Учебно-методическое пособие Печатается по решению Учебно-методической комиссии Института геологии и нефтегазовых технологий К(П)ФУ - polpoz.ru o_O
Главная
Поиск по ключевым словам:
страница 1
Похожие работы
Название работы Кол-во страниц Размер
Е. А. Коростелева Учебно-методическое пособие логомиры г. Хабаровск... 4 682.43kb.
Учебно-методическое пособие для студентов факультета математики,... 3 864.7kb.
Учебно-методическое пособие. Н. Новгород.: Вгипу, 2009. с 1 187.21kb.
Н. И. Лобачевского Ю. О. Плехова Ю. И. Ефимычев В. С. Кравченко инноватика... 11 796.2kb.
Учебно-методическое пособие для студентов очного и заочного отделения... 7 855.94kb.
Учебно-методическое пособие по курсовому проектированию Дисциплина... 1 406.92kb.
Рецензент(ы) 4 1294.34kb.
Рабочая программа учебная дисциплина 1 353.71kb.
Рабочая программа учебная дисциплина 1 168.83kb.
Учебно-методическое пособие Издательство Казанского государственного... 1 532.01kb.
Рабочая программа учебная дисциплина История и культура марийского... 1 170.03kb.
3. электромагнетизм электростатика 3 424.7kb.
1. На доске выписаны n последовательных натуральных чисел 1 46.11kb.

Учебно-методическое пособие Печатается по решению Учебно-методической комиссии Института - страница №1/1



Казанский (Приволжский) федеральный университет

Институт геологии и нефтегазовых технологий
Многоволновая сейсморазведка (МВС)
Учебно-методическое пособие

Печатается по решению Учебно-методической комиссии Института геологии и нефтегазовых технологий К(П)ФУ.

Автор – составитель Борисов А.С.

Изложены основные понятия и принципиальные основы использования продольных, поперечных и обменных волн в разведочной геофизике. Приведён опыт практического использования многоволновой сейсморазведки при проведении поисково-разведочных работ на нефть в Татарстане. Большое внимание уделено изучению влияния различных геолого-геофизических факторов и приёмов обработки сейсмических данных на достоверность прогноза.

Учебное пособие предназначено для студентов, изучающих дополнительные разделы сейсморазведки.

Рецензент – доктор геол.-мин. наук, проф. В.А.Трофимов



КАЗАНЬ – 2012

ОГЛАВЛЕНИЕ


Введение …………………………………………………………………………… 4

Глава 1. Принципиальные возможности получения геологической

информации в многоволновой сейсморазведке ………………………... 6

Глава 2. Методика полевых работ МВС ………………………………………… 10

2.1. Проектирование работ МВС ……………………………………………. 10

2.2. Многокомпонентная регистрация………………………………………. 12

2.3. Особенности возбуждения упругих колебаний при работах МВС…… 18

2.4. Системы наблюдений в МВС………………………………………….... 20

2.4.1. МВС в скважинах……………………………………………….. 20



2.4.2. Системы наземных наблюдений МВС………………………... 23

Глава 3. Обработка и интерпретация данных МВС…………………………….. 26

Заключение ………………………………………………………………………….. 30

Литература …………………………………………………………………………… 31


Принятые сокращения
Р – продольная волна, волна сжатия, compression wave, распространяется по матрице горной породы и по её флюиду. Самая быстрая, приходит первой (отсюда индекс, Premier). Самая высокочастотная (как правило). Смещение частиц породы при её распространении - в направлении распространения. Преимущественно регистрируется вертикально ориентированным сейсмоприёмником (Z).

S – поперечная волна, волна сдвига, shear wave, распространяется только по матрице горной породы. Скорости (и частоты) более низкие, приходит после волны Р (отсюда индекс, Second). Смещение частиц породы при распространении этой волны перпендикулярно направлению распространения, для волны SV (Vertical) – луч и перпендикуляр к нему лежат в вертикальной плоскости, а для волны SH (Horizontal) – перпендикуляр к лучу находится в ортогональной горизонтальной плоскости. Волна S и её компоненты преимущественно регистрируются горизонтально ориентированными сейсмоприёмниками Х и Y.

PS – обменная отраженная волна, результат смены поляризации на границе: падает Р– волна, отражается вверх волна S.

Vp, Vs – скорости распространения продольной и поперечной волны в среде

2D – двумерная сейсморазведка, реализуется на линейных профилях, включая криволинейные.

3D – трёхмерная, пространственная сейсморазведка, оперирует площадными съёмками и «кубами» данных.

4D – повтор 3D через некоторые интервалы времени, часто применяется для мониторинга резервуаров в ходе добычи.

1C – однокомпонентная регистрация, обычно, в стандарте – с вертикально ориентированными сейсмоприёмниками (Z).

3C – трёхкомпонентная регистрация, обычно c XYZ ориентированными сейсмоприёмниками; здесь XY – ортогональные оси в горизонтальной плоскости, причем Х – радиальная компонента - направлена по профилю, от источника к приёмнику, для приёма волн SV, а Y – трансверсальная компонента – ортогональна к Х, для приёма волн SH.



Введение
Повышение эффективности геологоразведочных работ (ГРР) было и остается приоритетной задачей геологов и геофизиков. Обнаружение и картирование мелких и очень мелких залежей нефти, часто связанных с ловушками неструктурного типа, с которыми связываются основные перспективы прироста запасов углеводородов в старых нефтедобывающих районах требует применения особых наукоёмких методов и стратегии исследований. Разработка такой стратегии возможна только лишь при интегрировании геофизики, геологии и бурения в рамках единой технологии добычи полезных ископаемых, включающей создание пространственной геологической модели месторождения и подсчета запасов. Более того, такая широкая интеграция с геофизикой позволяет планировать наиболее рациональную технологию разработки месторождений на основе создаваемой при этом гидродинамической модели месторождения. Причем новейшие тенденции включают в последнее понятие не только сами резервуары углеводородов, заключенные в ловушки, но и собственно источники образования углеводородов, а также каналы миграции (подпитки резервуаров). Эти тенденции к интеграции уже проявляются достаточно четко, заменяя традиционное соперничество между промысловиками, разведчиками и геофизиками.

В связи с новыми требованиями, предъявляемыми к сейсмическому методу как составного звена общей технологической цепи нефтяного производства, задачи, решаемые данным методом, далеко не ограничиваются выделением и объемным изучением геологических структур, перспективных для концентрации углеводородов, то есть фактически построением лишь контурных геологических карт по заданным сечениям. Помимо повышения качества структурных построений, новой и экономически более эффективной задачей сейсморазведки является теперь изучение литологии, трещиноватости, пористости, флюидонасыщенности пород, слагающих эти структуры, то есть получение необходимых параметров для создания полноценных геологических моделей по заданным сечениям. Этим современным требованиям отвечают новые методы сейсморазведки – методы многоволновой сейсморазведки (МВС). Под многоволновой сейсморазведки мы подразумеваем комплексирование на одном и том же профиле (или площади) наблюдений монотипных продольных Р и поперечных волн различной поляризации SH и SV, а также обменных волн PS. Такой комплекс позволяет получать всю необходимую информацию: о скоростях и о соотношении скоростей продольных и поперечных волн, и, соответственно, о коэффициенте Пуассона. По принятой в сейсморазведке классификации, такие наблюдения обозначаются: 2D/3C, 3D/3C, 4D/3C, 3D/9C, 4D/9C – на суше, на акваториях возможны наблюдения 3D/4C, 4D/4C.



Технология МВС основана на регистрации в пункте приема векторных характеристик волнового поля, а не только одной вертикальной составляющей. Повышение информативности разведки при комплексировании методов продольных, поперечных и обменных волн достигается за счет независимости получаемых каждым методом результатов, невыводимости параметров одних волн через другие. Независимость получаемых материалов, относящихся к одному геологическому объекту (пласту, структуре), повышает общую достоверность результата при его вероятностной оценке. При оценке точности кинематических параметров нельзя не принимать во внимание, что скорости поперечных волн в 2-4 раза меньше, чем продольных, и, следовательно, временные аномалии даже с учетом различия в частотах будут на S-волнах более отчетливыми, чем на Р-волнах, что было убедительно показано еще в начальной стадии применения МВС. Гораздо более высокая информативность данной технологии определяется тем, что, кроме регистрации продольных РР волн, здесь регистрируются обменные PS волны, поперечные SH и SV волны. Это позволяет не только улучшить качество сейсмических разрезов, но и придать этим разрезам реальное геологическое содержание. Если раньше сейсморазведка изучала структурное строение геологической толщи, то теперь благодаря богатству регистрируемой информации появилась реальная возможность сейсмостратиграфической интерпретации, т.е. сейсморазведка решает теперь не только структурные задачи, но и задачи расчленения литологии, обнаружения и оценке флюидов. Таким образом, создание целостной технологии нефтяной индустрии на основе интегрирования всех составляющих ее триады: геологии, геофизики и бурения – реально возможно только при внедрении методов многокомпонентной сейсморазведки, которая решает не только разведочные, но и промысловые задачи.

Глава 1

Принципиальные возможности получения геологической

информации в многоволновой сейсморазведке
Стандартная однокомпонентная сейсморазведка неспособна различать литологические изменения горных пород (что крайне важно для выделения стратиграфических ловушек). Напротив, многокомпонентные измерения сделали много более контрастными даже слабые диагенетические изменения. Это создало возможность выделения ловушек неструктурного типа. Не менее важной новой возможностью стало изучение резервуаров, обусловленных трещиноватостью пород. Многокомпонентная сейсморазведка позволяет выделять ослабленные или механически непрочные зоны, которые часто ассоциируются с трещиноватыми породами. Например, в карбонатных породах процессы растворения увеличивают их пористость, что может быть обнаружено многокомпонентной сейсморазведкой. Сейсморазведка 3D/3C способна также получать информацию о толщах ниже газовых включений, соляных куполов и базальтов. Она способна оконтуривать границы резервуаров, обладающих высоким контрастом акустического импеданса поперечных волн в сравнении с импедансом продольных волн, отличать песчаники от глин, выявлять вертикально ориентированную трещиноватость, картировать водонефтяной контакт. Так, известная методика “литологической сейсморазведки” – AVO – полноценно может быть выполнена только при многокомпонентных наблюдениях.

Эффективность многокомпонентной регистрации сейсмического поля особенно ярко проявляется при интерполяции каротажных данных в межскважинном пространстве. В настоящее время получены многочисленные результаты, иллюстрирующие, что данная задача корректно решается только при интерполяции каротажных данных по многокомпонентным сейсмическим данным. Очевидное объяснение здесь состоит в том, что сопоставление сейсмических данных с каротажными данными требует наиболее полной сейсмической информации, что имеет место только при многокомпонентной регистрации. Но особенно эффектные результаты сейсморазведчики получают используя способность многоволновой сейсморазведки непосредственно различать свойства флюидов. Достаточно часто, особенно в твердых породах, данные акустического каротажа и лабораторных измерений свидетельствуют о том, что значения Vp и Vs сильно коррелируют между собой. Поэтому далеко не всегда можно ожидать дополнительные данные в многокомпонентных наблюдениях при решении структурных задач. Однако ситуация совершенно меняется, когда мы имеем дело с отложениями, насыщенными углеводородами. Скорости продольных и поперечных волн по-разному зависят от свойств горных пород: пористости, проницаемости, консолидированности, флюидонасышенности и т.д. Так, например, в соответствии с теоретическими представлениями насыщенность газами сильнее сказывается на скоростях продольных волн, чем на скоростях поперечных волн. Соотношения скоростей волн Р, SH и SV позволяют получить такие параметры среды, как коэффициент Пуассона, коэффициент анизотропии. Есть основание считать, что новую информацию о среде можно получить путем изучения сравнительной степени поглощения, амплитудных и поляризационных аномалий, изменения формы регистрируемых импульсов. Наибольший интерес для поисков залежей нефти и газа имеет изучение связей коэффициента Пуассона с нефтегазоносностью исследуемых интервалов разреза. Теоретически коэффициент Пуассона должен уменьшаться на участках нефтегазонасыщения по сравнению с водонасыщенными участками. Результаты полевых экспериментов, полученные на участках с известными залежами, подтверждают указанную закономерность. На рис. 1 приведены соответствующие данные по двум нефтеносным площадям. На данных рисунках наблюдается четкая корреляция аномалий коэффициента Пуассона с положением контура нефтеносности в продуктивных пластах. В непродуктивных пластах аномалии отсутствуют.


Рис. 1. Аномалии пластового коэффициента Пуассона в области нефтяных залежей двух месторождений: I-II - пластовый коэффициент Пуассона в "пустом" пласте между сейсмическими горизонтами I-II; II-III - то же в пласте, содержащем залежь, между горизонтами II-III (Н.Н.Пузырев, 1997).

При совместном рассмотрении продольных, поперечных и обменных волн открываются возможности существенного повышения эффективности способов амплитудного анализа, например, более надежной интерпретации аномалий типа "яркое пятно", особенно в случае газовых залежей. По данным теории и моделирования, коэффициент отражения Р-волн от газовой залежи бывает примерно в 2 раза выше, чем от водонасыщенной части пласта; интенсивность S-волн в этих условиях меняется незначительно. Это дает возможность отличить аномалии типа "яркое пятно", связанные с газовыми залежами, от аномалий, вызванных резкими локальными литологическими неоднородностями. Дело в том, что продольные волны распространяются как в твердых, так и в жидких средах, поперечные – только в твердых, то есть в породах, содержащих флюиды, поперечные волны распространяются только по твердому скелету породы. Поэтому сопоставление данных по продольным и поперечным волнам позволяет разделять эффекты, связанные с изменением литологического состава и с наличием флюидов. Такое сопоставление удобно проводить, рассматривая карты значений отношения скоростей продольных и поперечных волн Vp/Vs. Например, при заполнении порового пространства газом скорость продольных волн понижается значительно, в то же время скорость поперечных волн увеличивается слабо. Все это резко изменяет отношение Vp/Vs, которое становится великолепным индикатором наличия свободного газа в поровом пространстве. Поэтому многокомпонентная сейсморазведка способна различать слабо наполненные газовые скопления (так называемого шипящего газа) от сильно наполненных газовых резервуаров, выделять гидрокарбонатную насыщенность, обнаруживать изменения в типе флюидонасыщения - от нефтенасыщенных до водонасыщенных песчаников.



Наиболее достоверную информацию о характере флюидонасыщенности в околоскважинном пространстве на удалении сотен метров от скважины можно получить по данным технологического комплекса: многокомпонентного ВСП - ВСП /3C, каротажа и результатов петрофизических исследований керна. Интеграция геофизических исследований: 3D сейсморазведки, ВСП/3С и каротажа – наиболее эффективный путь изучения резервуаров углеводородов в масштабе 1:10000. В процессе интенсивного отбора газа в зоне дренажа значительно понижается пластовое давление. Это приводит к закрытию трещин и образованию вокруг ствола скважины плотного кольца пород. Скважина прекращает работу. Планирование технологических воздействий на зону дренажа для восстановления фильтрации требует изучение структуры систем трещиноватости на удалении сотен метров от скважины. Такую информацию можно получить только из полного набора сейсмических волн, регистрируемых при ВСП/3С и данных наземной МВС. Особенно увеличиваются возможности МВС, когда вводится время как четвертое измерение, что позволяет увидеть изменение свойств пород (матрицы) и флюидов резервуара во времени (в результате добычи или под влиянием разного рода инъекций). Такой мониторинг позволяет достичь высокого показателя добычи, поскольку появляется возможность увеличить показатель добычи, измеряя, например, изменение насыщенности от изменения давления или сжимаемости. То есть возможность измерения в сейсморазведке 4D/3C изменений свойств флюидов во времени и в пространстве делает эффективным управление движением флюидов в процессе добычи и самого процесса добычи. В противном случае, если мы хотим избежать повышения затрат на сейсморазведку, связанных с переходом на многокомпонентные измерения, то мы рискуем оставить под землей неоправданно большие запасы углеводородов, то есть рискуем оставить там во много раз большие суммы, чем стоимость “дорогой” многокомпонентной сейсморазведки. В итоге, сопоставляя возможности сейсморазведки 3D/3C с возможностями применяющихся стандартных методов сейсморазведки прежде всего следует подчеркнуть, что многокомпонентная регистрация позволяет решать совершенно новые задачи, ранее недоступные. В частности, это касается изучения анизотропии горных пород. Следствием появления регулярных микронеоднородностей в породе (например, трещин) является проявление породой анизотропных свойств – зависимости геологических свойств от направлений. Пример – проницаемость. Поэтому физические свойства породы становятся тоже анизотропными – появляется анизотропия скоростей, а именно их мы измеряем. Совместное же использование данных по скоростям волн разных типов в разных направлениях позволяет определить коэффициенты анизотропии пластов. Анизотропия характеризуется типом и степенью. Тип связан с ориентацией трещин, степень – с их количеством. Всю эту информацию можно извлечь из данных МВС. Сейсмические данные стали более тесно связанными с каротажными и сейсморазведка в целом перешла от решения чисто геологических задач к решению нефтепромысловых задач.

Глава 2

Методика полевых работ МВС
Выбор методики полевых работ МВС для решения различных геологических задач определяется спецификой этих задач, геологическими условиями проведения работ, особенностями волновых полей и основанных на них разведочных критериев, характерных для конкретного района исследований. Очевидно, что для успешного решения структурных задач необходимо максимальным образом повысить разрешающую способность поперечных (обменных) волн. В основном это достигается оптимизацией условий возбуждения, хотя определенная доля успешного решения заключена в графе обработки. Для каждого района работ подбор этих компонент строго индивидуален и зависит от многих факторов.

Корректность решения литологических задач в значительной степени зависит от оптимального подбора комплекса скважинной и наземной сейсмики. В этом случае необходимо особое внимание уделить отождествлению волн разных типов одним и тем же геологическим объектам. Как и для структурных задач, для литологических также возможна двухкомпонентная регистрация ( XZ или YZ).

Наиболее сложный подбор методических и технических средств характерен для текстурных задач. Исходя из особенностей волновых полей в анизотропных средах и разведочных критериев для конкретного района работ следует ориентироваться на основные критерии выбора методики МВС при изучении анизотропных (трещиноватых) объектов сводятся к следующему:

1) Вследствие необходимости изучения поляризации регистрируемых волн в пространстве сама регистрация должна быть трехкомпонентной.

2) Методика должна учитывать возможность управления направленностью при возбуждении и регистрации поскольку только на этой основе возможно изучение поляризации волн разных типов и параметров анизотропии (главных элементов симметрии) для конкретных объектов и решение по ним обратной задачи оценки ФЕС.
2.1. Проектирование работ МВС

Конкретная реализация МВС определяет количество получаемой полезной информации, достоверность и надежность получаемых данных, поэтому главная задача выбора конкретной методики состоит в оптимизации соотношения возможности решения поставленных геологических задач и соответствующих расходов. При использовании обменных PS волн, самая дорогая часть процесса – полевые работы – удорожается незначительно:




  • Точки взрыва и приёма распределены на профиле 2D или площади 3D практически так же, как и в обычной «сейсморазведке МОГТ», говоря языком сметно-проектной документации. Уточним: так же, как в стандартных работах хорошей детальности, где шаг источников и приёмников по профилю составляет обычно 25 м, а размер «бина» 3D – 12.5х12.5 м.

  • Стоимость топоработ соответственно не изменяется.

  • Источники (например, дешёвые и производительные поверхностные источники Вибросейс) те же, хотя и работают более интенсивно.

  • Хорошая современная телеметрическая сейсморегистрирующая система практически не лимитирует количество регистрируемых каналов.

  • Несколько особняком стоит проблема сейсмоприёмников.

    • Обычно на приёме на один канал работает т.н. «линейная группа» из 10-20 электродинамических приёмников на базе 10-20 м. Их все надо расставить на местности и заглубить, обеспечить «хороший акустический контакт с почвой».

    • Для МВС есть хорошая разработка VectorSeis: три (X,Y,Z) цифровых (по 24 бита) датчика ускорения в одной конструкции. Её не надо выравнивать, чувствительность датчиков не пострадает, а только следует сориентировать по азимуту. Электронная начинка датчиков дополнительно понижает собственные шумы, повышает чувствительность.

При составлении технического проекта работ МВС следует учитывать особенности технических средств, которые могут быть использованы при данных работах (увеличение канальности станции, многокомпонентные регистрирующие системы, источники упругих колебаний и т.д.). Использование в схемах наблюдений различной ориентации лучевых плоскостей и, на этой основе, определение пространственного в зависимости от угла подхода распределения скоростей, положения геологических объектов в пространстве и ориентации главных элементов симметрии среды. Методика может включать как отдельные точки подобных схем на площади работ при слабых вариациях геологических факторов по латерали, так и равномерное распределение наблюдений в разно ориентированных лучевых плоскостях по площади. В частности, на основе факторов, которые вытекают из особенностей волновых полей волн разных типов в трещиноватых, а значит, анизотропных средах, строится методика изучения трещиноватых сред, основанная на комплексировании волн разных типов и оценке параметров сейсмической анизотропии. Методика обнаружения и локализации по разрезу анизотропных (трещиноватых) интервалов, определения их физических свойств предполагает измерение скоростей распространения и динамических (включая поляризацию) характеристик продольных, обменных и разнополяризованных поперечных волн в различных направлениях в пространстве.

Важным моментом выбора методики МВС является сочетание скважинных и наземных наблюдений. Рекомендуется на первом этапе работ проводить именно скважинные работы, чтобы на последующих этапах методика наземных наблюдений опиралась на результаты скважинных исследований.

Другой особенностью выбора методики МВС является учет при проектировании работ результатов моделирования волновых полей волн разных типов с учетом разведочных критериев для целевых объектов разведки по имеющейся априорной геологической и геофизической информации. При этом, как показал опыт, моделирование должно быть пространственным с учетом анизотропии среды и реализовывать широкий круг схем наблюдений (ВСП, НВСП, круговые и криволинейные профили и т.д.). Впоследствии, на всех этапах обработки и интерпретации, заложенная геологическая модель модифицируется и дополняется - параллельно осуществляется решение прямой и обратной задачи с сопоставлением их результатов. В этом заключается структурно-формационный подход, используемый в МВС. Таким образом, уже на этапе проектирования работ МВС следует учитывать отдельные особенности этого метода и именно на этом этапе закладывается возможность корректного решения поставленной геологической задачи. Остановимся подробнее на отдельных элементах методики.


2.2. Многокомпонентная регистрация

Наибольший опыт МВС накоплен в комплексировании наблюдений волн Р и SH, что обусловлено прежде всего наибольшей чистотой (в не слишком сложных условиях) поля поперечных волн, регистрируемого по схеме Y—у. Применение схемы Х-х для регистрации волн SV в принципе дает волновую картину, более засоренную обменными волнами разных типов. Однако проведенные опыты показывают, что при использовании селекции по признаку поляризации в источнике на временных разрезах МОГТ обеспечивается достаточно надежное прослеживание волн от опорных отражающих границ, при этом качество и структура временных разрезов близки к случаю волн SH. Волны PS чаще всего играют вспомогательную роль в рассматриваемом комплексе, так как в принципе скорости Vsv можно получать по данным МОГТ на волнах PS; однако скоростной анализ но волнам PS (подбор  = Vs/Vp) не дает высокой точности. Тем не менее, опыт показал, что иногда волны PS играют ведущую роль в комплексе (например, на участках болот, неблагоприятных для возбуждения поперечных волн).

Многокомпонентная регистрация помимо возможности регистрировать информацию о всей совокупности волн позволяет управлять направленностью приемной установки на основе направленности 1-го рода и, таким образом, оптимизировать изучение характеристик волн с той или иной поляризацией. Действительно, анизотропные среды характеризуются отклонением вектора поляризации волн Р и SV от лучевой плоскости, поляризация поперечных и обменных волн в горизонтальной плоскости достаточно сложна - существуют как радиальные так и тангенциальные компоненты поля независимо от направленности используемых источников. Соответственно, чтобы оценить параметры изменения поляризации в пространстве, необходима трехкомпонентная регистрация.

В настоящее время используются различные виды многокомпонентной регистрации. Это регистрация двух- и трехкомпонентными установками ХУ и XYZ, связанными с декартовой системой координат, а также трех или четырехкомпонентная (четвертая компонента - контрольная) симметричная азимутальная установка, предложенная Е.И. Гальпериным, с углами наклона осей максимальной чувствительности сейсмоприемников с вертикалью 54о 40' и шагом по азимуту между компонентами 120о, что обеспечивает ортогональность между компонентами. Реже в отдельных работах используются другие установки с той или иной ориентацией компонент. Следует отметить, что данные, полученные с любым типом установки, могут быть пересчитаны в любую другую путем несложных преобразований:



F(t) = AI (t) + AII (t) + АIII (t) {1}

где АI,.„.,,, - амплитуда соответствующей компоненты, , , и  -направляющие косинусы углов между направлениями I, II, III датчиков соответственно и направлением в пространстве.

Важным моментом здесь является идентичность отдельных компонент установки по всем характеристикам сейсмического канала и точное знание их ориентации. Волновое поле должно быть максимально точно зарегистрировано по всем пространственным компонентам без подавления и искажения каких либо составляющих. Любые виды селекции и подавления могут применяться только на этапе обработки, поскольку заранее не известна ориентация поляризации полезных компонент и она может меняться по латерали.

С точки зрения возможностей последующей количественной интерпритации принципиального преимущества одного типа регистрации над другим нет. Единственно, что более привычны для анализа компоненты, привязанные к глобальной или локальной декартовой системе координат. В этом смысле очевидно преимущество установок XYZ ( при условии идентичности их компонент). В то же время пока недостаточно изучены в реальных условиях частотные и фазовые искажения всего тракта, включающего корпус прибора, его контакт со средой и многое другое. В связи с этим нельзя все компоненты считать абсолютно идентичными. В этих условиях пересчет компонент также может являться источником некоторых дополнительных ошибок. Учитывая, что широко используемые в МВС поперечные волны поляризованы преимущественно в горизонтальной плоскости, можно отдать предпочтение установке X, Y, Z. Это, в частности, помогает оперативному контролю качества получаемых материалов, оперативному анализу волновых полей и принятию решения о коррекции системы наблюдений при полевых работах (рис. 2, 3, 4).


Рис. 2. Полевая сейсмограмма ОПВ Z-компоненты и ее АЧХ
Рис. 3. Полевая сейсмограмма ОПВ X-компоненты и ее АЧХ

Рис. 4. Полевая сейсмограмма ОПВ Y-компоненты и ее АЧХ

В последние годы на рынке геофизического оборудования появились цифровые трехкомпонентные сейсмоприемники, созданные на основе микроэлектронных механических систем (МЭМС). Цифровой датчик VectorSeis, разработанный компанией Input/Output, (рис. 5) имеет три ортогональных микромеханических акселерометра с маленькой инертной массой, подвешенной на миниатюрных пружинах, специально разработанные управляющие микросхемы и 24-разрядный аналого-цифровой преобразователь.

Цифровой 24-разрядный выходной сигнал датчиков делает ненужными аналого-цифровые преобразователи в регистрирующей системе. Пропорциональный ускорению выходной сигнал обладает ровной фазовой характеристикой от очень низких частот до 500 Гц. Три ортогональные компоненты образуют ядро цифрового датчика VectorSeis. Эти датчики сохраняют полную работоспособность в наклонном положении, что повышает производительность полевых работ и улучшает контакт с грунтом, поскольку датчики не нужно устанавливать по уровню. Окончательный результат получается более точным, и многокомпонентные исследования – с точки зрения затрат – становятся сравнимыми с исследованиями с использованием обычных (электродинамических) сейсмоприемников. Регистрация многокомпонентных данных дает определенные технологические преимущества при использовании таких многокомпонентных датчиков: для них требуется меньше соединений и кабелей, снижается общий вес наземного оборудования, и датчики не нужно устанавливать по уровню – это можно скорректировать на этапе обработки. Эти датчики сохраняют такую же работоспособность в наклонном положении, что повышает производительность полевых работ и улучшает контакт с грунтом. Регистрирующая система позволяет разделить различные компоненты и записать их в отдельные файлы, таким образом сокращая время обработки и неопределенность в идентификации компонент. Окончательный результат получается более точным, и многокомпонентные исследования – с точки зрения затрат – становятся сравнимыми с исследованиями с использованием обычных (электродинамических) сейсмоприемников.

Сравнение зарегистрированных данных показывает, что одиночные датчики VectorSeis дают информацию, эквивалентную по интерпретируемости той информации, которая получена группами из 6 сейсмоприемников или одиночными сейсмоприемниками. На рис.6 мы видим данные сравнимого качества, что говорит о том, что датчики VectorSeis так же надежны и эффективны, как и группы обычных сейсмоприемников. Однако, при использовании датчиков VectorSeis мы регистрируем полное упругое волновое поле без дополнительных затрат.

Рис. 6. Сравнение разрезов (2А) и формы записи (2В) продольных волн, полученных при использовании групп из 6 сейсмоприемников и одиночными датчиками VectorSeis.


2.3. Особенности возбуждения упругих колебаний при работах МВС

Методика возбуждения волн при работах МВС, по большей части, основана на принципах управления направленностью в источнике (направленность I рода) и оптимизации возбуждения волн разных типов.

В основе методики многоволновой сейсморазведки лежит оптимальное для каждого из используемых типов волн возбуждение колебаний - использование ненаправленных источников при возбуждении продольных волн, и источников с искусственной управляемой направленностью при возбуждении монотипных поперечных волн. Среди первых доминируют взрывные и вибрационные источники. Горизонтальные вибраторы в силу их хорошей стабильности и технологичности изменения направленности, при работах МВС использовать предпочтительней. Взрывные направленные источники (взрывы с предварительно созданными камуфлетами и др.) менее предпочтительны при реализации МВС в скважинах (ВСП) в силу изменения условий возбуждения и характеристики направленности при многократном использовании одной скважины, хотя при наземных работах при соответствующих условиях они успешно могут применяться для направленного возбуждения.

Использование направленности источников различных типов нашло широкое применение для решения различных геологических задач. Многочисленные исследования, посвященные этой проблеме, подтвердили достаточную эффективность возбуждения поперечных волн заданной поляризации при достаточно высоком соотношении сигнал/помеха. В настоящее время при работах ВСП и 2D или 3D используют возбуждение поперечных волн с поляризацией, лежащей в лучевой плоскости (Х- возбуждение) и ортогонально лучевой плоскости (У- возбуждение). При изучении анизотропных свойств разреза используются также "косые" воздействия, обладающие направленностью под углом, отличным от 90о (как правило, 45о) к лучевой плоскости.

Изменение направления действия силы приводит к соответствующему повороту характеристики направленности. В случае действия в точке ряда сил характеристика направленности согласуется с равнодействующей этой системы сил. Это позволяет сделать вывод о том, что, манипулируя направлением равнодействующей силы, можно получать требуемые характеристики направленности, управляя тем самым поляризацией излучаемых колебаний.

Комбинация волновых полей, полученных при ортогонально направленных источниках, позволяет реализовать источник с любой заданной направленностью. В случае отсутствия возможности использовать специальные направленные источники, соответствующие характеристики волнового поля оцениваются по обменным и монотипным поперечным волнам, образующимся в области ненаправленного источника. Для надежной регистрации обменных волн достаточной интенсивности обычно следует использовать источники повышенной (в 2-2.5 раза) мощности, чём при регистрации только продольных волн. На рис. 7 даны примеры зарегистрированных в скважине волновых полей различной поляризации в типичном теригенно-карбонатном разрезе Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.


Рис. 7. МВС в скважинах – примеры регистрации волновых полей различной

поляризации
Дальнейшая интеграция систем наблюдений волн разных типов делает желательной и интеграцию систем возбуждения. Таким интегрированным источником может быть источник, реализующий наклонные воздействия в трех разных азимутах, которые при обработке могут быть пересчитаны в три любые другие воздействия, например Z, X, Y. Первые разработки таких источников уже существуют. Угол с горизонталью таких наклонных источников в принципе не имеет большого значения. Наиболее удобно для пересчета иметь ортогональную установку с углами наклона около 35о от горизонтали. В то же время конструктивно и по передаче энергии поперечных составляющих возможно более удобно иметь угол в 45о, однако такая схема пока не проверена экспериментально.

При работах на акваториях естественно применение ненаправленных воздействий. Однако для более эффективного использования поперечных волн, формирующихся в придонных слоях, целесообразно регулировать частотный спектр возбуждающихся колебаний так, чтобы в нем заведомо присутствовали относительно низкие частоты, соответствующие спектру поперечных волн от ненаправленного источника. Для этого, в частности, возможно группирование источников с временными задержками, а также группирование источников на базах, соответствующих параметрам поперечных волн.


2.4. Системы наблюдений в МВС

2.4.1. МВС в скважинах

На основании особенностей волновых полей волн разных типов в типичных трещиноватых средах рекомендуется строить методику наблюдений таким образом, чтобы регистрировались данные по вертикальному направлению и разноориентированным по азимуту наклонным направлениям.

Для МВПС-ВСП, (МВПС – поляризационная модификация МВС) поскольку изучаемые модели характеризуются анизотропией, элементы симметрии которой всегда ортогональны, предпочтение следует отдавать ориентации выносных ПВ в азимутах, отличающихся друг от друга не на 90о , как это часто практикуется, а на 60о или 120о. Это связано с тем, что наблюдения в ортогональных лучевых плоскостях, которые при выборе системы наблюдений в районе, где симметрия среды заранее не известна, могут случайно совпасть по ориентации с главными элементами симметрии. В этом случае ортогональная система наблюдений не позволит оценить тип и степень анизотропии среды, а также получить волны, претерпевающие акт обмена на границах анизотропного интервала в лучевой плоскости, не содержащей главных элементов симметрии среды. Поскольку ориентация главных элементов симметрии заранее не известна, требуется такая ориентация лучевых плоскостей, которая позволила хотя бы одной из них отличаться от ориентации главного элемента. С другой стороны, в отсутствии при работах направленных источников, следует предусматривать в схеме один выносной ПВ, ортогональный по азимуту любому другому выносному ПВ. Это необходимо для последующей реализации лабораторного управления направленностью возбуждения.

Обобщенная схема наблюдений, реализующая регистрацию данных МВПС-ВСП на вертикальном и наклонных лучах при скважинных работах, приведена на рис.8.

Рис. 8. Обобщенная схема наблюдений МВПС-ВСП
Параметры систем наблюдений могут упрощаться или усложняться в зависимости от решаемой задачи и условий работ. Полную схему наблюдений, изображенную на рисунке, целесообразно использовать лишь в случае достаточно сложных сред с орторомбической симметрией (наложение различно ориентированных систем включений) и наличием углов наклона границ. В случае предположения о наличии только вертикальных трещин рекомендуется использовать ортогональные направленные воздействия только на ближнем ПВ. Для сред с ортотропным типом симметрии при значительных мощностях анизотропных покрывающих интервалов (например - глинистый разрез) на выносных ПВ можно использовать так называемые "косые" воздействия (под 45о к лучевым плоскостям), так как в этом случае разно поляризованные волны при подходе к точке регистрации имеют уже значительную разрешенность.

Приведенная схема позволяет реализовать наблюдения разно поляризованных волн разных типов на вертикальном луче (ближний ПВ) и наклонных разно ориентированных по азимуту лучах. Выносные ПВ дают возможность корректно провести ориентацию скважинного прибора по первой проходящей продольной волне в области ее линейной поляризации, так как на них горизонтальные компоненты Р- волны имеют уже значительные амплитуды. При этом контроль над качеством ориентации осуществляется путем сопоставления углов ориентации, полученных с разных ПВ. Когда поляризация уже в первых вступлениях приобретает значительную эллиптичность, ошибки при последующей реориентации компонент могут достигать 30 и более. В этом случае выбирается угол ориентации по ПВ с меньшей эллиптичностью первой продольной волны. Контроль за правильностью ориентации приборов в скважине может делаться также по поляризации регистрируемых на вертикальном профиле поперечных и обменных волн. Это может позволить исключить грубые ошибки в ориентации. Кроме того, для выносных ПВ характерно наличие более интенсивных обменных волн и волн ЕН, которые впоследствии также могут быть использованы для оценки параметров анизотропии. Наблюдения с выносных ПВ необходимы также для определения коэффициентов анизотропии по волнам разных типов в разных лучевых плоскостях.

При работах по изучению азимутальной анизотропии (объект исследований характеризуется вертикальной трещиноватостью) пункты возбуждения с источниками, обладающими управляемой горизонтальной направленностью, целесообразно располагать вблизи устья вертикальной скважины или проекции предполагаемого анизотропного интервала на дневную поверхность при наклонной скважине. Таким образом, распространение поперечных волн заданной поляризации осуществляется по вертикальному лучу.

Выносные пункты возбуждения располагаются на удалении от скважины достаточном для получения на исследуемом интервале интенсивных горизонтальных компонент первой продольной волны, что важно для последующей ориентации компонент скважинного зонда. При этом следует исходить из того, что углы подхода первой проходящей продольной волны составляют 10 -40 . Большие выносы приводят к тому, что значительная часть энергии продольной волны переходит на горизонтальные компоненты, что осложняет корректную ориентацию, и для верхних интервалов в первые вступления выходят преломленные волны, что делает для них ориентировку невозможной. Рекомендуется в зависимости от типа разреза использовать удаления выносных ПВ от 1/3 до 2/3 глубины исследований.

Для изучения скорости распространения волн разных типов на наклонных лучах и коэффициентов анизотропии иногда целесообразно проводить работы методом обращенного годографа (МОГ) и НВСП с источниками, обладающими горизонтальной направленностью. При этом, в зависимости от мощности исследуемого объекта, следует выбирать несколько уровней МОГ в исследуемом интервале и один уровень на его кровле. Шаг между пунктами возбуждения рекомендуется таким, чтобы обеспечить прирост угла подхода волны 5°-10о. Возбуждение разнонаправленное взаимно ортогональное с целью последующей реализации любой требуемой направленности. Ориентацию профилей МОГ целесообразно делать под углом 60°, но только не 90°, чтобы избежать совпадения азимутов хотя бы одной из лучевых плоскостей с элементами симметрии. Если имеются сведения об ориентации главных элементов среды, обладающей азимутальной анизотропией, один из профилей рекомендуется ориентировать в азимуте, совпадающем с одним из главных элементов, что в значительной степени упрощает решение задачи и повышает точность результата.
2.4.2. Системы наземных наблюдений МВС

При наземных наблюдениях схемы для реализации методики МВС предусматривают профильную (2D- 2С, ЗС, 6С или 9С) и пространственную систему при двух- или трехкомпонентной регистрации и одно-трехкомпонентном возбуждении (3D-2C, ЗС, 6С или 9С).

Конкретные параметры данных систем - расстояние между линиями возбуждения и приема, параметры группирования многокомпонентных регистраторов и источников упругих колебаний разных типов и т.д., зависят от требований детальности исследований, формулируемых геологической задачей, геологических и геофизических особенностей района работ, его орогидрографией и агропромышленной ситуацией и т.д. Наиболее полные схемы позволяют помимо задач пространственных структурных построений по волнам разных типов и оценки изменения литологического состава исследуемых геологических объектов получать информацию о пространственном распределении скоростей волн разных типов за счет выборок трасс для заданного бина при различной ориентации лучевых плоскостей с' реализацией управления направленностью как в источнике, так и на приеме.

Схема 3D-9C достаточно сложна как при проектировании, так и при проведении полевых работ в силу сложности организации взаимодействия источников разных типов, многоканаль-ности регистрирующей аппаратуры и т.д. Поэтому использование ее целесообразно лишь в случаях требования высокой детальности и достоверности изучения трещинных коллекторов на стадиях доразведки на уже открытых месторождениях.

При решении более простых геологических задач, связанных, например, только с обнаружением существования трещиноватых интервалов в изучаемом геологическом разрезе, локализацией их существования в разрезе и по площади, или только определения преимущественной ориентации систем трещин на изучаемой площади и так далее, системы наземных наблюдений могут быть существенно упрощены.

Упрощение схемы возможно как за счет отказа от систем пространственных систем наблюдений, так и путем отказа от использования некоторых типов источников на отдельных (или даже на всех) профилях например, наблюдения только на продольных и обменных волнах с ненаправленным источником при трехкомпонентной регистрации - 3D-3C. В этом случае отсутствует возможность управлять поляризацией волн в источнике.

Такие же упрощенные схемы соответствуют методике использования направленных источников либо только SV (Х-возбуждение), либо только SH(Y-возбуждение). В случае использования только монотипных поперечных волн и волн РЕН (ЕН • естественная направленность) при двухкомпонентном ортогональном (X,Y) горизонтальном возбуждении получается схема 3D-6C. В этом варианте есть возможность управлять направленностью при возбуждении в горизонтальной плоскости, но информацию о характеристиках продольных волн можно получить (при условии их достаточной интенсивности) только по волнам РЕН, и обменным типа SP.

Другим вариантом упрощения схемы может быть отказ от отдельных компонент регистрации. Однако следует заметить, что при изучении анизотропных сред поляризация поперечных и обменных волн в горизонтальной плоскости достаточно сложна - существуют как радиальные, так и тангенциальные компоненты поля независимо от направленности используемых источников. В соответствии с этим для задачи изучения трещиноватых сред можно считать обязательной как минимум двухкомпонентную в горизонтальной плоскости регистрацию.

Двухкомпонентная в горизонтальной плоскости регистрации также оказывается наиболее целесообразной из-за того, что пересчеты компонент в лучевые и трансверсальные плоскости в этом случае наиболее просты. Наибольшие проблемы в этом случае возникают с изменениями базы группирования при существенных изменениях направлений лучевых плоскостей.

В случае пространственных систем наблюдений следует учитывать особенности волновых полей для источников с поперечным выносом и лучевых плоскостей, не совпадающих с плоскостью профиля. При значительных поперечных выносах наблюдаются существенные изменения поляризации регистрируемых волн: у отраженных продольных волн появляется заметная тангенциальная компонента, а у обменных такая компонента появляется даже при малых расстояниях ПП-ПВ. Тангенциальная компонента может быть в данном случае иногда даже доминирующей. 3 связи с этим необходимой процедурой обработки данных пространственных многоволновых наблюдений является пересчет компонент регистрируемых волн.

В качестве более простых систем пространственных многоволновых наблюдений можно предложить сочетание площадных систем для продольных волн (3D) и профильных наблюдений поперечных, продольных и обменных волн (2D-9С, 2D-6C, 2D-3C). При этом наиболее эффективно, чтобы профили 2D были бы ориентированы в нескольких направлениях и не были ортогональными (как уже отмечалось, углы между ними должны различаться в 60о или 120о ). Регистрация при таких работах 2D рекомендуется, как правило, трехкомпонентная.

При рекогносцировочных работах могут применяться и более простые системы наблюдений волн разных типов. Главное при этом состоит в том, что для выявления наличия анизотропии в разрезе обязательно нужно изучать поляризацию волн, которые приходят к дневной поверхности как поперечные. Возможно сочетание на единой площади различных систем наблюдений, когда более полные системы используются в качестве опорных для более простых.

Как один из вариантов применения МВПС для изучения трещиноватых коллекторов на локальных площадях может рассматриваться, в частности, сочетание площадных систем наблюдений 3D только с регистрацией продольных волн с наблюдениями волн разных типов в одной или нескольких глубоких скважинах (МВПС-ВСП) на данной площади. В этом случае основные проявления трещиноватости изучаются по скважинным наблюдениям, а затем прослеживаются по площади по продольным волнам. Такая система наблюдений может позволить существенно упростить весь цикл работ и может затем усложняться по мере решения поставленных геологических задач.

При работах с использованием обменных волн рекомендуется предусмотреть увеличение кратности суммирования, так как при оптимизации суммирования для обменных волн выборки трасс СГТ предусматривают учет не симметрии луча для них, что может привести к снижению кратности. Максимальный вынос по сравнению со стандартными для данного района работами может быть увеличен, поскольку коэффициенты обмена для отраженных волн могут достигать значимых величин при больших удалениях ПВ-ПП.

Опыт показывает, что время регистрации при работах МВС должно учитывать максимально возможное время регистрации отраженных от целевых горизонтов монотипных поперечных или обменных (если работы ведутся с комплексированием только продольных и обменных) волн с учетом выноса, углов наклона и возможной анизотропии.

Глава 3

Обработка и интерпретация данных МВС

Обработка и интерпретация данных МВС намного более сложна по сравнению с однокомпонентной сейсморазведкой. Более критичными становятся практически все процедуры обработки: начиная от редактирования записей, ввода априорных статических поправок и кончая процедурами миграции. Ассиметрия сейсмических лучей в методе обменных волн требует изучения скоростных параметров как продольных, так и поперечных волн. Одно из главных препятствий, ограничивающих использование обменных волн, - недостаток программного обеспечения для работы с обменными волнами. Способы интерпретации получаемых временных разрезов по своему содержанию в целом подобны интерпретации разрезов продольных волн и включает следующие этапы: 1) определение природы зарегистрированных волн 2) отождествление волн, приуроченных к одним и тем же горизонтам (объектам) 3) определение волновых параметров по разным волнам при автономной интерпретации 4) совместная интерпретация волн различного типа и определение комплексных параметров 5) геологическое истолкование результатов.

Опорные отражающие границы в большинстве районов являются общими для всех типов волн. При соответствующей трансформации масштабов временных разрезов, как правило, не вызывает затруднений отождествление основных горизонтов. По обменным волнам PS (как и по монотипным) можно получить оценку пластового параметра t между двумя горизонтами:
t = t0(P)/( 2t0(PS) - t0(P) )
Существуют независимые критерии, которые помогают интерпретатору выделить эквивалентные горизонты на разрезах продольных и обменных волн. Первый критерий опирается на скоростном анализе обменных волн. На рис.9 показан вертикальный спектр скоростей, использованный для выбора значений Vp/Vs, (для известных значений скоростей продольных волн). Отношение Vp/Vs меняется от 1.5 до 4.2. Обращает внимание, что отношение Vp/Vs имеет примерно постоянное значение (~2.85) в интервале от 1.45 до 3.0 сек. На фрагменте 3В показана супер-сейсмограмма (до ввода кинематических поправок) с наложенными годографами обменных волн. На фрагменте 3С показана сейсмограмма после ввода кинематических поправок для обменных волн и применения мьютинга. Обращает внимание хорошее прослеживание отраженных волн и их горизонтальность, что говорит о точности введенной кинематики.

Рис. 9. 3А - вертикальный спектр скоростей для оценки отношения скоростей продольных и поперечных волн (Vp/Vs). 3В - супер-сейсмограмма (до ввода кинематических поправок) с наложенными годографами обменных волн. 3С - сейсмограмма после ввода кинематических поправок для обменных волн и применения мьютинга.

Значения Vp/Vs, полученные по вертикальным спектрам скоростей, обычно достаточно надежны для первоначального сопоставления горизонтов. Корреляцию горизонтов можно уточнить путем сравнения структурных и стратиграфических аномалий, таких как разломов. Наиболее важный момент для корреляции разрезов на продольных и поперечных волнах – это скважинные измерения скоростей поперечных волн (либо путем выполнения дипольного АК, либо путем выполнения ВСП на обменных волнах), желательно как можно ближе к поверхности земли. Это нужно потому, что вблизи поверхности отношение Vp/Vs очень быстро меняется с глубиной. Последний момент при проверке корреляции горизонтов – это здравый смысл. То есть интерпретатор оценивает, удовлетворяют ли полученные разрезы геологической интерпретации и не противоречат ли каждый из этих шагов друг другу. На рис. 10 показано сопоставление сейсмограмм и временных разрезов продольных и обменных (Х-компонента) волн.

Рис. 10. Сопоставление сейсмограмм и временных разрезов продольных и обменных

(Х-компонента) волн.

Полученные в результате обработки данных МВС временные разрезы и кубы служат основой для построения карт полей значений параметра Yv=Vs/Vp, различных сейсмических атрибутов и соответствующих трехмерных изображений (рис. 11).





Рис. 11. Поле значений параметра Yv=Vs/Vp


Заключение

Технологии МВС в сочетании с методикой 3D реализуют больший экономический потенциал, т.к. дополняют 3D изображения сведениями о коллекторских свойствах пород и типе насыщения. Применение МВС резко повышает эффективность сейсмомониторинга (4D/3C), где отслеживаются изменения характеристик коллекторов в пространстве и во времени, т.е. в ходе добычи. Благодаря этому, стратегия разработки месторождения планируется точнее, с опорой не только на точечные промысловые данные. В обосновании постановки работ МВС прослеживается определённая логика, которая – с некоторыми преувеличениями – формулируется так: среди разных предложений нет таких, чтобы «за те же деньги больше информации». Предлагается иное: за полуторную цену информации в 2-3 раза больше. Действительно:



  • Глубинность сейсморазведки давно уже не проблема, это достигнуто обычной 2D/1C. А ведь были незабываемые споры: «зачем ОГТ аж на кратность 6, вполне бы 3-4 хватило». Сегодня оплачиваем кратность 48-96 без особых разговоров.

  • Детальность структурного плана обеспечивает 3D/1C. На переходе от 2D к 3D произошло существенное (около 3-х раз) удорожание работ. Но сегодня все заказывают 3D в больших количествах и без ропота по поводу цены: потому что есть толк. Хотя это все еще структурная сейсморазведка.

  • А вот с коллекторами ... увязли, и без многоволновой сейсмики 3D/3C не во всех районах «выбраться из болота» сможем. Сейсморазведка коллекторов – следующий шаг, это уже многоволновая пространственная сейсморазведка, т.е. 3D/3C. Ожидаемое удорожание работ - 1,5-2,0 раза, а рост эффективности – на порядок: решаются принципиально новые задачи, фактически реализуются предельные возможности метода.

Только 3D/3C позволяет получить 3-х мерное изображение структуры горных пород, определить их коллекторские свойства, оценить насыщение и тип флюида.
Литература


  1. Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование. М.: Наука. 1982. 336 с.

  2. Поперечные и обменные волны в сейсморазведке / Под ред. Пузырева Н.Н. М.: Недра, 1967, 287 с.

  3. Пузырев Н.Н. Методы и объекты сейсмических исследований. Новосибирск, из-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997, 300 с.

  4. Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. Пер. с англ. – М.: Мир, 1987, Т.1 – 447с., Т.2 – 400 с.




izumzum.ru