так и поверхностных волн Лява, Рэлея и Стоунли, построение карты амплитудных вариаций микросейсмического сигнала для каждой частоты спектра пространственных вариаций, а также привязку каждой полученной карты соответствующей ей глубине выполняют путем аппроксимации профиля рельефа по разрезу относительно береговой линии, а в качестве базового сплайна используют кубический сплайн с нулевыми граничными производными, при этом построение двумерной сплайн-функции производится путем тензорного произведения одномерных сплайнов; измерительную базу на морском дне формируют путем размещения сейсмических приемников на расстоянии не более 5 км друг от друга, с образованием равнобедренного треугольника в подводном пространстве, в вершинах которого размещены сейсмические приемники, при этом гидроакустические антенны сейсмических приемников включают четыре приемопередатчика акустических сигналов, установленных на перфорированном кронштейне, с формированием двух одноканальных и одного двухканального приемопередатчиков, с размещением антенн одноканальных приемопередатчиков на расстоянии 1000 мм друг от друга в торцевых зонах перфорированного кронштейна; двухканальный приемопередатчик сформирован из двух приемопередатчиков, отстоящих на расстоянии 50 мм друг от друга, один из которых размещен на расстоянии 200 мм от первого одноканального приемопередатчика, а второй одноканальный приемопередатчик расположен на расстоянии 800 мм от второго одноканального приемопередатчика, приемопередатчики расположены на перфорированном кронштейне с образованием двух измерительных баз, имеющих общий центр; приемники сейсмических колебаний размещают в шельфовой зоне, вдоль линии подножия континентального склона и вдоль оси, перпендикулярной линии Гардинера по границам разлома; а в устройство дополнительно введены датчик обнаружения метана, соединенный своим выходом с блоком регистрации и управления, схема определения координат, соединенная своим входом-выходом с входом-выходом блока регистрации и управления, блок широкополосных преобразователей, в котором широкополосные преобразователи выполнены в виде герметичного цилиндрического сосуда, разделенного перегородкой на два отсека, заполненных электропроводящей жидкостью, перегородка снабжена отверстием, в середине и по бокам которого расположены сетчатые электроды, торцы цилиндра выполнены в виде упругих мембран, блок широкополосных преобразователей своим входом-выходом соединен с входом-выходом блока регистрации и управления, блок высокочувствительных сейсмических датчиков содержит четыре приемопередатчика акустических сигналов, установленных на перфорированном кронштейне, с формированием двух одноканальных и одного двухканального приемопередатчиков, с размещением антенн одноканальных приемопередатчиков на расстоянии 1000 мм друг от друга в торцевых зонах перфорированного кронштейна; двухканальный приемопередатчик сформирован из двух приемопередатчиков, отстоящих на расстоянии 50 мм друг от друга, один из которых размещен на расстоянии 200 мм от первого одноканального приемопередатчика, а второй одноканальный приемопередатчик расположен на расстоянии 800 мм от второго одноканального приемопередатчика, приемопередатчики расположены на перфорированном кронштейне с образованием двух измерительных баз, имеющих общий центр, корпус мобильного многоканального сейсмометрического комплекса выполнен из высокопрочного алюминиевого сплава с защитным покрытием в виде анодного оксидирования с многослойным лакокрасочным покрытием. Технический результат, получаемый в результате реализации заявленной группы решений, состоит в уменьшении количества ошибочно пробуренных скважин, а также обеспечение возможности контроля эксплуатации промысловых скважин и газохранилищ при добыче нефти и газа. 3 н.п. ф-лы, 3 ил.

Реферат

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть применено при поиске залежей углеводородов на суше и на континентальном шельфе.

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 [1], в котором 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 является низкая информативность, не позволяющая определить глубину залежи, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.

Известен также способ поиска залежи углеводородов [2], в котором 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.

Известен способ сейсморазведки [3], включающий формирование в зонах излучения и приема сейсмических сигналов, регистрацию информационного сигнала с последующей математической обработкой полученных данных, причем сигнал регистрируют не менее чем двумя трехкомпонентными сейсмическими установками, размещенными на некотором расстоянии друг от друга.

Для осуществления этого способа необходимо использовать сейсмоизлучатели и проводить предварительное изучение геологического разреза в районе поиска.

Также известен способ сейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений [4], основанный на определении длины волны L преобладающего сейсмического фона на бесперспективном участке, при которой корреляционная связь между одноименными компонентами ослабляется более чем в два раза. На исследуемом участке располагают на расстоянии L/4 не менее двух трехкомпонентных установок. Регистрируют по всем компонентам естественный сейсмический фон на частотах 1-20 Гц. О наличии месторождения судят по сдвигу в сторону низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрированного на исследуемой площади.

Однако этот способ является трудоемким из-за необходимости выполнять сейсмические исследования над бесперспективным месторождением, что требует проведения предварительных работ по выявлению такого участка, а затем выполнять сейсмические исследования над перспективным месторождением, которое может быть выявлено путем сравнения зарегистрированных сигналов над обоими участками. При этом получение объективных оценок результатов исследований возможно только при синхронной регистрации сигналов над обоими участками.

Известен также способ сейсморазведки при поиске подземных вод [5]. Указанный способ заключается в размещении, по крайней мере, трех электрических зондов в Земле в раздельных положениях по прямой линии, пропускании через исследуемый участок Земли между первым и вторым зондом электрического тока и измерении разности потенциалов между первым и третьим зондом, а также между третьим и вторым зондом. Указанные разности потенциалов сравнивают между собой, и на основании такого сравнения определяют присутствие подземной воды.

Данный способ также является трудоемким из-за необходимости выполнения буровых работ, необходимых для оборудования шахт для размещения электрических зондов, и позволяет достичь требуемой степени достоверности определения участка с перспективным месторождением при условии оборудования существенного количества шахт для размещения электрических зондов.

Известен также способ сейсморазведки при поиске подземных вод [6], который направлен на расширение области использования способа сейсморазведки за счет обеспечения обнаружения подземных вод (артезианских бассейнов) с использованием тех же средств.

Для решения поставленной задачи, в данном способе сейсморазведки, включающем регистрацию естественного сейсмического фона и сейсмического сигнала на исследуемом пространстве, измеренных одним и более сейсмическими комплексами, с последующей математической обработкой измеренных значений, по результатам которой судят о наличии подземных вод (артезианских бассейнов) на исследуемом пространстве, о наличии подземных вод (артезианских бассейнов) судят по существенному (в 5-10 раз) повышению уровня сейсмического фона в диапазоне частот 4-15 Гц по отношению к уровню естественного сейсмического фона на контрольных участках с гарантированным отсутствием подземных вод (артезианских бассейнов) и наличию резонансных пиковых значений уровня фона на частотах 5-13 Гц.

При этом существо способа заключается в следующем.

Предварительно на площади, находящейся вблизи места поиска подземных вод (артезианских бассейнов) и имеющей сходный геологический разрез, определяют спектральные характеристики естественного сейсмического фона Земли с помощью сейсмических комплексов, регистрируют их. Затем располагают один и более сейсмических комплексов в районе поиска подземных вод (артезианских бассейнов) и регистрируют сейсмический фон в диапазоне частот 1-20 Гц.

Повторяют регистрацию сейсмического фона в других точках над местом предполагаемого нахождения подземных вод (артезианских бассейнов).

Запись сейсмического фона производят в течение 30-60 минут.

О наличии подземных вод (артезианских бассейнов) судят по существенному (в 5-10 раз) повышению общего уровня сейсмического фона на исследуемом пространстве и наличию резонансных пиковых значений амплитуд сейсмического фона на частотах 5-13 Гц.

Характерная форма сигнала в измеряемом динамическом диапазоне, его превышение над фоном (в 5-10 раз), наличие пиковых значений позволяют использовать для обнаружения подземных вод (артезианских бассейнов) однокомпонентные или двухкомпонентные сейсмические комплексы, сориентированные по соответствующим осям, с последующей математической обработкой полученных данных.

Данный способ также является трудоемким из-за необходимости выполнения предварительных работ и отягощен существенной математической обработкой.

Известен также способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов [7], в котором решаемая техническая задача 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 обеспечении 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 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. 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 до 500 м друг от друга и от 50 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, генерируемые 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 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 углеводородов.

При поиске углеводородов на акватории по рассматриваемому варианту не менее одного приемника сейсмических колебаний, способного 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.

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 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.

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. 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.

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.

Однако известный способ [7] основан на гипотезе о залежи нефти как единственно возможном источнике наблюдаемой аномалии в низкочастотном диапазоне сейсмического спектра. Вместе с тем практика показывает [8], что аномальные сигналы наблюдаются при наличии других существенных неоднородностей в разрезе, в частности в виде активных тектонических нарушений или при наличии подземных рек. Аномальный сигнал наблюдается также в целевом диапазоне при неглубоком залегании фундамента в точке исследования, соизмеримом с глубиной залегания углеводородов.

Кроме того, при размещении приемников сейсмических колебаний на плавсредствах или на глубинных горизонтах, необходимо исключать из результатов наблюдений составляющую сигнала, обусловленную шумами судоходства и скоростью подводных течений.

В известном способе низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов (варианты) [8] задача решается способом низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов, включающим определение, по крайней мере, одной точки наблюдения на поисковой площади, размещение в точке наблюдения приемника сейсмических колебаний, проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, проведение расчета спектральных характеристик с использованием Фурье-преобразования полученных сигналов, их анализ на наличие ложных сигналов и сигналов от продуктивного пласта с природными углеводородами, исключение из рассмотрения ложных сигналов, проведение анализа оставшихся сигналов с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, в котором в отличие от известного способа регистрацию и запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов, Фурье-преобразование вертикальных компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной, на полученных спектрах выявляют максимум, который характеризуют местоположением на спектре в диапазоне частот

Vs/H<F<Vp/H,

где Vs - средняя по осадочному чехлу скорость распространения поперечных сейсмических волн в точке наблюдения;

Vp - средняя по осадочному чехлу скорость распространения продольных сейсмических волн в точке наблюдения;

H - известная глубина залегания фундамента в точке наблюдения,

сигнал с данным максимумом принимают за соответствующий резонансу между дневной поверхностью и фундаментом ложный сигнал - сигнал от фундамента, бесперспективной точкой наблюдения признают точку со спектром, в котором присутствует сигнал от фундамента с монотонным спадом амплитуды спектра в сторону больших частот от максимума сигнала от фундамента, точку наблюдения, в спектрах сигналов которой присутствуют максимумы на частотах, больших частоты максимума сигнала от фундамента, с их равномерным расположением со смещением относительно других измерений менее чем на половину ширины своего максимума, принимают как перспективную на наличие залежей от природных углеводородов. При этом при выявлении равномерного расположения сигналов возможно их сравнение относительно сигналов других измерений с одной точки наблюдения, или относительно сигналов с других каналов их записи с этой точки наблюдения при многоканальном способе наблюдения, или относительно сигналов их записей с соседних точек наблюдения при одноканальном способе наблюдения. При наличии точек наблюдения больше одной в районе исследования сигнал от фундамента дополнительно характеризует его присутствие в большинстве точек наблюдения.

Задача решается также вторым вариантом способа низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов [8], включающем определение, по крайней мере, одной точки наблюдения на поисковой площади, размещение в точке наблюдения приемника сейсмических колебаний, проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, проведение расчета спектральных характеристик с использованием Фурье-преобразования полученных сигналов, ее анализ на наличие ложных сигналов и сигналов от продуктивного пласта с природными углеводородами, исключение из рассмотрения ложных сигналов, проведение анализа оставшихся сигналов с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, в котором в отличие от известного способа регистрацию и запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов, Фурье-преобразование вертикальных компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной, на полученных спектрах выявляют максимум, который характеризуют местоположением на спектре в диапазоне частот

Vs/H<F<Vp/H,

Vp - средняя по осадочному чехлу скорость распространения продольных сейсмических волн в точке наблюдения;

Н - известная глубина залегания фундамента в точке наблюдения,

сигнал с данным максимумом принимают за соответствующий резонансу между дневной поверхностью и фундаментом ложный сигнал - сигнал от фундамента, бесперспективной точкой наблюдения признают точку со спектром, в котором присутствует сигнал от фундамента с монотонным спадом амплитуды спектра в сторону больших частот от максимума сигнала от фундамента, выявляют спектры сигналов, в которых присутствуют максимумы на частотах, больших частоты максимума сигнала от фундамента, указанные спектры классифицируют на две группы: 1) спектры с равномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений менее чем на половину ширины своего максимума, 2) спектры с неравномерным расположением максимумов сигналов со смещением относительно других измерений не менее чем на половину ширины своего максимума; точку наблюдения с сигналами со спектром первой группы определяют как перспективную на наличие залежи от природных углеводородов, сигналы со спектром второй группы определяют как ложные сигналы - сигналы от зоны возможных тектонических нарушений. При этом при выявлении равномерного или неравномерного расположения сигналов возможно их сравнение относительно сигналов других измерений с одной точки наблюдения, или относительно сигналов с других каналов их записи с этой точки наблюдения при многоканальном способе наблюдения, или относительно сигналов их записей с соседних точек наблюдения при одноканальном способе наблюдения. При наличии точек наблюдения больше одной в районе исследования сигнал от фундамента дополнительно характеризует его присутствие в большинстве точек наблюдения.

Данный способ позволяет отграничить ложные сигналы от сигналов от продуктивного пласта и тем самым резко повысить достоверность принимаемых решений. Регистрацию и запись сигналов проводят в широком диапазоне частот 0,5-50 Гц, соответствующем диапазону глубин залегания фундамента.

Способы поиска и разведки реализованы с использованием известных аппаратных средств, например с помощью мобильного цифрового сейсмометрического комплекса «Экспресс-4» разработки КБ «Геофизприбор» РАН (г.Москва). Блок-схема мобильного многоканального сейсмометрического комплекса включает следующие основные модули:

- комплект высокочувствительных сейсмических датчиков типа СМ-ЗКВ ADNR;

- выносной распределитель с кабельными линиями связи;

- регистрирующий модуль с блоком фильтров и усилителей, платой аналого-цифровых преобразователей, цифроаналоговых преобразователей, компьютером;

- GPS-приемник GARMIN 12 XL;

- блок питания;

- блок калибровки.

Датчики представляют собой магнитоэлектрические маятниковые сейсмоприемники, преобразующие скорость механических колебаний в электрический ток, при этом напряжение, возбуждаемое на концах рабочей обмотки приемника, пропорционально скорости колебания грунта. Регистрирующий модуль комплекса «Экспресс-4» обеспечивает прием сейсмических сигналов, их преобразование в цифровой код, регистрацию данных в различных форматах, привязку регистрируемых данных к единому времени, визуализацию входных данных, выполнение калибровки сейсмических каналов, предварительную оценку качества зарегистрированных данных. При обработке и анализе сигналов и их спектральных характеристик используются стандартные программные средства типа Mathlab версии 6.0 и выше.

При конкретных исследованиях и натурных испытаниях были использованы три сейсмических приемника - комплект высокочувствительных сейсмических датчиков типа СМ-ЗКВ ADNR мобильного цифрового сейсмометрического комплекса «Экспресс-4» с 4 каналами записей, расположенных на расстоянии 50-100 метров друг от друга, в диапазоне частот 0,5-50 Гц, соответствующем глубине залегания фундамента 6-8 км, запись сейсмических сигналов проводили одновременно для всех каналов записей в течение не менее 400 сек, в результате приема и обработки сигналов были получены спектральные характеристики, включающие ложные сигналы от фундамента, сигналы от нарушений, сигнал от продуктивного пласта.

Недостатком данного способа является относительно невысокая достоверность, т.к. произвести генерирование сигнала в диапазоне 0,5-1,0 Гц посредством трех однотипных сейсмических приемников, с одинаковой измерительной базой представляет собой сложную техническую задачу, особенно в морских условиях.

Известен также способ сейсморазведки, включающий регистрацию естественного сейсмического фона по трем компонентам не менее чем двумя сейсмоприемниками до и после генерирования сейсмических колебаний с частотой 0,1-70 Гц, суждение о наличии нефтегазовых месторождений по увеличению площади под кривой спектра сейсмического фона по всем трем компонентам после генерирования сейсмических колебаний [9].

Недостатком данного способа является низкая достоверность и надежность, т.к. произвести генерирование сигнала в диапазоне 0,1-1 Гц посредством двух однотипных сейсмических приемников, с одинаковой измерительной базой представляет собой сложную техническую задачу.

В известном способе [10] решается техническая задача повышения эффективности сейсморазведки для больших глубин. Техническим результатом является увеличение глубины сейсморазведки при одновременном повышении достоверности и эффективности сейсморазведки на различных глубинах за счет использования всего частотного диапазона микросейсмического сигнала, в том числе и сверхнизких частот.

При этом технический результат достигается за счет того, что в способе сейсморазведки, включающем предварительное определение дисперсионной кривой микросейсмических волн, характерной для исследуемой территории, путем проведения синхронной регистрации микросейсмических сигналов не менее чем тремя сейсмостанциями с вертикальными сейс

Патент 2433425