Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

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

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

[АРНИКЕЛЬ ВЛАДИСЛАВ ЕВГЕНЬЕВИЧ

"МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОГЛОЩЕНИЯ СЕЙС 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

/ДК 550.834.535

На правах рукописи

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.

ведочная академия им. С. Орджоникидзе. Защита диссертации состоится 1996 г. в аудитории 523 в

Автореферат разослан

Ученый секретарь

специализированного совета,

кандидат геолого-минералогических наук,

доцент

' Л.П. Петров

Общая характеристика работы.

Актуальность проблемы. Прикаспийская впадина является эупнейшей нефтегазоносной провинцией, где сосредоточены большие шасы нефти и газа. Разведка месторождений нефти и газа в этом ре-юне проводится в надсолевом и подсолевом комплексах отложений. 3 ¿дсолевых отложениях, характеризующихся сложной солянокугюль->й тектоникой, наличием разломных зон, основные перспективы свя-лваются с поисками неструктурных ловушек. Поиски месторождений ?фти и газа в подсолевых отложениях также затруднены сложностью фтирования сейсмическими методами структур на больших глубинах ж наличии в разрезе сильнодислоцированной сульфатно-соленосной шщи, существованием аномально-высоких пластовых давлений, почтенной агрессивностью пластовых флюидов. Для повышения эффектности геолого-разведочных работ в этих условиях" необходимо со-:ршенствование сейсмических методов, обеспечивающих непосред-венное прогнозирование залежей нефти и газа.

Прогнозирование нефтегазоносности основывается на расчете и гтерпретации динамических и кинематических параметров волнового 1ля. Наиболее информативным из динамических параметров являет-поглощение. Для решения задачи надежного определения погло-эния сейсмических волн в условиях Прикаспийской впадины необхо-;ма разработка технологии раздельного определения поглощения в дсолевой и подсолевой толщах, которая учитывала бы характерные обенности их- геологического строения. Сложность решаемых задач ебует разработки новых алгоритмов и программ, повышающих эф-¡ктивность определения поглощения. На площадях со сложными йсмогеологическими условиями, где имеются данные МОГТ, ВСП и 1С требуется их комплексное использование для более точного и на-жного определения поглощения с целью прогноза нефтегазоносности.

Актуальной является проблема изучения связи аномалий поглощени с различными типами залежей УВ, которые часто встречаются в геолс гическом разрезе. Прикаспия.

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

Основные задачи исследований:

1. Изучить степень влияния залежей УВ, приуроченных к рас личным типам ловушек, на определяемое поглощение сейсмически волн.

2. Установить возможность прогнозирования залежей УВ по анс малиям поглощения сейсмических волн в надсолевой и подсолевой тол щах Прикаспийской впадины.

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

4. Изучить влияние усечения сейсмических временных рядов рас личными весовыми функциями на точность определения поглощени; возможность его коррекции по импульсной трассе, вычисленной п данным ГИС.

5. Разработать новые способы определения поглощения и иссле довать их точность и помехоустойчивость.

6. Разработать методические приемы вычисления параметров по1 лощения, определяемых с учетом влияния слоистости среды при сое местной обработке данных наземной сейсморазведки и скважинны наблюдений.

Научная новизна: Новизна выполненной работы заключается следующем: ■

1. На ряде известных месторождений показано, что в надсолевом 1 подсолевом комплексах отложений Прикаспийской впадины залежи /В различных типов вызывают аномальное поглощение сейсмических юлн, что можно использовать для прогноза нефтегазоноености.

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

3. Предложены и исследованы новые алгоритмы определения па-)аметров поглощения, повышающие эффективность динамичексой об-)аботки.

Практическая ценность работы.

Применение разработанной методики определения поглощения ювышает надежность прогнозирования нефтегазоноености и эффективность геолого-разведочных работ в надсолевых и подсолевых отло-кениях Прикаспийской впадины.

Разработанные новые алгоритмы и программы в комплексе с уже :уществующими алгоритмами позволят повысить эффективность ди-тмической обработки для прогноза нефтегазоноености.

Выполненные работы по оценки перспективности ряда структур в феделах полуострова Бузачи повысят успешность разведочного бу-эения на этих структурах.

Реализация работы в производстве. На основании выполиенг шх исследований с участием автора подготовлены "Методические рекомендации по применению корреляционного метода прямых поисков КМПП) для прогнозирования залежей углеводородов в юго-восточной 1 восточной частях Прикаспийской впадины" и переданы в Аты-заускую геофизическую экспедицию, трест "Эмбанефтегеофизика" (г. \тырау), Актюбинскую геофизическую экспедицию (г. Актюбинск), ^лматинскую геофизическую экспедицию (г. Алматы).

з

Разработанные программы и алгоритмы включены в пакет дина мической обработки, созданный на кафедре полевой геофизики ГАН им. И.М. Губкина.

Апробация работы. Основные научные и практические резул! таты диссертационной работы докладывались и обсуждались на ме» дународной геофизической конференции (EAEG-56-th Meeting an Technical Exhibition-Vienna, Austria, 1994), международной гeoфиз^ ческой конференции SEG, EAGO (г. Санкт-Петербург, 1995), ме» дународной конференции " Каспий-95, Каспийский регион: экономик; экология, минеральные ресурсы ", (Москва, 1995), 2-ой Всесоюзнс конференции "Системный подход в геологии" (МИНГ им. И.М. Гу( кина, 1986), на научно-технической конференции " Актуальные про( лемы состояния и развития нефтегазового комплекса России " , (ГАН • им. И.М Губкина, 1994), 2-ой конференции молодых ученых и специг листов (Волгоградское областное правление НТО НГП им И.М. Гу( кина, 1991).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 работ.

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

Работа выполнена на кафедре полевой геофизики ГАНГ им. И.1 Губкина и в лаборатории многомерной нефтегазовой геофизики ИПН РАН в 1984-1996 гг. под научным руководством профессора, д.т.н М. Рапопорта, которому автор выражает глубокую благодарность.

Автор благодарит за поддержку и помощь в работе к.т.н. А.1 Жукова, К.Т.Н. В.И. Рыжкова, к.т.н. А.Б. Лапана, В.А. Катели, доцент( кафедры ГИС А.Н. Африкяна, Ю.Б. Прошлякова, а также всех сотру, ников кафедры полевой геофизики и лаборатории многомерной нес тегазовой геофизики. Автор признателен сотрудникам производс

венных геолого-геофизичестшх организаций Республики Казахстан В.П. Коломиецу, М.Ш. Назарову, С.М. Альжонову, О.А Жуйкову, Н.И. Петрову, H.H. Петрову, В.Е. Кулику за практическую помощь в работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

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

Поглощение сейсмических волн это сложное явление связанное < 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 < вязким трением между жидкой и твердой фазами пористой среды. I работах В.Н. Николаевского., К.С. Басниева, А.Т. Горбунова, В.А. Вотов: предлагается теория поглощения, основанная на теплообмене межд твердым скелетом и флюидом.

Дальнейшие исследования были направлены на разработку меха низмов поглощения в многофазных средах. В работах Д.Е. Уайта пред лагается механизм поглощения, связанный с потерей сейсмическо! энергии на вязкое трение и сжатие газовой компоненты в процесс! движения жидкости по порам, а также с рассеянием сейсмически: волн на границах сферических газовых включений, когда их размерь превышают размеры пор. Л.И. Рапопорт предложила механизм затуха ния, связанный с явлением массообмена между жидкой и газовой фа зами многокомпонентной углеводородной смеси в области фазовых пе реходов в термобарических условиях, близких к критическим.

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

ультаты работ М.Б. Рапопорта и его учеников в районах Восточной и '■anaдной Сибири, Прибалтике,"Баренцевом море и др. показали, что в тих районах залежи УВ четко отображаются в поле поглощения. Ха-актер наблюдаемого эффекта зависит от состава УВ и термобаричес-их условий, что требует изучения этого эффекта в каждой нефтега-оносной провинции.

Все способы определения поглощения условно разделяются на ифференциальные и интегральные.

К первой группе относятся способы, основанные на анализе отде-ьных волновых импульсов. К их числу относятся способы определения оглощения по отношению спектров двух отраженных волн, по отно-гению спектров однократных й многократных преломленных волн, по стречным графикам амплитуд отраженных волн, при совместном спользовании прямой волны, зарегистрированной на поверхности или скважине и отраженной волны от толстого слоя (И.С. Берзон, A.M. пинатьева). Все эти способы предусматривают наличие сведений о ве-ичинах коэффициентов отражения, функциях расхождения, что на рактике неосуществимо. Определенные погрешности возникают при еучете интерференционных явлений, образованных на границах поев, премыкающих к опорному отражающему горизонту. В то же ремя, эти способы обладают высокой разрешающей способностью..

Вторая группа способов предусматривает определение поглоще-ия в достаточно протяженных временных интервалах. При этом есте-гвенно снижается временная разрешенность, но повышается точность помехоустойчивость, поскольку в большом интервале отмечается ного отраженных сигналов и при одновременном их анализе сни-;аются погрешности, связанные с влиянием слоистости и аддитивного 1ума, что приводит к вычислению более статистически достоверной зенки поглощения. В эту группу входят способ определения коэф-1ициентов затухания амплитуд по графикам lnA(t) (А.М. Епинатьева).

В 1967 году М.Б. Рапопорт, используя корреляционную теорию слу чайных функций предложил способы определения поглощения по отно шению спектров мощностей и изменению характеристик, функци] автокорреляции интервалов сейсмической'записи, предполагая пр] этом, что протяженные участки сейсмограмм можно рассматривать ка: реализацию случайного процесса.

В дальнейшем были разработаны кепстральный (Э. Данкварт, ?» Патцер) и логспектральный (М.Б. Рапопорт, А.М. Жуков) алгоритмы позволяющие снизить влияние слоистости. Л.И. Рапопорт предложил; спектральный (по модулю спектра) алгоритм и алгоритм коррекци] влияния импульсной трассы, построенной по данным ГИС. Надежност: определения поглощения по этому способу зависит от точного пост роения тонкослоистой модели среды, что связано с наличием данны: акустического каротажа. При обработке вдоль профиля для коррекцш необходима сейсмоакустическая модель.

Главая вторая. Эта глава посрящена разработке методики опре деления поглощения в надсолевой толще, которая характеризуете) сложной тектоникой. Для изучения возможностей определения пог лощения в различных сейсмогеологических условиях была проведен; опытно-методическая обработка на изученных эталонных месторож дениях 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 точка: профиля производятся зондирования. Определение декрементов поглощения выполняется с малым (10-50 мс) смещением по времени па{ временных интервалов, по которым определяется поглощение. При наличии скважин зондирования проводятся вблизи них, по возможное™ в контуре и за контуром предполагаемой залежи углеводородов. В про-

^ессе зондирования осуществляется выбор оптимальных параметров збработки:

- количество трасс в одном пункте анализа;

- интервал удалений трасс от источника;

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

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

- шаг пунктов анализа вдоль профиля.

Анализ применения стандартной методики определения погло-цения показал:

1. Определение поглощения в условиях тектонически спокойного •еологического разреза на месторождении Акингень позволило дос-■аточно надежно выделить аномалию поглощения в области известной ¡ефтегазовой залежи [1];

2. В результате определечия поглощения в более сложном геоло-•ическом разрезе на месторождении Ровное, где структура разбита рабеном на два крыла, получены менее надежные результаты. Наряду : аномалиями поглощения, связанными с нефтяной залежью в нео-сомских отложениях и перспективными пермо-триасовыми отложе-гиями отмечаются "ложные" аномалии, вызванные, возможно, интерференцией;

3. Тектонические нарушения небольшой амплитуды не прояв-[яются на разрезах поглощения;

4. Применение стандартной методики определения поглощения в ложных сейсмогеологических условиях на примере "пустых" струк-ур 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 Т1 и Т2. Амплитудный спектр участка трассы в интервале времени от 0 до Т1 можно представить в виде: У0(Ш) = 8(|(со) ■ Кд (ей), где Б0(ш)-амплитудный спектр сейсмического сигнала; К0 (ы) - 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 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]:

А (!) Д т У (со )

где У(со)- амплитудный спектр интервала сейсмической записи, включающий поглощающую пачку. Вместо промежутка времени (Ч2--1^)- расстояния между центрами пары интервалов, являющегося параметром схемы обработки, исцсльзуетсн параметр средм Аг, 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 (нижнего интервала) привело бы к систематическим ошибкам, возрастающим с глубиной. Кроме того, эно допускает определение поглощения'по паре временных интервалов эазной длины. При последовательном увеличении измеряемое пог-ющение возрастает с прохождением через поглощающую пачку и да-шше должно оставаться постоянным до следующей пачки, испытывая шшь колебания из-за влияния слоистости.

Расположение интервалов анализа может быть различным. Пред-1агается четыре варианта схем определения поглощения в надсолевой олще. В двух вариантах верхний опорный интервал, расположенный ад поглощающей пачкой, остается неподвижным, а нижний большой нтервал, включающий поглощающую пачку, последовательно сокра-;ается на величину приращений Л(;. При этом он не должен включать граженные волны, образованные от границ сульфатно-соленосной элщи. Возможны две модификации изменения "границ нижнего ин-грвала:

- длительность интервала при сдвиге верхней границы последова-!льно 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 .А.М. Жуковым v В.Л 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 характеризуе' поглощение и определяется как [9]:

Д1п— Асо

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

ДсоДт

Этот параметр можно рассматривать (с точностью до множителя) как щенку среднего поглощения в среде от источника до центра времен-того интервала при возбуждении колебаний со спектром, равномерным 5 используемой полосе частот [5]. Поэтому часть сейсмической записи, заеиололссхшая и области залежи и ниже ее, должна выделяться на зазрезе параметра р повышенными значениями. В случае, если залежь тходится на небольшой глубине, то по разрезам параметра р воз-«ожно определение ее границ. Кроме того, расчет параметра р в интер->але сейсмической записи до кровли поглощающей пачки позволяет фоводить оценку стабильности условий возбуждения и приема. Пред-юженный алгоритм расчета параметра р был включен в программу

:сжаь.

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

1. Расчет разрезов поглощения с применением стандартной схемы бработки;

2. Расчет поля параметра р. Значения р вычисляются в сколь-я'щем временном интервале постоянной длительности;

3. Совместная интерпретация временного разреза, разрезов дек-емента поглощения и параметра р. Выделение аномальных зон. Для пределения природы аномальных зон обработка с новыми схемами;

4. Выбор схемы расположения временных интервалов осуществ-яется по результатам зондирований на участках профиля, где отме-аются аномалии поглощения. Опорный интервал должен находится в ределах интенсивных хорошо коррелируемых отражений, которые в

1п--1п-

У2(<а) ^(Ы]

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 декременто! поглощения, параметра р, временного.

Разработанная методика была применена на изучаемы} площадях.

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

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

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

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

Особый практический интерес представляет гигантское место-ождение Тенгиз. Однако, визуальный анализ его сейсмических разрезе показал, а опытная обработка данных подтвердила, что характер олнового поля на Тенгизе не позволяет определять поглощение из-за гсутствия в области залежи протяженных участков колебаний, эответствующих тонкослоистой модели среды и сильной интерферен-ии на границах сульфатно-соленосной толщи.

Объектами, на которых проводилось изучение эффективности гандартной методики выбраны были месторождения Жанажол и 'рихтау. Для обработки использовались сейсмические материалы по рофилю, который проходит через" оба месторождения. Визуальный нализ временного разреза показал, что в пределах временного интер-ала, включающего поле отраженных волн, образованных в сульфат-о-соленосной толще, также, хотя и в меньшей мере регистрируется ложная волновая картина. В результате обработки получен раз-ез декрементов поглощения, где отмечаются три аномальные зоны, ве из них, по-видимому, связаны с сульфатно-соленосной толщей, 'ретья аномалия отмечается в интервале, где регистрируются отра-сенные волны, образованные во второй карбонатной толще КТ-2. >днако, аномалия поглощения отмечается и в средней части профиля, це имеется непродуктивная скважина.

Таким образом, проведенные исследования на трех месторожде-иях показали неудовлетворительную эффективность стандартной ме-одики определения поглощения в подсолевой толще.

Главной помехой при определении поглощения в подсолевой тол-;е является частотная характеристика сульфатно-соленосной толщи, [зучение изменения этой частотной характеристики можно проводить а основе анализа графиков параметра р, в процессе которого выде-яются зоны интерференции волн, которые приводят к появлению ожных аномалий поглощения. Эти аномалии в процессе интер-

претации разреза декрементов поглощения, вычисленного по стан дартной схеме, отбраковываются.

Другой подход предусматривает исключение из обработки интер вала сейсмической записи с отражениями, образованными в сульфат но-соленосной толще, используя специальные схемы обработки [7 Опорный интервал должен включать только отраженные волны, обра зованные в надсолевой толще. Нижняя граница этого интервала н( должна опускаться ниже отражения от кровли сульфатно-соленосно! толщи. Причем, опорный интервал может включать запись отра женных волн, образованных во всем надсолевом интервале. Опре деление эффективного декремента поглощения проводится в нижне» скользящем интервале, верхний край которого ре должен захватывав подошву соли. Возможные варианты расположения нижнего интерваль определяются конкретными сейсмогеологическими условиями и опи саны в. гл. 2. После вычисления разреза декремента поглощения п( подходящей схеме проводится совместная .интерпретация его, разрезо] параметра р, разреза, вычисленного по стандартной схеме, временной разреза с целью отбраковки ложных аномалий и определения аномалий, связанных с нефтегазоносностью.

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

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

/ Для исследования новых алгоритмов вычислялась группа синте-

тических трасс с постоянным поглощением по алгоритму Л.И.Рапопорт Эффективность каждого алгоритма оценивалась при сравнении с из-

5естным стандартным способом определения декремента поглощения,

зычисляемого по наклону графика 0(£) = 1п- .который аппрок-

^ )

:имируется прямой методом наименьших квадратов. Здесь У^ ^) I У^) -амплитудные спектры колебаний в интервалах ^ и ].

Было изучено влияние усечения сейсмических временных рядов ¡азллчными" весовыми функциями на точность определения погло-цения. Показано, что при расчете нескорректированных оценок пог-ющения эффективной оказалась прямоугольная весовая функция, корректированных- функция Хеминга. Полученный результат мы бъясняем высоким уровнем погрешностей при отсутствии коррекции. >ти весовые функции использовались в модельных исследованиях овых алгоритмов и обработки сейсмических материалов.

Стандартный способ, основывается на определении поглощения по тношению спектров , и в случае малой величины знаменателя ошибки огут резко возрастать. Поэтому, было рассмотрено несколько возмож-остей снижения связанных с этим ошибок путем использования раз-ых преобразований спектров.

Так, предлагается спектрально-энергетический алгоритм опреде-

гния поглощения [12]. Вычислим сумму логарифмов составляющих

1

гектров колебаний в спектральной полосе расчета декремента эглощения:

к к к 1 = П ¡ = п ¡=п

,е: С^С^ -константы, равные дисперсии импульсной трассы в окнах [ализа; пик- индексы левой и правой границ спектральной йолосы;

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

5ег=1-----

АТЦ

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

¿[Опу^О-ЬУ^))^]

с _ ¿=п_

°\гилг к

1=П

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-з{1 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:

О ¡=0

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

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

с5_г =-Ц=—± >

где: 0[?(Ь)]=21пУ5№) + а1йС5-|;1п^№)-а1пС^

1=г» 1-и

1=п

Ь-текущий номер отсчета спектра, который изменяется от п до к, а=Ь-п+1. Зависимость СЬ)^ аппроксимируется прямой методом наименьших квадратов.

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

к ¡=п.

¡=п

Используя эти выражения, получим формулу для определения' декре-лента поглощения:

Я _ сДф) 1г ДТсЩ

:оторое 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]:

к-1

Х[(1п У^ ) - 1п У^ $ )) - (1пУ^+1)- 1п У^ ))]

ДТшА£

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

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

Центроидные координаты указывают место, где сосредоточена основная энергия явлений 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:

После преобразования получим квадратное уравнение:

1=П к

-5

к к 1=П ¡=п

1=п

к к \2

1 = П ¡ = п

Упростим это выражение. Пусть

=0

Ь=-

1 = П к

1 = П J

учетом' новых обозначений уравнение примет вид а8 — Ь5 — с = 0.

Корни этого уравнения определяются по формулам:

51

-Ь + л/Ь2 - 4ас

2а

к

1=11

1=П

1=11

1=П

1 = П

1 = П

1=п

-Ь - л/ь2 -4ас

о? =-*

2 2а

Численно было показано, что отвечает требованию поставленной задачи корень 8есг = 82, 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

¡ = П 1 = П 1 = п .

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

шсг ДТ

к к к . к

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 й частотной областями увеличение длительности сигнала приведет к уменьшению ширины спектра. Следовательно, изменение ширины спектра можно использовать для оценки поглощения.

1=П

1=П

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

= ]>(б))с1й;/Е(0);

и связана с эквивалентной длительностью Л1;е (временная функция) соотношением: Д1е • Д(йе = 271. После преобразований получено окончательное выражение для определения декремента поглощения:

I(1пУ? ) - \пЗД))- ш 1п(0) + т1п^(0)

°зьг -; к : '

¡=п

Другой способ основан 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):

1=п_

¿(Эд)2

где Ъ =

¡=п / ¡ = п

Определим для верхнего и нижнего временных интервалов значения Д^и ДЛ^ и вычислим относительный параметр поглбщения:

По всем алгоритмам можно вычислять скорректированный декремент поглощения 8sk — 8sr — 8k, где 8sr- вычисляется по одному из разработанных алгоритмов, 8^-. вычисляется по синтетической трассе, расчитанной для идеально-упругой среды по данным ГИС.

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 8ПГ, 8ЕГ, 8shr, Sjr, 8dr, 5wcr, 8есг, 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 önk, 8vwk, 8shk, 8Ek, 6wck, составило соответственно 76%, 68%, 64%, 49%, 11%. Параметры ö]k,8dk, 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 8ir, 8dr,

получился ниже, чем у стандартного алгоритма. Относительное увеличение точности при S/N=l для параметров 8^г, 8wcr, 8Ecr, 8ПГ, 8er , 8shr составило соответственно 56%, 54%, 40%, 25%, 23%, 20%. Для

гараметров , получено относительное уменьшение точности на !% и 6%. В результате исследования скорректированных оценок по-лощения относительное увеличение точности при Б/Ы =1 для гараметров 55лгигк, 8п!<, составило соответственно

>6%, 64%, 44%, 41%, 39%, 31% и относительное уменьшение точности гараметров 81к, 8^ соответсвенно 1% и 4%. Несколько меньшая эазрешенность и помехоустойчивость параметров 51г, 81к. мзволяет рекомендовать их использование только в комплексе с фугими параметрами.

Установлена слабая коррелированность погрешностей оценок поглощения, полученных по разным алгоритмам. Это позволяет еще юл ее снизить погрешность, осредняя определения по тем алгоритмам,

■соторые дали наибольший выигрыш в точности.

Разработанные и исследованные выше алгоритмы оценки поглощения сейсмических волн реализованы автором в программах, которые Зыли 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 пс лучена четкая и интенсивная положительная аномалия поглощена которая по площади подтверждается данными испытаний восьми сква жин и срвпадает с контуром нефтегазоносности;

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

• - проведенный анализ применения новых алгоритмов показал и: эффективность;

- определены наиболее информативные параметры- &Х1ГСТ, 5есг 5ПГ , 56Г. Для увеличения точности и надежности полученныз 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,8^Г,8ПГ,8ЕСГ 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 выклини-1ния верхнеюрских отложений получена слабая по интенсивности >ласть повышенных значений [15].

На площади Чингиз по всем алгоритмам получены разрезы, на >торых отмечаются две аномалии поглощения в своде структуры. ?рхняя аномалия, выделяется во временном интервале регистрации ражений от границ перспективных нижнемеловых и вернеюрских ложений, где по двум скважинам установлены ттефте проявления, горая, нижняя аномалия может быть связана с возможной юдуктивностью пермо-триасовых отложений.

На Чинаревской площади на момент обработки материалов была юбурена только одна скважина, которая вскрыла газоносный пласт в [тервале, который соответствует подсолевым среднедевонским отло-?ниям. В результате обработки был вычислен разрез комплексного раметра, на котором отмечаются две аномалии поглощения. Первая сположена на участке Профиля, где находится продуктивная сква-■ша, вторая на перспективном участке профиля [17].

Глава пятая. При проведении детальных сейсмических работ с лью прогнозирования залежей УВ большое значение приобретает мплексная обработка и интерпретация данных сейсморазведки и зажинных наблюдений. Л.И. Рапопорт предложила алгоритм опреде-ния поглощения с коррекцией импульсной трассы, которая вычис-ется по скважинным данным. Для практического использования зго алгоритма при детализации залежей УВ в условиях Прикаспия эбходимо разработать ряд методических приемов, обеспечивающих фективность профильной обработки, подготовить программное обес-чение.

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

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

На втором этапе проводится подготовка скоростной и плотностнок 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 сейсмическогс 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 пс 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

роцесс обработки возвращается на стадию редакции скоростной и лотностной моделей. В противном случае начинается следующая ста-ия обработки- вычисление амплитудных спектров временных интералов синтетических и реальных трасс. В специальном формате амп-итудные спектры записываются на магнитную ленту.

На последнем этапе с помощью программ ПЕОМЭ, БЕСЭРА 'ЕСБР1 проводится вычисление относительных и абсолютных пара-етров поглЪщения скорректированных за влияние слоистости.

Для успешного выполнения профильной обработки необходим дательный подбор параметров обработки в пределах каждой сква-:ины. В число основных процедур по выбору оптимальных параметров «одят:

1. Выбор оптимальных схем расположения временных интервалов

илиза. Длительность и расположение временных интервалов анализа тределяются длиной синтетической трассы, временной мощностью и ^положением по времени поглощающих пластов;

2. Выбор оптимального количества обрабатываемых сейсмических >асс. Должен проводится осторожно, так как погрешности ввода кине-атических и статических поправок приведут к искажению суммарного шктра колебаний;

3. При отсутствии детальной сейсмоакустической модели выбор 1аниц участков профиля, где степень подобия синтетических трасс и ¡альных трасс, расположенных на различных удалениях от скважины хранялась постоянной. Предлагается это делать двумя способами.

Первый способ, полуавтоматический основан на визуальном выбо-! участков профиля по временному разрезу и сопоставлении синте-гческой трассы с сейсмическими трассами, выбранных на основе вы-[сления коэффициентов корреляции, которые распечатываются в ви-: таблиц.

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

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

Разработанный комплекс программ был использован при обработке сейсмического профиля, пересекающего месторождение Акин-гень. В результате обработки по стандартной методике с интервалок 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 к времени, которая хорошо согласуется с данными бурения.

Основные результаты диссертационной работы________

1. Показано, что залежи УВ различных типов, расположенные в 1адсолевой и подсолевой толще Прикаспия вызывают повышенное пог-ющение сейсмических волн.

2. При интерпретации результатов динамической обработки необ-содимо учитывать надкупольные зоны дробления, которые могут быть "фичиной сильного поглощения сейсмических волн.

3. Предложены и исследованы алгоритмы и программы определена поглощения, повышающие эффективность динамической обработ-си.

4. Предложены методические приемы вычисления параметров тоглощения, определяемых с учетом влияния слоистости среды при :овместной обработке данных наземной сейсморазведки и скважинных

«блюдений.

5. Разработана методика определения поглощения сейсмических золн,повышающая эффективность прогнозирования залежей УВ в над-:олевой и подсолевой толщах, учитывающая их специфические сейс-уюгеологические особенности.

6. На основе динамической обработки определена перспективно-:ть ряда плбщадей в пределах п-ва Бузачи.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих работах:

1. Опыт прогнозирования залежей нефти и газа в надсолевых этложениях 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 Пр; каспийской впадины по данным геофизических исследований скваж! и сейсморазведки на примере месторождения Акингень.- • Тез. докл. Всесоюзной конф. "Системный подход в геологии (теоретические прикладные аспекты)", М: 1986, с 404-405 (соавторы: А.Н. Африкя Ю.Б. Прошляков, А.Н. Храпов, Л.Н. Кузмина).

3. Возможности использования данных комбинированного вибр> сейсмического возбуждения для корреляционной методики прямь поисков,- Тез. докл. 8 научно-практической конференции молодых уч< ных-геологов, посвященной 27 съезду КПСС. Ашхабад, 1986. ( соавтс А.Н. Храпов).

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

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

6. Результаты применения КМПП в Прикаспийской впадине и н акваториях.- Труды МИНГ им И.М. Губкина., вып. 198, - М.: 1987, с 8Е 89. (соавторы: А.Н. Храпов, Ю.В. Демидов).

7. Применение сейсмического корреляционного метода прямы поисков (КМПП) для прогнозирования залежей углеводородов в подсс левых отложениях восточного борта Прикаспийской мегасинеклизы н примере месторождений Жанажол и Урихтау. - ВНИИОЭНГ, Э-И , се] нефтегазовая геология и геофизика, вып. 8, М.: 1988, с 14-17. (соавтс ры: М.Б. Рапопорт, А.Н. Храпов).

8. Разработка адаптируемых схем расположения временны интервалов при определении ■ поглощения сейсмических волн в надсо левой толще Прикаспийской впадины.- Научно-технический информа

ционный сборник "Научно-технические достижения и передовой 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, 1990, 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 И.М. 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 комп.-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 :ейсмических 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 шектральной области. ВНИИОЭНГ, н. тех.жур., сер. геология, геофизи-са и разработка "нефт. месторождений, вып. 12, 1994.

15. Выделение залежей углеводородов в районах Прикаспийской ¡падины по параметрам сейсмической неупругости.- В сб. рефератов «еждународной конференции " Каспийский регион: экономика, эколо-ия и минеральные ресурсы".-М.: 1995, с 29-30. (сооавторы: М. Б. 'апопорт, Л.И. Рапопорт, В.И. Рыжков).

16. Прогнозирование нефтегазовых месторождений в прибрежно] части полуострова Бузачи по аномальному поглощению сейсмически: волн. В сб. рефератов международной конференции " Каспийский ре гион: экономика, экология и минеральные ресурсы".-М.:1995. (соавто ры: М.Б. Рапопорт, В.П. Коломиец).

17. О связи залежей УВ разных типов с аномальным погло щением сейсмических волн в Прикаспийской впадине. В сб. докладо: Международной геофизической конференции. SEG, EAGO, Санкт-Пе тербург, 1995. (соавторы: М.Б. Рапопорт, ЛИ Рапопорт, В.И. Рыжков).

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