Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Методика определения поглощения сейсмических волн в надсолевой и подсолевой толщах Прикаспия с целью прогнозирования нефтегазоносности

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методика определения поглощения сейсмических волн в надсолевой и подсолевой толщах Прикаспия с целью прогнозирования нефтегазоносности"

И Г о 1}1\

\ с 1Г':;

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ВЫСШЕМУ ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА

УДК 550.834.535 На правах рукописи

ПАРНИКЕЛЬ ВЛАДИСЛАВ ЕВГЕНЬЕВИЧ

"МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ВОЛН В НАДСОЛЕВОЙ И ПОДСОЛЕВОИ ТОЛЩАХ ПРИКАСПИЯ С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ"

Специальность 04.00.12 - Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва -1996

Работа выполнена в Государственной академии нефти и газа имени И.М. Губкина на кафедре полевой геофизики и в лаборатории многомерной нефтегазовой геофизики Института проблем .нефти и газа Российской академии наук.

Научный руководитель: доктор технических наук,

профессор М.Б. Рапопорт;

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор O.A. Потапов; доктор геолого-минералогических наук, B.C. Славкин

Ведущая организация: Московская Государственная геологораз-

часов на заседании специализированного совета Д.053.27.08 при Государственной академии нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-Г, Ленинский пр., 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственной Академии нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан г.

Ученый/секретарь специализированного совета, кандидат геолого-минералогических наук,

ведочная академия им. С. Орджоникидзе.

Защита диссертации состоится^ .^¡/ll^J^ 1996

г. в аудитории

523 в {.Р

доцент

Общая характеристика работы.

Актуальность проблемы. Прикаспийская впадина является крупнейшей нефтегазоносной провинцией, где сосредоточены большие запасы нефти и газа. Разведка месторождений нефти и газа в отом регионе проводится в надсолевом и подсолевом комплексах отложений. В надсолевых отложениях, характеризующихся сложной солянокуполь-ной тектоникой, наличием разломных зон, основные перспективы связываются с поисками неструктурных ловушек. Поиски месторождений нефти и газа в подсолевых отложениях также затруднены сложностью картирования сейсмическими методами структур на больших глубинах при наличии в разрезе сидьнодислоцированной сульфатно-соленосной толщи, существованием аномально-высоких пластовых давлений, повышенной агрессивностью пластовых флюидов. Для повышения эффективности геолого-разведочных работ в этих условиях необходимо совершенствование сейсмических методов, обеспечивающих непосредственное прогнозирование залежей нефти и газа.

Прогнозирование нефтегазоносности основывается на расчете .и интерпретации динамических и кинематических параметров волнового поля. Наиболее информативным из динамических параметров является поглощение. Для решения задачи надежного определения поглощения сейсмических волн в условиях Прикаспийской впадины необходима разработка технологии раздельного определения поглощения в надсолевой и подсолевой толщах, которая учитывала бы характерные особенности их- геологического строения. Сложность решаемых задач требует разработки новых алгоритмов и программ, повышающих эффективность определения поглощения. На площадях со сложными сейсмогеологическими условиями, где имеются данные МОГТ, ВСП и ГИС требуется их комплексное использование для более точного и надежного определения поглощения с целью прогноза нефтегазоносности.

Актуальной является проблема изучения связи аномалий поглощения с различными типами залежей УВ, которые часто встречаются в геологическом разрезе. Прикаспия.

Целью работы является разработка и опробование методики определения поглощения в надсолевой и подсолевой толщах Прикаспийской впадины как сейсмического параметра-индикатора УВ.

Основные задачи исследований:

1. Изучить степень влияния залежей УВ, приуроченных к различным типам ловушек, на определяемое поглощение сейсмических волн.

2. Установить возможность прогнозирования залежей УВ по аномалиям поглощения сейсмических волн в надсолевой и подсолевой толщах Прикаспийской впадины.

3. Разработать специальные методические приемы, повышающие эффективность определения поглощения в надсолевой и подсолевой толщах, учитывая их специфические сейсмогеологические особенности.

4. Изучить влияние усечения сейсмических временных рядов различными весовыми функциями на точность определения поглощения, возможность его коррекции по импульсной трассе, вычисленной по данным ГИС.

5. Разработать новые способы определения поглощения и исследовать их точность и помехоустойчивость.

6. Разработать методические приемы вычисления параметров поглощения, определяемых с учетом влияния слоистости среды при совместной обработке данных наземной сейсморазведки и скважинных наблюдений.

Научная новизна: Новизна выполненной работы заключается в следующем:

1. На ряде известных месторождений показано, что в надсолевом и подсолевом комплексах отложений Прикаспийской впадины залежи УВ различных типов вызывают аномальное поглощение сейсмических волн, что можно использовать для прогноза нефтегазоносности.

2. Показано, что надкупольные зоны дробления также могут быть причиной сильного поглощения сейсмических волн и поэтому должны учитываться при интерпретации.

3. Предложены и исследованы новые алгоритмы определения параметров поглощения, повышающие эффективность динамичексой обработки.

Практическая ценность работы.

Применение разработанной методики определения поглощения повышает надежность прогнозирования нефтегазоносности и эффективность геолого-разведочных работ в надсолевых и подсолевых отложениях Прикаспийской впадины.

Разработанные новые алгоритмы и программы в комплексе с уже существующими алгоритмами позволят повысить эффективность динамической обработки для прогноза нефтегазоносности.

Выполненные работы по оценки перспективности ряда структур в пределах полуострова Бузачи повысят успешность разведочного бурения на этих структурах.

Реализация работы в производстве. На основании выполненных исследований с участием автора подготовлены "Методические рекомендации по применению корреляционного метода прямых поисков (КМПП) для прогнозирования залежей углеводородов в юго-восточной и восточной частях Прикаспийской впадины" и переданы в Аты-раускую геофизическую экспедицию, трест "Эмбанефтегеофизика" (г. Атырау), Актюбинскую геофизическую экспедицию (г. Актюбинск), Алматинскую геофизическую экспедицию (г. Алматы).

Разработанные программы и алгоритмы включены в пакет динамической обработки, созданный на кафедре полевой геофизики ГАНГ им. И.М. Губкина.

Апробация работы. Основные научные и практические результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на международной геофизической конференции (EAEG-56-th Meeting and Technical Exhibition-Vienna, Austria, 1994), международной геофизической конференции SEG, EAGO (г. Санкт-Петербург, 1995), международной конференции " Каспий-95, Каспийский регион: экономика, экология, минеральные ресурсы ", (Москва, 1995), 2-ой Всесоюзной конференции "Системный подход в геологии" (МИНГ им. И.М. Губкина, 1986), на научно-технической конференции " Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России " , (ГАНГ им. И.М Губкина, 1994), 2-ой конференции молодых ученых и специалистов (Волгоградское областное правление НТО НГП им И.М. Губкина, 1991).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 176 страниц машинописного текста, из них 75 рисунков. Список литературы включает 145 наименований.

Работа выполнена на кафедре полевой геофизики ГАНГ им. И.М. Губкина и в лаборатории многомерной нефтегазовой геофизики ИПНГ РАН в 1984-1996 гг. под научным руководством профессора, д.т.н М.Б. Рапопорта, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор благодарит за поддержку и помощь в работе к.т.н. А.М. Жукова, k.t.h. В.И. Рыжкова, к.т.н. А.Б. Лапана, В.А. Катели, доцентов кафедры ГИС А.Н. Африкяна, Ю.Б. Прошлякова, а также всех сотрудников кафедры полевой геофизики и лаборатории многомерной нефтегазовой геофизики. Автор признателен сотрудникам производст-

сенных геолого-геофизических организаций Республики Казахстан В.П. Коломиецу, М.Ш. Назарову, С.М. Альжанову, О.А Жуйкову, Н.И. Петрову, H.H. Петрову, В.Е. Кулику за практическую помощь г работа.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Глава первая. В данной главе представлен обзор основных причин, механизмов поглощения волн и способов определения параметров поглощения по данным наземной сейсморазведки.

Поглощение сейсмических волн это сложное явление связанное с физико-механическими свойствами пористых горных пород. Существуют различные теории поглощения. Ряд частных решений, касающихся этой проблемы приведены в работах Цвинккера, Костена, Морса. Я.И. Френкель предложил теорию сейсмических и сейсмо-элек-трических явлений в сухих и влажных средах. Позднее Био усовершенствовал эту теорию и связал диссипацию сейсмической энергии с вязким трением между жидкой и твердой фазами пористой среды. В работах В.Н. Николаевского., КС. Басниева, А.Т. Горбунова, В.А. Вотова предлагается теория поглощения, основанная на теплообмене между твердым скелетом и флюидом.

Дальнейшие исследования были направлены на разработку механизмов поглощения в многофазных средах. В работах Д.Е. Уайта предлагается механизм поглощения, связанный с потерей сейсмической энергии на вязкое трение и сжатие газовой компоненты в процессе движения жидкости по порам, а также с рассеянием сейсмических волн на границах сферических газовых включений, когда их размеры превышают размеры пор. Л.И. Рапопорт предложила механизм затухания, связанный с явлением массообмена между жидкой и газовой фазами многокомпонентной углеводородной смеси в области фазовых переходов в термобарических условиях, близких к критическим.

Экспериментально повышенное затухание амплитуд сейсмических волн в залежах УВ впервые отметили в 1957г. И.Г. Медовский и К.А. Мустафаев, которые объяснили его аномальным поглощением. Ре-

зультаты работ М.Б. Рапопорта и его учеников в районах Восточной и Западной Сибири, Прибалтике, Баренцевом море и др. показали, что в этих районах залежи УВ четко отображаются в поле поглощения. Характер наблюдаемого эффекта зависит от состава УВ и термобарических условий, что требует изучения этого эффекта в каждой нефтегазоносной провинции.

Все способы определения поглощения условно разделяются на дифференциальные и интегральные.

К первой группе относятся способы, основанные на анализе отдельных волновых импульсов. К их числу относятся способы определения поглощения по отношению спектров двух отраженных волн, по отношению спектров однократных й многократных преломленных волн, по встречным графикам амплитуд отраженных волн, при совместном использовании прямой волны, зарегистрированной на поверхности или в скважине и отраженной волны от толстого слоя (И.С. Берзон, A.M. Епинатьева). Все эти способы предусматривают наличие сведений о величинах коэффициентов отражения, функциях расхождения, что на практике неосуществимо. Определенные погрешности возникают при неучете интерференционных явлений, образованных на границах слоев, премыкающих к опорному отражающему .горизонту. В то же время, эти способы обладают высокой разрешающей способностью..

Вторая группа способов предусматривает определение поглощения в достаточно протяженных временных интервалах. При этом естественно снижается временная разрешенность, но повышается точность и помехоустойчивость, поскольку в большом интервале отмечается много отражённых сигналов и при одновременном их анализе снижаются погрешности, связанные с влиянием слоистости и аддитивного шума, что приводит к вычислению более статистически достоверной оценки поглощения. В эту группу входят способ определения коэффициентов затухания амплитуд по графикам lnA(t) (A.M. Епинатьева).

В 1967 году М.Б. Рапопорт, используя корреляционную теорию случайных функций предложил способы определения поглощения по отношению спектров мощностей и изменению характеристик функций автокорреляции интервалов сейсмической" записи, предполагая при этом, что протяженные участки сейсмограмм можно рассматривать как реализацию случайного процесса.

В дальнейшем были разработаны кепстральный (Э. Данкварт, У. Патцер) и логспектральный (М.Б. Рапопорт, A.M. Жуков) алгоритмы, позволяющие снизить влияние слоистости. Л.И. Рапопорт предложила спектральный (по модулю спектра) алгоритм и алгоритм коррекции влияния импульсной трассы, построенной по данным ГИС. Надежность определения поглощения по этому способу зависит от точного построения тонкослоистой модели среды, что связано с наличием данных акустического каротажа. При обработке вдоль профиля для коррекции необходима сейсмоакустическая модель.

Главая вторая. Эта глава посвящена разработке методики определения поглощения в надсолевой толще, которая характеризуется сложной тектоникой. Для изучения возможностей определения поглощения в различных сейсмогеологических условиях была проведена опытно-методическая обработка на изученных эталонных месторождениях Акингень, Ровное и "пустых" структурах Алакоз, Косчагыл Ю--В.

В начале рассмотрена технология выбора параметров обработки, которая имеет очень важное значение при определении поглощения. С целью выбора оптимальных параметров обработки в нескольких точках профиля производятся звндирования. Определение декрементов поглощения выполняется с малым (10-50 мс) смещением по времени пар временных интервалов, по которым определяется поглощение. При наличии скважин зондирования проводятся вблизи них, по возможности в контуре и за контуром предполагаемой залежи углеводородов. В про-

цессе зондирования осуществляется выбор оптимальных параметров обработки:

- количество трасс в одном пункте анализа;

- интервал удалений трасс от источника;

- число и размеры временных интервалов. Стандартная схема предусматривает выбор временных интервалов одинаковой величины, расположенных "встык";

- границы полосы частот оценки декремента поглощения на основе анализа амплитудных спектров и их логарифмических разностей;

- шаг пунктов анализа вдоль профиля.

Анализ применения стандартной методики определения поглощения показал:

1. Определение поглощения в условиях тектонически спокойного геологического разреза на месторождении Акингень позволило достаточно надежно выделить аномалию поглощения в области известной нефтегазовой залежи [1];

2. В результате определечия поглощения в более сложном геологическом разрезе на месторождении Ровное, где структура разбита грабеном на два крыла, получены менее надежные результаты. Наряду с аномалиями поглощения, связанными с нефтяной залежью в нео-комских отложениях и перспективными пермо-триасовыми отложениями отмечаются "ложные" аномалии, вызванные, возможно, интерференцией;

3. Тектонические нарушения небольшой амплитуды не проявляются на разрезах поглощения;

4. Применение стандартной методики определения поглощения' в сложных сейсмогеологических условиях на примере "пустых" структур Алакоз и Косчагыл Ю-В, осложненных зонами дробления, не поз-

волило однозначно интерпретировать природу полученных аномалий поглощения.

Для распознования и исключения "ложных" аномалий поглощения, повышения эффективности метода была разработана специальная методика [8]. Для объяснения ее сущности рассмотрим модель горизонтально-слоистой среды, которая включает поглощающую пачку. Пусть границам этой пачки соответствуют на сейсмограмме длительностью (0-Т3) времена Т[ и Т2. Амплитудный спектр участка трассы в интервале времени от 0 до Т^ можно представить в виде: У0(со) = во (о) •Кд(са), где Б о ((О) -амплитудный спектр сейсмического сигнала; К|)((о)- амплитудный спектр импульсной трассы для этого временного интервала. В интервале (Т1-Т2) спектр дополнительно включает компоненту, зависящую от поглощения в слое, что и является основой для определения поглощения. При принятой в стандартной методике выборе пары интервалов "встык" максимальное эффективное поглощение, наблюдается в кровле поглощающей пачки на временах Т1, где все отражения верхнего интервала не проходят через поглощающую пачку, а все отражения нижнего интервала испытывают ее влияние. Но поглощение сказывается и на всех отражениях от глубже залегающих границ (интервал Т2-Т3), что в стандартной методике не используется. Для повышения эффективности определения поглощения предлагаются адаптивные схемы расположения интервалов, которые учитывают информацию о поглощении во временном интервале от кровли поглощающей пачки до конца сейсмической записи. Если временной интервал полезной сейсмической записи до кровли поглощающего пласта достаточно большой, то предлагается определять поглощение относительно верхнего интервала, расположенного над поглощающей пачкой по формуле [8]:

*

= лА (1п у0 ((0 ) )■ 8зф А со Л т У (со )

где У((о)- амплитудный спектр интервала сейсмической записи, включающий поглощающую пачку. Вместо промежутка времени (12-1!)- расстояния между центрами пары интервалов, являющегося параметром схемы обработки, используется параметр среды Ат, который равен временной мощности поглощающей пачки. Если он неизвестен, то может быть исключен из формулы, которая в этом случае дает поглощение с точностью до постоянного множителя.

Такое изменение необходимо, так как при фиксированном верхнем интервале увеличение времени 12 (нижнего интервала) привело бы к систематическим ошибкам, возрастающим с глубиной. Кроме того, оно допускает определение поглощения'по паре временных интервалов разной длины. При последовательном увеличении 12 измеряемое поглощение возрастает с прохождением через поглощающую пачку и дальше должно оставаться постоянным до следующей пачки, испытывая лишь колебания из-за влияния слоистости.

Расположение интервалов анализа может быть различным. Предлагается четыре варианта схем определения поглощения в надсолевой толще. В двух вариантах верхний опорный интервал, расположенный над поглощающей пачкой, остается неподвижным, а нижний большой интервал, включающий поглощающую пачку, последовательно сокращается на величину приращений А!.. При этом он не должен включать отраженные волны, образованные от границ сульфатно-соленосной толщи. Возможны две модификации изменения границ нижнего интервала :

- длительность интервала при сдвиге верхней границы последовательно уменьшается;

- длительность интервала уменьшается при сдвиге нижней границы.

Третий вариант предусматривает, что нижний, скользящий интервал имеет постоянную длительность. Особенностью этой схемы является возможность разделения нефтегазоносных интервалов по уровню поглощения. Четвертая схема предусматривает одновременное увеличение верхнего и уменьшение нижнего интервалов на постоянную величину. Такие схемы имеют следующие преимущества по сравнению с обычной:

- большая длительность нижнего интервала существенно повышает помехоустойчивость вычисления поглощения.

- многократная оценка декремента поглощения позволяет более уверенно выделять аномалии поглощения, связанные с залежами УВ, так как для каждого положения нижнего интервала влияние импульсной трассы будет разное, а величина поглощения должна оставаться одинаковой.

Для применения предлагаемых схем автором были модифицированы программы SPECTR и CORAL, составленные .A.M. Жуковым и В.И. Рыжковым.

В случае, если нефтегазовая залежь залегает на небольшой глубине и длительность опорного интервала не позволяет вычислять декременты поглощения с достаточной точностью предлагается использовать спектральный параметр р, который косвенно характеризует поглощение и определяется как [9]:

1

Д 1п-

Р =-

Асо

Разность параметров р, определенных в верхнем и нижнем интервале, равна декременту поглощения:

о = •

ДсаДт

1п—---1п-

Y2(o) Y^O))]

Этот параметр можно рассматривать (с точностью до множителя) как оценку среднего поглощения в среде от источника до центра временного интервала при возбуждении колебаний со спектром, равномерным в используемой полосе частот [5]. Поэтому часть сейсмической записи, расположенная в области залежи и ниже ее, должна выделяться на разрезе параметра р повышенными значениями. В случае, если залежь находится на небольшой глубине, то по разрезам параметра р возможно определение ее границ. Кроме того, расчет параметра р в интервале сейсмической записи до кровли поглощающей пачки позволяет проводить оценку стабильности условий возбуждения и приема. Предложенный алгоритм расчета параметра р был включен в программу CORAL.

Для прогнозирования залежей в надсолевой толще предлагается следующая методика обработки. Подготовка исходных материалов и объединение трасс по пункту анализа проводится так же, как при стандартной методике. Далее обработка включает следующие этапы:

1. Расчет разрезов поглощения с применением стандартной схемы обработки;

2. Расчет поля параметра р. Значения р вычисляются в скользящем временном интервале постоянной длительности;

3. Совместная интерпретация временного разреза, разрезов декремента поглощения и параметра, р. Выделение аномальных зон. Для определения природы аномальных зон обработка с новыми схемами;

4. Выбор схемы расположения временных интервалов осуществляется по результатам зондирований на участках профиля, где отмечаются аномалии поглощения. Опорный интервал должен находится в пределах интенсивных хорошо коррелируемых отражений, которые в

наименьшей степени осложнены разломами, участками прерывания прослеживаемости, существенно искажающими спектр колебаний. Значения параметра р в выбранном опорном интервале должны быть стабильными по профилю;

5. Расчет разреза эффективного декремента поглощения по выбранной схеме обработки;

6. Совместная интерпретация разрезов эффективных декрементов поглощения, параметра р, временного.

Разработанная методика была применена на изучаемых площадях.

На месторождении Акингень, учитывая хорошие результаты применения стандартной методики, вычислялся только разрез параметра р. В результате в области нефтегазовой залежи и ниже ее получена четкая аномалия параметра, интенсивность которой постепенно увеличивается по времени [8].

На площади Ровная применение специальной методики позволило получить разрез, где отмечается только одна аномальная зона, совпадающая с продуктивным участком профиля [8].

На площадях Алакоз и Косчагыл Ю-В применение специальной методики позволило определить причину образования "ложных" аномалий, которая связана с наличием в верхней части разреза разломной зоны дробления [10].

Глава третья. Данная глава посвящена исследованию способов определения поглощения в глубокозалегающих нефтегазоносных под-солевых отложениях и выработке методики изучения поглощения сейсмических волн с учетом особенностей строения сложного геологического разреза Прикаспийской впадины. Для этих исследований в качестве эталонов были выбраны три подсолевых месторождения: Тенгиз, Жа-нажол, Урихтау.

и

Особый практический интерес представляет гигантское месторождение Тенгиз. Однако, визуальный анализ его сейсмических разрезов показал, а опытная обработка данных подтвердила, что характер волнового поля на Тенгизе не позволяет определять поглощение из-за отсутствия в области залежи протяженных участков колебаний, соответствующих тонкослоистой модели среды и сильной интерференции на границах сульфатно-соленосной толщи.

Объектами, на которых проводилось изучение эффективности стандартной методики выбраны были месторождения Жанажол и Урихтау. Для обработки использовались сейсмические материалы по профилю, который проходит через оба месторождения. Визуальный анализ временного разреза показал, что в пределах временного интервала, включающего поле отраженных волн, образованных в сульфатно-соленосной толще, также, хотя и в меньшей мере регистрируется сложная волновая картина. В результате обработки получен разрез декрементов поглощения, где отмечаются три аномальные зоны, две из них, по-видимому, связаны с сульфатно-соленосной толщей. Третья аномалия отмечается в интервале, где регистрируются отраженные волны, образованные во второй карбонатной толще КТ-2. Однако, аномалия поглощения отмечается и в средней части профиля, где имеется непродуктивная скважина.

Таким образом, проведенные исследования на трех месторождениях показали неудовлетворительную эффективность стандартной методики определения поглощения в подсолевой толще.

Главной помехой при определении поглощения в подсолевой толще является частотная характеристика сульфатно-соленосной толщи. Изучение изменения этой частотной характеристики можно проводить на основе анализа графиков параметра р, в процессе которого выделяются зоны интерференции волн, которые приводят к появлению ложных аномалий поглощения. Эти аномалии в процессе интер-

претации разреза декрементов поглощения, вычисленного по стандартной схеме, отбраковываются.

Другой подход предусматривает исключение из обработки интервала сейсмической записи с отражениями, образованными в сульфат-но-соленосиой толще, используя специальные схемы обработки [7]. Опорный интервал должен включать только отраженные волны, образованные в надсолевой толще. Нижняя граница этого интервала не должна опускаться ниже отражения от кровли сульфатно-соленосной толщи. Причем, опорный интервал может включать запись отраженных волн, образованных во всем надсолевом интервале. Определение эффективного декремента поглощения проводится в нижнем скользящем интервале, верхний край которого ре должен захватывать подошву соли. Возможные варианты расположения нижнего интервалы определяются конкретными сейсмогеологическими условиями и описаны в. гл. 2. После вычисления разреза декремента поглощения по подходящей схеме проводится совместная .интерпретация его, разрезов параметра р, разреза, вычисленного по стандартной схеме, временного разреза с целью отбраковки ложных аномалий и определения аномалий, связанных с нефтегазоносностью.

Применение такой методики на площадях Урихтау и Жанажол позволило получить разрез поглощения с очень низким уровнем погрешностей, где наблюдаются аномалии поглощения, которые соответствуют месторождениям нефти и газа в подсолевой толще [7].

Глава четвертом. Эта глава посвящена разработке новых алгоритмов определения поглощения, исследованиям их эффективности и применения их на практике.

Для исследования новых алгоритмов вычислялась группа синтетических трасс с постоянным поглощением по алгоритму Л.И.Рапопорт. Эффективность каждого алгоритма оценивалась при сравнении с из-

вестным стандартным способом определения декремента поглощения,

симируется прямой методом наименьших квадратов. Здесь У^ (f) и У^) -амплитудные спектры колебаний в интервалах Е, и ].

Было изучено влияние усечения сейсмических временных' рядов различными1 весовыми функциями на точность определения поглощения. Показано, что при расчете нескорректированных оценок поглощения эффективной оказалась прямоугольная весовая функция, скорректированных- функция Хеминга. Полученный результат мы объясняем высоким уровнем погрешностей при отсутствии коррекции. Эти весовые функции использовались в модельных исследованиях новых алгоритмов и обработки сейсмических материалов.

Стандартный способ!, основывается на определении поглощения по отношению спектров , и в случае малой величины знаменателя ошибки могут резко возрастать. Поэтому, было рассмотрено несколько возможностей снижения связанных с этим ошибок путем использования разных преобразований спектров.

Так, предлагается спектрально-энергетический алгоритм определения поглощения [12]. Вычислим сумму логарифмов составляющих спектров колебаний в спектральной полосе расчета декремента поглощения:

вычисляемого по наклону графика 0(£) = 1п

.который аппрок-

"

к

к

к

1 = П

1=П

где: С^ С| -константы, равные дисперсии импульсной трассы в окнах анализа; пик- индексы левой и правой границ спектральной полосы;

т=к-п+1. В результате преобразований с точностью до разности постоянных С^ С^ декременты поглощения можно вычислить по формуле:

¿(ln^(fj) - lnYj(fj))

8

— l=n

£г к о

¡=п

В случае расчета взвешенно-частотных логарифмических спектров можно вычислять декремент поглощения по формуле:

5 -

ATX(fi У

ч.*2

1=11

Несмотря на простоту вычисления, эффективность этих алгоритмов при модельных исследованиях оказалась достаточно высокой, что будет показано ниже при рассмотрении результатов модельных исследований.

Известно, что из-за влияния частотной характеристики среды, различных помех и других факторов спектр сигнала существенно изрезан, что приводит к искажению оценок поглощения. В работе (М.Бат) предлагается определять спектр с изменяющейся частотой (накопленный спектр) по формуле:

Fn(a>)= jF(co)d(D->XF(o)i).

i=0

Будучи интегралом заданного спектра F(o), накопленный спектр значительно глаже. Поэтому, можно предположить, что определяемые оценки поглощения по накопленным спектрам будут более досто-

0

верными. После преобразований была получена формула для расчета декремента поглощения [13]:

, _ сЦУ(Ь)] лг ~ дтаТ(Ь)'

ь ъ

где: 0[?(Ь)] = ^^(£¡> + 8111^ -

¡=11 1=П

¡=п

b-текущий номер отсчета спектра, который изменяется от п до к, a=b-n+l. Зависимость Q^f(b)J аппроксимируется прямой методом наименьших квадратов.

Следующий алгоритм основывается на разделении спектральной полосы на 1 равных субполос шириной m отсчетов. Для каждой субполосы вычисляется выражение [14]:

= Y^ (f¡)- lnYj^fj)) + mlnC^ - mlnCj,

Í=I1 •

k

где: =

i=n

Используя эти выражения, получим формулу для определения'декремента поглощения:

S dZ(Fi)

Oír =- I

lr ATdF,

которое не зависит от соотношения постоянных С^ Cj.

Другой алгоритм, который также не зависит от соотношения С^ С^, основывается на вычислении декремента поглощения по формуле [14]:

где т=к-п; Д£-шаг дискретизации по частоте.

Рассмотрим алгоритмы определения декремента поглощения- по координатам спектрального центроида. Известно, что спектральной центроид соответствует центру тяжести фигуры, ограниченной спектральной, кривой (М.Бат). Для спектраЕ(со) координаты центроида находятся следующим образом:

Центроидные координаты указывают место, где сосредоточена основная энергия явления в спектре. В спектре, где присутствует компонента поглощения будут изменяться величины обеих координат.

Запишем выражение, позволяющее вычислить энергетическую координату спектрального центроида по логарифмическому спектру временного интервала с компонентой поглощения:

к£[(1п У^ - <£)) - (1п У,. ) - 1п У, ({,))]

я — 1=п

с1г -

ДТгшУ:

После преобразования получим квадратное уравнение:

к к

1=П к

-5

к к 1=П ¡=п

- ДТ^ОпУ^))2-^

1=п

Упростим это выражение. Пусть

=0

ь=-

_1=П ¡ = П 1 = П 1=П

С учетом новых обозначений уравнение примет вид

а8 - Ь8 - с = 0.

Корни этого уравнения определяются по формулам:

-Ь + л/ь2 -4ас

2а

1=П

-Ь-л/ь2 -4ас

62 ---

г 2а

Численно было показано, что отвечает требованию поставленной задачи корень 8есг =62, который зависит от соотношения С^ и С

Теперь рассмотрим способ определения поглощения по частотной координате спектрального центроида, которую очень часто называют средневзвешенной частотой. Запишем выражение частотной координаты спектрального центроида, вычисленного по логарифмическому спектру временного интервала с компонентой поглощения: к к к

к к к ¡=П 1 = п 1 = П

После преобразования получим окончательное выражение для вычисления декремента поглощения, независимого от соотношения С^ и С^.:

8

™ ~ ЛТ

к к к. к

1=п_1=п_¡-п_1=п_

к к к к

Ей)2 - 2>У}(^И •

Далее в диссертации рассмотрены два способа оценки поглощения по изменению ширины спектров колебаний. Известно, что поглощение сейсмических волн приводит к увеличению длительности сигнала. В соответствии с принципом взаимного обратного соответствия между временной И частотной областями увеличение длительности сигнала приведет к уменьшению ширины спектра. Следовательно, изменение ширины спектра можно использовать для оценки поглощения.

Первый - алгоритм основан на определении декремента поглощения по изменению эквивалентной ширины, которая определяется в работе (М. Бат) по формуле:

и связана с эквивалентной длительностью А1;е (временная функция) соотношением: Л^ -Лсае = 2п. После преобразований получено окончательное выражение для определения декремента поглощения:

£(1пУ5 №)- 1пУ^)) - ш1пУ^(0) + ш1п У,(0)

X - 1 = п бЬг -

¡=п

Другой способ основ'ан на качественной оценке поглощения по изменению ширины спектра А^, при определении которой используется методика аналогичная методике вычисления среднего квадратического отклонения в математической статистике (М.Бат):

Л4 =

¡=п_

где ¿^С^) / ¿в(^).

¡=п / ¡=п

Определим для верхнего и нижнего временных интервалов значения А^и А^2 и вычислим относительный параметр поглбщения:

По всем алгоритмам можно вычислять скорректированный декремент поглощения = 5sr — где 5sr- вычисляется по одному из разработанных алгоритмов, вычисляется по синтетической трассе, расчитанной для идеально-упругой среды по данным ТИС.

Для изучения точности и помехоустойчивости разработанных алгоритмов были выполнены модельные исследования. На первом этапе изучалась точность определения поглощения в зависимости от длины интервалов анализа. В результате по всем новым параметрам, вычисленных без коррекции слоистости, получены погрешности ниже, чем по стандартному способу. Относительное увеличение точности при длине интервала 100 мс для параметров 8nr, SEr, 8shr, 81г, 8dr, 8vwr, 8wcr, Secr, составило соответственно 65%, 63%, 61%, 58%, 56%, 53%, 51%, 27%. Результаты аналогичных исследований скорректированных оценок поглощения показали, что точность их существенно выше, чем нескорректированных. Относительное увеличение точности при длине интервала 100 мс для параметров 5 , 8 vwk, , SElt, 8 wek, составило соответственно 76%, 68%, 64%, 49%, 11%. Параметры 8lk,5dk, 8Eck, оказались менее точными по сравнению со стандартным способом и их относительное уменьшение точности составило соответственно 3%, 6%, 11%.

Дальнейшие исследования были направлены на изучение точности предлагаемых способов в зависимости от соотношения сигнал/помеха. В результате исследования нескорректированных оценок поглощения уровень ошибок вычисления всех параметров за исключением 8]r, 8dr,

получился ниже, чем у стандартного алгоритма. Относительное увеличение точности при S/N=l для параметров 8vwr, 5wcr, 8ecr, 8nr, SEr , 8shr составило соответственно 56%, 54%, 40%, 25%, 23%, 20%. Для

параметров 5^., 8с1г получено относительное уменьшение точности на 2% и 6%. В результате исследования скорректированных оценок поглощения относительное увеличение точности при 5/М=1 для параметров йи,ск, йтек, 5п]с, 5еск, составило соответственно

66%, 64%, 44%, 41%, 39%, 31% и относительное уменьшение точности параметров 8йк соответсвенно 1% и 4%. Несколько меньшая

разрешенно<;ть и помехоустойчивость параметров 5)г, 8(1г

позволяет рекомендовать их использование только в комплексе с другими параметрами.

Установлена слабая коррелированность погрешностей оценок поглощения, полученных по разным алгоритмам. Это позволяет еще более снизить погрешность, осредняя определения по тем алгоритмам, которые дали наибольший выигрыш в точности.

Разработанные и исследованные выше алгоритмы оценки поглощения сейсмических волн реализованы автором в программах, которые были включены в пакет программ динамической обработки, разработанный на кафедре полевой геофизики ГАНГ им. И.М. Губкина.

Для .изучения эффективности предлагаемых алгоритмов была выполнена обработка сейсмических материалов, полученных на ряде известных месторождений (Каламкас, Чингиз, Чинаревское), "пустых" структурах (Долгинец.Сев, Оралбай) и перспективных структурах (Приморская, Долгая, Кюган, Карасаран, Тырсымазар), которые в настоящее время не разбурены. Структуры Чингиз, Чинаревская расположены в восточной части Прикаспийской впадины, а структура Каламкас, Приморская, Долгая, Долгинец.Сев, Кюган, Оралбай, Карасаран, Тырсымазар- в пределах полуострова Бузачи.

На месторождении Каламкас выполнен комплекс экспериментов, который позволил получить следующие результаты [16]:

- на нескольких профилях в восточной части месторождения получена четкая и интенсивная положительная аномалия поглощения, которая по площади подтверждается данными испытаний восьми скважин и срвпадает с контуром нефтегазоносности;

- выполнено тестирование различных параметров обработки в этих сейсмогеологических условиях, в том числе различных схем обработки;

• - проведенный анализ применения новых алгоритмов показал их эффективность;

- определены наиболее информативные параметры- §№сг, б£СГ, 5ПГ , 5у1А,г, 6ЕГ. Для увеличения точности и надежности полученных результатов они использовались при вычислении комплексного усредненного параметра;

- изучена частотная' зависимость декремента поглощения в области залежи. Показано, что эта зависимость носит линейный характер.

На "пустой" структуре Оралбай проведено тестирование алгоритмов по трем сейсмическим профилям. На всех разрезах параметров поглощения интенсивные аномальные зоны не отмечаются, что хорошо согласуется с данными бурения [17] .

В результате обработки сейсмического профиля, проходящего через структуры Кюган, Долгая, Карасаран, Долгинец.Сев на основе комплексной интерпретации различных параметров был сделан вывод о невысокой перспективности этих структур.

На прогнозной структуре Тырсымазар в результате обработки на разрезах параметров 5^Г,5№СГ,5ПГ,58СГ отмечаются очень слабые по интенсивности и неоднородные по времени зоны повышенных значений, которые отмечаются на крыльях структуры.

На площади Приморская по всем параметрам в зоне выклинивания .верхнеюрских отложений получена слабая по интенсивности область повышенных значений [15].

На площади Чингиз по всем алгоритмам получены разрезы, на которых отмечаются две аномалии поглощения в своде структуры. Верхняя аномалия, выделяется во временном интервале регистрации отражений от границ перспективных нижнемеловых и вернеюрских отложений, где по двум скважинам установлены нефтепроявления. Вторая, нижняя аномалия может быть связана с возможной продуктивностью пермо-триасовых отложений.

На Чинаревской площади на момент обработки материалов была пробурена только одна скважина, которая вскрыла газоносный пласт в интервале, который соответствует подсолевым среднедевонским отложениям. В результате обработки был вычислен разрез комплексного параметра, на котором отмечаются две аномалии поглощения. Первая расположена на участке Профиля, где находится продуктивная скважина, вторая на перспективном участке профиля [17].

Глава пятая. При проведении детальных сейсмических работ с целью прогнозирования залежей УВ большое значение приобретает комплексная обработка и интерпретация данных сейсморазведки и скважинных наблюдений. Л.И. Рапопорт предложила алгоритм определения поглощения с коррекцией импульсной трассы, которая вычисляется по скважинным данным. Для практического использования этого алгоритма при детализации залежей УВ в условиях Прикаспия необходимо разработать ряд методических приемов, обеспечивающих эффективность профильной обработки, подготовить программное обеспечение.

Технология обработки данных сейсморазведки и ГИС при расчете параметров поглощения должна включать три этапа. '

На первом этапе выполняется обработка полевого сейсмического материала, в результате которой мы получаем сейсмограммы ОГТ с выравненными по времени годографами отраженных волн.

На втором этапе проводится подготовка скоростной и плотностной моделей среды и вычисление синтетических трасс по каждой скважине, расположенной на сейсмическом профиле. Для решения этих задач, а также для расчета поглощения с коррекцией влияния слоистости среды автором были разработаны алгоритмы и программы, которые объединены в программный комплекс. Вначале проводится подготовка и редакция данных геофизических исследований скважин, сейсмического каротажа (ВСП) и запись их в потрассовом формате на магнитную ленту с помощью программы DANGIS. Эту информацию использует на своем входе программа IMPRO, которая предназначена для расчета синтетических трасс в опорных точках сейсмического профиля, где располагаются скважины. Расчет синтетических трасс проводится в следующей последовательности [2]:

1. Перевод исходной информации из масштаба глубин в масштаб удвоенного времени пробега;

2. Расчет ипульсной трассы с учетом многократных отражений по алгоритму Баранова-Кюнетца;

3. Свертка импульсной трассы k(t) с модельным сейсмическим сигналом s(t).

Для анализа подобия синтетических и реальных сейсмических трасс разработана программа IMTSDV. После выравнивания синтетических и реальных трасс, которые объединяются в комбинированные сейсмограммы, выполняется стратиграфическая привязка отраженных волн, оценивается точность и детальность вычисленной синтетической трассы. Если вычисленный коэффициент корреляции находится ниже порога надежности и визуальное сопоставление неудовлетворительное,

процесс обработки возвращается на стадию редакции скоростной и плотностной моделей. В противном случае начинается следующая стадия обработки- вычисление амплитудных спектров временных интервалов синтетических и реальных трасс. В специальном формате амплитудные спектры записываются на магнитную ленту.

На последнем этапе с помощью программ БЕСНУЙ, БЕСЭРА БЕСБР1 проводится вычисление относительных и абсолютных параметров поглЬгцения скорректированных за влияние слоистости.

Для успешного выполнения профильной обработки необходим тщательный подбор параметров обработки в пределах каждой скважины. В число основных процедур по выбору оптимальных параметров входят:

1. Выбор оптимальных схем расположения временных интервалов анализа. Длительность и расположение временных интервалов анализа определяются длиной синтетической трассы, временной мощностью и расположением по времени поглощающих пластов;

2. Выбор оптимального количества обрабатываемых сейсмических трасс. Должен проводится осторожно, так как погрешности ввода кинематических и статических поправок приведут к искажению суммарного спектра колебаний;

3. При отсутствии детальной сейсмоакустической модели выбор границ участков профиля, где степень подобия синтетических трасс и реальных трасс, расположенных на различных удалениях от скважины сохранялась постоянной. Предлагается это делать двумя способами.

Первый способ, полуавтоматический основан на визуальном выборе участков профиля по временному разрезу и сопоставлении синтетической трассы с сейсмическими трассами, выбранных на основе вычисления коэффициентов корреляции, которые распечатываются в виде таблиц.

*

Второй способ основывается на вычислении разрезов абсолютных динамических параметров , определяемых по сейсмическим трассам вдоль всего профиля. На основе совместного анализа этих разрезов и временного разреза определяются участки профиля, где будет наблюдаться стабильность частотной характеристики среды..

На последнем этапе выполняется вычисление параметров поглощения с коррекцией влияния слоистости вдоль выбранных участков.

Разработанный комплекс программ был использован при обработке сейсмического профиля, пересекающего месторождение Акин-гень. В результате обработки по стандартной методике с интервалом анализа 0.4 с без коррекции слоистости удалось выделить четкую аномалию поглощения только на времени 0.55 с, хотя залежь состоит из нескольких нефтяных и газовых пластов. Уменьшение интервала анализа снижало эффективность обработки, так как влияние слоистости возрастало. Поэтому был выполнен расчет параметров поглощения с коррекцией слоистости [4]. Для расчета синтетических сейсмограмм были использованы наиболее качественные скважинные данные,- полученные в одной из скважин расположенных на обрабатываемом профиле в своде структуры. В результате была составлена тонкослоистая модель, включающая 480 пластов в интервале глубин 560-2230 м [2]. После расчета синтетической сейсмограммы был выбран участок профиля с высокой степенью подобия синтетической и реальных трасс с границами 5.1-7.1 км. В результате вычисления скорректированных разрезов поглощения на этом участке была получена более детальная аномалия поглощения по профилю и времени, которая хорошо согласуется с данными бурения.

Основные результаты диссертационной работы

1. Показано, что залежи УВ различных типов, расположенные в надсолевой и подсолевой толще Прикаспия вызывают повышенное поглощение сейсмических волн.

2. При интерпретации результатов динамической обработки необходимо учитывать надкупольные зоны дробления, которые могут быть причиной сильного поглощения сейсмических волн.

3. Предложены и исследованы алгоритмы и программы определения поглощения, повышающие эффективность динамической обработки.

4. Предложены методические приемы вычисления параметров поглощения, определяемых с учетом влияния слоистости среды при совместной обработке данных наземной сейсморазведки и скважинных наблюдений.

5. Разработана методика определения поглощения сейсмических волн,повышающая эффективность прогнозирования залежей УВ в надсолевой и подсолевой толщах, учитывающая их специфические сейс-могеологические особенности.

6. На основе динамической обработки определена перспективность ряда плЬщадей в пределах п-ва Бузачи.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Опыт прогнозирования залежей нефти и газа в надсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской впадины. Разведочная геофизика, изд. ВИЭМС, Экспресс-информация, сер. Отечественный производственный опыт, N 12, 1986, с 11-16. (соавторы: М.Б. Рапопорт, А.Н. Храпов, H.H. Петров).

2. Изучение скоростной характеристики надсолевой толщи Прикаспийской впадины по данным геофизических исследований скважин и сейсморазведки на примере месторождения Акингень- - Тез. докл., 2 Всесоюзной конф. "Системный подход в геологии (теоретические и прикладные аспекты)", М.: 1986, с 404-405 (соавторы: А.Н. Африкян, Ю.Б. Прошляков, А.Н. Храпов, JI.H. Кузмина).

3. Возможности использования данных комбинированного вибросейсмического возбуждения для корреляционной методики прямых поисков.- Тез. докл. 8 научно-практической конференции молодых ученых-геологов, посвященной 27 съезду КПСС. Ашхабад, 1986. ( соавтор А.Н. Храпов).

4. Оценка влияния слоистости среды на точность определения декремента поглощения при прогнозировании залежей по КМПП в над-солевых отложениях Прикаспийской впадины.- Э-И ВНИИЭГазпром, вып.З, 1986, с 3-5. (соавтор*А.Н. Храпов).

5. Применение корреляционной методики прямых поисков для выделения залежей нефти и газа по вибросейсмическим данным. Известия Академии наук Туркменской ССР, N 3, 1987, с-78-84. (соавтор А.Н. Храпов).

6. Результаты применения КМПП в Прикаспийской впадине и на акваториях.- Труды МИНГ им И.М. Губкина., вып. 198, - М.: 1987, с 8589. (соавторы: А.Н. Храпов, Ю.В. Демидов).

7. Применение сейсмического корреляционного метода прямых поисков (КМПП) для прогнозирования залежей углеводородов в подсо-левых отложениях восточного борта Прикаспийской мегасинеклизы на примере месторождений Жанажол и Урихтау. - ВНИИОЭНГ, Э-И , сер. нефтегазовая геология и геофизика, вып. 8, М.: 1988, с 14-17. (соавторы: М.Б. Рапопорт, А.Н. Храпов).

8. Разработка адаптируемых схем расположения временных интервалов при определении поглощения сейсмических волн в надсолевой толще Прикаспийской впадины.- Научно-технический информа-

ционный сборник "Научно-технические достижения и передозой опыт в области геологии и разведки недр", ВИЭМС, М.: 1990, с. 30-35. (соавторы: М.Б. Рапопорт, А.Н. Храпов).

9.Спектральный параметр сейсмических колебаний.- ВНИИОЭНГ, Э.И,сер. нефтегазовая геология и геофизика, вып. 6, 1950, с. 16-19 (соавтор А.Н. Храпов).

10. Изучение влияния зон разломов в надсолевой толще юго-востока Прикаспийской впадины на затухание энергии сейсмических волн. Тез. докл. 2 конференции молодых ученых и специалистов., Волгоградское областное правление НТО НГП им U.M. Губкина, 1991.

11. Новые результаты изучения залежей УВ по аномалиям поглощения в Западной Сибири.Тез. докл. научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового компг лекса России", М.: ГАНГ, 1994, 53 с. (соавторы: М.Б. Рапопорт, В.И. Рыжков).

12. Спектрально-энергетический алгоритм оценки поглощения сейсмических волн. ВНИИОЭНГ, Н. тех. сер. геология, геофизика и раз-рабоитка нефт. месторождений, вып 4, 1994, с. 36-38. (соавтор М.Б. Рапопорт).

13. Способ определения поглощения по накопленным спектрам сейсмических колебаний. ВНИИОЭНГ, н.тех,жур. , сер. геология, геофизика и разработка нефт. месторождений, вып. 5-6, 1994, с. 29-31.

14. Новые алгоритмы оценки поглощения сейсмических волн в спектральной области. ВНИИОЭНГ, н. тех.жур., сер. геология, геофизика и разработка'нефт. месторождений, вып. 12, 1994.

15. Выделение залежей углеводородов в районах Прикаспийской впадины по параметрам сейсмической неупругости.- В сб. рефератов международной конференции " Каспийский регион: экономика, экология и минеральные ресурсы".-М.: 1995, с 29-30. (сооавторы: М. Б. Рапопорт, Л.И. Рапопорт, В.И. Рыжков).

16. Прогнозирование нефтегазовых месторождений в прибрежной части полуострова Бузачи по аномальному поглощению сейсмических волн. В сб. рефератов международной конференции " Каспийский регион: экономика, экология и минеральные ресурсы".-М.:1995. (соавторы: М.Б. Рапопорт, В.П. Коломиец).

17. О связи залежей УВ разных типов с аномальным поглощением сейсмических волн в Прикаспийской впадине. В сб. докладов Международной геофизической конференции. SEG, EAGO, Санкт-Петербург, 1995. (соавторы: М.В. Рапопорт, ЛИ. Рапопорт, В.И. Рыжков).

18. Method AVD ( Absorption and velosity dispersion ) testing and ussing in о il deposite in WESTEKN SIBERIA- EAEG-56-th Meeting and Technical Exhibition- Vienna, Austria, 1994. (соавторы М.Б. Рапопорт, Л.И. Рапопорт, В.И. Рыжков, В.А. Катели).