Тема 6. Методика и технология сейсморазведочных работ 8 часов, лекции № 16 и № 19Лекция № 17
Метод общей глубинной точки (МОГТ)
Системы наблюдений в МОГТ-2D
Основы метода общей глубинной точки
Метод общей средней (глубинной) точки ОСТ (ОГТ) был предложен в 1950 г. Н.Мейном (США) в качестве эффективного средства ослабления многократных
отраженных волн, которые являются очень сильными и трудно устранимыми помехами.
Для подавления кратных волн-помех Мейном была предложена технология Common
Depth Point Stacking CDPS - суммирование по общей глубинной точке. Для
горизонтальных отражающих границ общие средние и общие глубинные точки совпадают
в плане, поэтому правильное название метода МОСТ (по англ. Common Mid Point Stacking
- CMPS - суммирование по общей средней точке).
Широкое практическое использование этого метода началось после внедрения
цифровой обрабатывающей техники. Основным методом исследований в сейсморазведке
способ ОСТ стал после полного перехода на работу с цифровой регистрирующей
аппаратурой.
Сущность метода ОГТ
Принципиальную сущность метода ОГТ (ОСТ) составляет идея многократногопрослеживания отражений от границы при различном взаимном положении источников и
приемников упругих колебаний.
На рис. – а показаны четыре источника (S) и приемника (R) симметрично
расположенные относительно средней точки – М, являющейся проекцией глубинной
точки – D. Таким образом мы получили четыре отражения от одной точки – т. е. при
перемещении всей установки по профилю х, получим четырехкратное прослеживание
границы.
Времена пробега от источника до приемника увеличиваются с увеличением
дистанции, увеличивается и разница времен пробега по косому и вертикальному лучам
называемая кинематической поправкой и обозначаемая как - (х) или (х) (рис б).
Схематический пример ослабления многократного отражения при суммировании трасс 6 кратной системой ОГТ.
На исходной сейсмограмме присутствуют две волны равной интенсивности:однократное отражение с годографом - tодн и многократное отражение имеющее более
крутой годограф – tкр (так как кратные волны имеют меньшие скорости)
После ввода кинематических поправок годограф однократной волны спрямляется в
линию t0 а годограф многократной волны имеет остаточное запаздывание.
Суммирование исправленных трасс усиливает однократное отражение в 6 раз, а
многократное отражение усиливается не так существенно.
Основные требования к методике ОГТ
Требования к базе наблюдения. Годографы однократных и многократныхотраженных волн по кривизне отличаются незначительно, эти различия становятся тем
больше, чем больше базы наблюдения, следовательно, для эффективного подавления
многократных волн-помех требуются большие базы, на практике это несколько км;
Требования к поправкам. Наблюдения на больших базах (при центральной системе
наблюдения до 6 км. и более) накладывает высокие требования к точности введении
статических и кинематических поправок.
Годографы ОГТ однократных и многократных отраженных волн
,Годографы ОГТ однократных и многократных
отраженных волн
Для однократных отраженных волн от плоской границы, ранее нами было
получено уравнение годографа ОТВ в виде:
1
2
2
t x
V
x 4hx sin 4h
где h – глубина до границы по нормали, V – скорость, φ – угол наклона границ, знак + под
корнем берется в случае направления по падению границы. Начало координат этого
годографа находится в точке возбуждения (ОТВ), а сам он имеет форму гиперболы,
смещенную в сторону восстания границы.
Полученное выражение используем для вывода уравнение годографа ОГТ
однократной отраженной волны. Рассмотрим симметрично расположенные относительно
начала координат источник S и приемник R (рис. на следующем слайде). Выразим глубину
под источником h через h0:
x
h h0 sin
2
Подставив это выражение в уравнение годографа ОТВ, после преобразований получим
годограф ОГТ в виде:Или используя формулу
t0
2h
V
окончательно получим
Полученный годограф имеет
так же форму гиперболы, но
симметричен относительно
начала координат. Кривизна
годографа определяется не
только скоростью V, но углом
наклона границы φ.
Отношение скорости к углу
наклона называется
скоростью ОГТ или
скоростью суммирования.
VОГТ
V
cos
При φ = 0, годограф
называется нормальным
годографом ОГТ
t н x
x2
t 2
V
2
0
Годографы ОГТ кратных отраженных волн
Для кратных волн от горизонтальных границ (это уравнение наиболее частоиспользуется при проектировании ИС, когда обычно полагают, что φ = 0) можно записать
уравнение:
2
tкр x t02кр
x
Vкр2
Для полно кратной волны, m – кратность волны, Vкр = V.
В общем случае (для полно кратных и частично кратных волн) используются
формулы:
h
t0 кр
h
i
Vi
i
Vкр
i
i
t 0кк
Схемы лучей для полно кратных (а) и частично кратных волн (б)
Количественные характеристиками системы наблюдений
N - (Fold) - кратность прослеживания отражающих горизонтов. Часто длякраткости ее называют просто кратностью системы наблюдений;
L- база наблюдений - участок профиля, занимаемый совокупностью пунктов
приема при записи сейсмических волн от одного пункта возбуждения;
S (N) - (N0) - число каналов регистрирующей аппаратуры;
l – удаление (дистанция), расстояние от пункта приема до пункта
возбуждения;
Δl - интервал возбуждения (SI – Sourse Interval) упругих волн - расстояние
по профилю (по линии пунктов возбуждения) между двумя соседними пунктами
возбуждения упругих волн;
Хmax, Хmiх - минимальное и максимальное удаление пунктов приема
колебаний от пункта возбуждения упругих волн;
Δx- шаг наблюдений (RI – Reseiver Interval) - расстояние между двумя
соседними пунктами приема колебаний (по линии пунктов приема);
R - вынос (офсет) - расстояние от ближайшего пункта приема колебаний до
пункта возбуждения упругих колебаний;
Системы наблюдения МОГТ 2Д
Ранее нами выяснено что для многократного прослеживания отражений отграницы уменьшить интервал возбуждения (SI – Sourse Interval) - Δl по сравнению с
базой наблюдения – L. Для обеспечения непрерывного, однократного прослеживания
границы интервал возбуждения Δl должен быть в два раза меньше базы наблюдения L
Рассмотрен опыт проведения полевых сейсморазведочных работ по классической методике и по высокопроизводительной методике Slip-Sweep силами Самаранефтегеофизика.
Рассмотрен опыт проведения полевых сейсморазведочных работ по классической методике и по высокопроизводительной методике Slip-Sweep силами Самаранефтегеофизика .
Выявлены преимущества и недостатки новой методики. Рассчитаны экономические показатели каждой из методик.
В настоящее время, производительность полевых сейсморазведочных работ зависит от многих факторов:
Интенсивность землепользования;
Движение автомобилей и железнодорожных транспортных средств, через исследуемую площадь;
Активность на территории населенных пунктов, расположенных на исследуемой площади; влияние метеорологических факторов;
Пересеченность местности (овраги, леса, реки).
Все вышеперечисленные факторы значительно снижают скорость проведения сейсморазведочных работ.
Фактически, в течение суток остается 5-6 часов ночного времени для производства сейсмических наблюдений. Это является критичным и недостаточным для выполнения объемов в предусмотренные сроки, а так же значительно увеличивают затраты на работы.
Время проведения работ, в 1 ю очередь, зависит от следующих этапов:
Топогеодезическая подготовка системы наблюдения - установка пикетов профилей на местности;
Установка, наладка сейсмоприемного оборудования;
Возбуждение упругих колебаний, регистрация сейсмоданных.
Один из способов сокращения затрачиваемого времени - применение методики Slip-Sweep.
Данная методика позволяет значительно ускорить производство этапа возбуждения - регистрации сейсмоданных.
Slip-sweep - система высокопроизводительной сейсморазведки, основанная на методе перекрывающихся свип-сигналов, при которой вибраторы работают одновременно.
Помимо увеличения скорости проведения полевых работ, эта методика позволяет выполнить уплотнение пунктов взрыва, увеличивая, таким образом, плотность наблюдений.
Таким образом повышается качество работ и увеличивается производительность.
Методика Slip-Sweep является относительно новой.
Первый опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ -3Д по методике Slip-Sweep получен в объеме всего 40 км 2 в Омане (1996 г).
Как видно, методика Slip-Sweep применялась, в основном, в пустынной местности, за исключением работ на Аляске.
В России, в опытном режиме (16 км 2), технология Slip-Sweep опробована в 2010 г силами Башнефтегеофизика.
В статье представлен опыт проведения полевых работ по методике Slip-Sweep и сравнение показателей со стандартной методикой.
Показаны физические основы метода и возможность уплотнения системы наблюдения одновременно с применением технологии Slip-Sweep.
Приведены первичные результаты работ, обозначены недостатки метода.
В 2012 г силами Самаранефтегеофизика по методике Slip-Sweep выполнены 3Д работы на Зимарном, Можаровском лицензионных участках Самаранефтегаз в объёме 455 км 2 .
Увеличение производительности за счет методики Slip-Sweep на этапе возбуждения-регистрации в условиях Самарской области происходит за счет использования краткосрочных отрезков времени, отпущенных на регистрацию сейсмоданных в течение суточного цикла работ.
То есть задача выполнения наибольшего количества физических наблюдений за короткое время, выполняется методикой Slip-Sweep наиболее эффективно за счет увеличения производительности регистрации физических наблюдений в 3-4 раза.
Методика Slip-Sweep - система высокопроизводительной сейсморазведки, основанная на методе перекрывающихся вибрационных свип-сигналов, при которой виброустановки на разных ПВ работают одновременно, регистрация идет непрерывно Вибровозбуждения на разных ПВ выполняются с задержкой по времени, поэтому одновременно работающие вибраторы излучают упругие колебания на разных частотных диапазонах (рис. 1).
Излучаемый свип-сигнал является одним из операторов функции взаимной корреляции в процессе получения корелограммы из виброграммы.
Вместе с тем, в процессе корреляции он же является и оператором фильтра, подавляющего влияния частот, отличных от излучаемой в данный момент времени частоты, что может быть применимо для подавления излучений, одновременно работающих вибраторов.
При достаточном времени задержки срабатывания виброустановок, их излучаемые частоты будут разными, тем самым возможно полное устранение влияния соседних виброизлучений (рис. 2).
Следовательно, при правильно подобранном времени slip-time влияние одновременно работающих виброустановок устраняется в процессе преобразовании виброграммы в корелограмму.
Рис. 1. Задержка времени slip-time. Одновременное излучение разных частот.
Рис. 2. Оценка применения дополнительного фильтра влияния соседних виброизлучений: А) кореллограмма без фильтрации; Б) корелограмма с фильтрацией по виброграмме; В) частотно - амплитудный спектр фильтрованной (зеленый свет) и нефильтрованной (красный цвет) корелограмм.
Применение одного вибратора вместо группы из 4-х вибраторов основано на достаточности энергии виброизлучения одного вибратора для формирования отражённых волн от целевых горизонтов (рис. 3).
Рис. 3. Достаточность энергии вибровоздействия одной виброустановки. А) 1 виброустановка; Б) 4 виброустановки.
Методика Slip-Sweep более эффективна при применении уплотнении систем наблюдения.
Для условий Самарской области применено 4-х кратное уплотнение системы наблюдения. 4-х кратное разделение одного физического наблюдения (ф.н.) на 4 отдельных ф.н. основано на равенстве дистанции между плитами вибраторов (12.5 м) при группе из 4-х вибраторах, шаге ПВ 50м и применении одного вибратора с шагом ПВ 12.5 м (рис. 4).
Рис. 4. Уплотнение системы наблюдения с 4-х кратным разделением физических наблюдений.
С целью совмещения результатов наблюдения стандартной методикой и методикой слип- свип с 4-х кратным уплотнением рассматривается принцип паритетности суммарных энергий виброизлучения.
Паритетность энергии вибровоздействия можно оценить по суммарному времени вибровоздействия.
Суммарное время вибровоздействия:
St = Nv *Nn * Tsw * dSP,
где Nv - количество виброустановок в группе, Nn - количество накоплений, Tsw - длительность свип-сигнала, dSP - количество ф.н. в пределах базового шага ПВ=50м.
Для традиционной методики (шаг ПВ = 50м, группа из 4-х источников):
St = 4 * 4 * 10 * 1 = 160 сек.
Для метода слип-свип:
St = 1 * 1 * 40 * 4 = 160 сек.
Результат паритетности энергий по равенству суммарного времени показывает одинаковый результат в суммарном Бине 12.5м х 25м.
Для сравнения методик самарские геофизики получили два комплекта сейсмограмм: 1-й комплект - 4 сейсмограммы, отработанных одним вибратором (методика Slip-Sweep), 2-й комплект - 1 сейсмограмма, отработанная 4-мя вибраторами (стандартная методика). Каждая из 4-х сейсмограмм первого комплекта примерно в 2-3 раза слабее сейсмограммы второго комплекта (рис. 3). Соответственно, и соотношение сигнал-микросейсм ниже в 2-3 раза. Однако более качественным результатом является использование уплотнённых 4-х относительно слабых по энергии отдельных сейсмограмм (рис. 5).
В случае сочленения площадей, отработанных разными методиками, применение процедур обработки, ориентированных на волновое поле стандартной методики, результат получился, практически, равнозначный (рис. 6, рис. 7). Тем не менее, если применить параметры процедур обработки, адаптированные для методики Slip-Sweep, то результатом будут являться временные разрезы с повышенной временной разрешённостью.
Рис. 5. Фрагмент первичного суммарного временного разреза по INLINE (без процедур фильтрации) сочленении двух площадей, отработанных по методике слип-свип (слева) и стандартной методике (справа).
Сравнение временных разрезов и спектральных характеристик стандартной методики и методики Slip-Sweep показывает высокую сопоставимость результирующих данных (рис. 8). Разница заключается в наличии более высоких энергий высокочастотной компоненты сигнала сейсмоданных методики Slip-Sweep (рис. 7).
Такая разница объясняется высокой помехоустойчивостью уплотнённой системы наблюдения, высокой кратностью сейсмоданных (рис. 6).
Также важным моментом является точечное воздействие одного вибратора вместо группы вибраторов и его одиночное воздействие вместо суммы вибровоздействий (накоплений).
Применение точечного источника возбуждения упругих колебаний вместо группы источников расширяет спектр регистрируемых сигналов в области высоких частот, уменьшает энергию приповерхностных волн-помех, что сказывается на увеличении качественности регистрируемых данных, достоверности геологических построений.
Рис. 6. Амплитудно-частотный спектры по сейсмограммам, отработанным по разным методикам (по результатам обработки): А) Методика слип-свип; Б) Стандартная методика.
Рис. 7. Сопоставление временных разрезов, отработанных по разным методикам (по результатам обработки): А)Методика слип-свип; Б) Стандартная методика.
Преимущества методики Slip-Sweep:
1. Высокая производительность работ, выраженная в увеличении производительности регистрации ф.н. в 3-4 раза, увеличении общей производительности на 60 %.
2. Улучшенное качество полевых сейсмоданных за счёт уплотнения ПВ:
Высокая помехоустойчивость системы наблюдения;
Высокая кратность наблюдений;
Возможность увеличения пространственной;
Увеличение доли высокочастотной составляющей сейсмического сигнала на 30% за счёт точечного возбуждения (вибровоздействия).
Недостатки применения методики.
Работа в режиме методики Slip-Sweep - это работа в «конвейерном» режиме в среде потоковой информации при безостановочной регистрации сейсмоданных. При безостановочной регистрации визуальный контроль оператора сейсмокомплекса за качеством сейсмоданных существенно ограничен. Какой-либо сбой может привести к массовому браку или остановке работ. Также на этапе последующего контроля сейсмоданных на полевом вычислительном центре требуется применение более мощных вычислительных комплексов полевого обеспечения подготовки и предварительной полевой обработки данных. Однако затраты на приобретение компьютерного оборудования, как и оборудования дооснащения регистрирующего комплекса окупаются в рамках прибыли исполнителя работ за счёт сокращения сроков их выполнения. Кроме прочего, требуются и более эффективные логистические процедуры по подготовке профилей к отработке физических наблюдений.
При проведении работ Самаранефтегеофизика по методике Slip-Sweep в 2012 г были получены следующие экономические показатели (таблица 1).
Таблица 1.
Экономические показатели сравнения методик работ.
Эти данные позволяют сделать следующие выводы:
1. При одинаковом объеме работ, общая производительность работ Slip-Sweep на 63,6% выше, чем при ведении работ «стандартной» методикой.
2. Рост производительности, напрямую влияет на длительность работ (снижение на 38,9%).
3. При использовании методики Slip-Sweep себестоимость полевых сейсморазведочных работ ниже на 4,5 %.
Литература
1. Пацев В.П., 2012. Отчёт о выполнении работ по объекту проведение полевых сейсморазведочных работ МОГТ-3Д в пределах Зимарного лицензионного участка ОАО «Самаранефтегаз». 102 с.
2. Пацев В.П., Шкоков О.Е., 2012. Отчёт о выполнении работ по объекту проведение полевых сейсморазведочных работ МОГТ-3Д в пределах Можаровского лицензионного участка ОАО «Самаранефтегаз». 112 с.
3. Гилаев Г.Г., Манасян А.Э., Исмагилов А.Ф., Хамитов И.Г., Жужель В.С., Кожин В.Н., Ефимов В.И., 2013. Опыт проведения сейсморазведочных работ МОГТ-3Д по методике Slip-Sweep. 15 с.
Очевидно, что главными задачами сейсморазведки при существующем уровне аппаратуры являются:
1. Повышение разрешающей способности метода;
2. Возможность прогнозирования литологического состава среды.
В последние 3 десятилетия в мире создана мощнейшая индустрия сейсмо-разведки нефтяных и газовых месторождений, основой которой является метод общей глубинной точки (МОГТ). Однако по мере совершенствования и развития технологии МОГТ все более отчетливо проявляется неприемлемость этого метода для решения детальных структурных задач и прогнозирования состава среды. Причинами такого положения является высокая интегральность получаемых (ре-зультативных) данных (разрезов), некорректное и, как следствие, неправильное в большинстве случаев определение эффективных и средних скоростей.
Внедрение сейсморазведки в сложнопостроенных средах рудных и нефтяных районов требует принципиально нового подхода, особенно на этапе машинной обработки и интерпретации. Среди новых развивающихся направлений к одному из наиболее перспективных следует отнести идею управляемого локального ана-лиза кинематических и динамических характеристик сейсмического волнового поля. На ее основе и ведется разработка методики дифференциальной обработки материалов сложнопостроенных сред. Основой метода дифференциальной сейсморазведки (МДС) являются локальные преобразования исходных сейсмических данных на малых базах — дифференциальные по отношению к интегральным преобразованиям в МОГТ. Использование малых баз, приводящее к более точному описанию кривой годографа, с одной стороны, селекция волн по направлению прихода, позволяющая обрабатывать сложноинтерферирующие волновые поля, с другой стороны, создают предпосылки использования дифференциального метода в сложных сейсмогеологических условиях, повышают его разрешенность и точность структурных построений (рис. 1, 3). Важным достоинством МДС является высокая параметрическая оснащенность, позволяющая получать петрофизические характеристики разреза — основы для определения вещественного состава среды.
Широкое апробирование в различных регионах России показало, что МДС существенно превышает возможности МОГТ и является альтернативой послед-нему при исследованиях сложнопостроенных сред.
Первым результатом дифференциальной обработки сейсмических материалов является глубинный структурный разрез МДС (S — разрез), который отображает характер распределения отражающих элементов (площадок, границ, точек) в изучаемой среде.
Кроме структурных построений, в МДС имеется возможность анализа кине-матических и динамических характеристик сейсмических волн (параметров), что в свою очередь позволяет перейти к оценке петрофизических свойств геологического разреза.
Для построения разреза квазиакустической жесткости (А — разреза) используются значения амплитуд отраженных на сейсмических элементах сигналов. Получаемые А — разрезы используются в процессе геологической интерпретации для выявления контрастных геологических объектов («яркое пятно»), зон тектонических нарушений, границ крупных геологических блоков и других геологических факторов.
Параметр квазипоглощения (F) является функцией частоты принимаемого сейсмического сигнала и используется для выявления зон высокой и низкой консолидации горных пород, зон высокого поглощения («темное пятно»).
Свою петрофизическую нагрузку несут разрезы средней и интервальной скоростей (V, I — разрезы), характеризующие петроплотностные и литологические различия крупных региональных блоков.
СХЕМА ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ:
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ (МНОГОКРАТНЫЕ ПЕРЕКРЫТИЯ)
ПРЕДВАРИТЕЛЬНАЯ ОБРАБОТКА
ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ПАРАМЕТРИЗАЦИЯ СЕЙСМОГРАММ
РЕДАКЦИЯ ПАРАМЕТРОВ (A, F, V, D)
ГЛУБИННЫЕ СЕЙСМИЧЕСКИЕ РАЗРЕЗЫ
КАРТЫ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ (S, A, F, V, I, P, L)
ПРЕОБРАЗОВАНИЯ И СИНТЕЗ ПАРАМЕТРИЧЕСКИХ КАРТ (ФОРМИРОВАНИЕ ОБРАЗОВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ)
ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ СРЕДЫ
Петрофизические параметры
S — структурный, A — квазижесткость, F — квазипоглащение, V — средняя скорость,
I — интервальная скорость, P — квазиплотность, L — локальные параметры
Временной разрез МОГТ после миграции
Глубинный разрез МДС
Рис. 1 СОПОСТАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОГТ И МДС
Западная Сибирь,
1999 г.
Временной разрез МОГТ после миграции
Глубинный разрез МДС
Рис. 3 СОПОСТАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОГТ И МДС
Северная Карелия,
1998 г.
На рисунках 4-10 показаны характерные примеры обра-ботки по методу МДС в различных геологических условиях.
Временной разрез МОГТ
Разрез квазипоглощения Глубинный разрез МДС
Разрез средних скоростей
Рис. 4 Дифференциальная обработка сейсмических данных в условиях
сложных дислокаций горных пород. Профиль 10. Западная Сибирь
Дифференциальная обработка позволила расшифровать сложное волновое поле в западной части сейсмического разреза. По данным МДС обнаружен надвиг, в области которого наблюдается «смятие» продуктивного комплекса (ПК ПК 2400-5500). В результате комплексной интерпретации разрезов петрофизических характеристик (S, A, F, V) установлены зоны повышенной проницаемости.
Глубинный разрез МДС
Временной разрез МОГТ
Разрез квазиакустической жесткости
Разрез квазипоглощения
Разрез средних скоростей
Разрез интервальных скоростей
Рис. 5 Специальная обработка сейсмических данных при поисках
углеводородов. Калининградская область
Специальная обработка на ЭВМ позволяет получать серию параметрических разрезов (карт параметров). Каждая параметрическая карта характеризует определенных физические свойства среды. Синтез параметров служит основой для формирования «образа» нефтяного (газового) объекта. Результатом комплексной интерпретации является Физико-Геологическая Модель среды с прогнозом на залежи углеводороды.
Рис. 6 Дифференциальная обработка сейсмических данных
при поисках медно-никелевых руд. Кольский полуостров
В результате спецобрабртки выявлены области аномальных значений различных сейсмических параметров. Комплексная интерпретация данных позволила определить наиболее вероятное местоположение рудного объекта (R) на пикетах 3600-
4800 м, где наблюдаются следующие пертофизические особенности: высокая акустическая жесткость над объектом, сильное поглощение под объектом, снижение интервальных скоростей в области объекта. Данный «образ» соответствует полученным ранее R-эталонам на участках глубокого бурения в районе Кольской сверхглубокой скважины.
Рис. 7 Дифференциальная обработка сейсмических данных
при поисках месторождений углеводородов. Западная Сибирь
Специальная обработка на ЭВМ позволяет получать серию параметрических разрезов (карт параметров). Каждая параметрическая карта характеризует определенные физические свойства среды. Синтез параметров служит основой для формирования «образа» нефтяного (газового) объекта. Результатом комплексной интерпретации является физико-геологическая модель среды с прогнозом на залежи углеводородов.
Рис. 8 Геосейсмическая модель Печенгской структуры
Кольский полуостров.
Рис. 9 Геосейсмическая модель северо-западной части Балтийского щита
Кольский полуостров.
Рис. 10 Разрез квазиплотности по профилю 031190 (37)
Западная Сибирь.
К благоприятному типу разреза для внедрения новой технологии следует отнести нефтеносные осадочные бассейны Западной Сибири. На рисунке приведен пример разреза квазиплотности, построенного по программам МДС на ПЭВМ Р-5. Полученная интерпретационная модель хорошо согласуется с данными бурения. Литотип, обозначенный темно-зеленым цветом в области глубин
1900 м
соответствует аргиллитам баженовской свиты, на глубинах более
2 км
- породами доюрского основания (фундамента), т.е. Наиболее плотным литотипам разреза. Желтые и красные разновидности - кварцевые и аргиллитовые песчаники, светло-зеленые литотипы соответствуют алевролитам. В призабойной части скважины под водонефтяным контактом вскрыта линза кварцевых песчаников с высокими коллекторскими свойствами.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ПО ДАННЫМ МДС
На этапе поисково-разведочных работ МДС является неотъемлемой частью геологоразведочного процесса, как при структурном картировании, так и на стадии вещественного прогнозирования.
На рис. 8 показан фрагмент Геосейсмической модели Печенгской структуры. Базисом ГСМ являются сейсмические материалы Международных экспериментов KOLA-SD и 1-ЕВ в районе Кольской сверхглубокой скважины СГ-3 и данные поисково-разведочных работ.
Стереометрическое сочетание геологической поверхности и глубинных структурных (S) разрезов МДС в реальных геологических масштабах позволяет получить правильное представление о пространственной структуре Печенгского синклинория. Основные рудовмещающие комплексы представлены терригенными и туфо-генными породами; их границы с окружающими базитами являются сильными сейсмическими границами, что обеспечивает надежное картирование рудоносных горизонтов в глубинной части Печенгской структуры.
Полученный сейсмический каркас используется в качестве структурной осно-вы Физико-Геологической модели Печенгского рудного района.
На рис. 9 представлены элементы геосейсмической модели северо-западной части Балтийского щита. Фрагмент геотраверса 1-ЕВ по линии СГ-3 — Лиинаха-мари. Кроме традиционного структурного разреза (S) получены параметрические разрезы:
А — разрез квазижесткости характеризует контрастность различных геологических блоков. Высокой акустической жесткостью отличаются Печенгский блок и блок Лиинахамари, наименее контрастна зона Питкяярвинской синклинали.
F — разрез квазипоглощения отображает степень консолидации горных
пород. Наименьшим поглощением характеризуется блок Лиинахамари, а наибольшее отмечено во внутренней части Печенгской структуры.
V, I — разрезы средних и интервальных скоростей. Кинематические характе-ристики заметно неоднородны в верхней части разреза и стабилизируются ниже уровня 4-5 км. Повышенными значениями скоростей отличаются Печенгский блок и блок Лиинахамари. В северной части Питкяярвинской синклинали в I — разрезе наблюдается «корытообразная» структура с выдержанными значениями ин-тервальных скоростей Vi=5000-5200 м/с, соответствующая в плане области распространения гранитоидов позднего архея.
Комплексная интерпретация параметрических разрезов МДС и материалов других геолого-геофизических методов является основой для создания Физико-Геологической модели Западно-Кольской области Балтийского щита.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ЛИТОЛОГИИ СРЕДЫ
Выявление новых параметрических возможностей МДС связано с изучением взаимосвязей различных сейсмических параметров с геологическими характеристиками среды. Одним из новых (осваиваемых) параметров МДС является квазиплотность. Этот параметр может быть выявлен на основе изучения знака коэффициента отражения сейсмического сигнала на границе двух литофизиче-ских комплексов. При несущественных изменениях скоростей сейсмических волн знаковая характеристика волны определяется, в основном, изменением плотности горных пород, что позволяет в некоторых типах разрезов изучать с помощью нового параметра вещественный состав среды.
К благоприятному типу разреза для внедрения новой технологии следует отнести нефтеносные осадочные бассейны Западной Сибири. Ниже на рис. 10 приведен пример разреза квазиплотности, построенного по программам МДС на ПЭВМ Р-5. Полученная интерпретационная модель хорошо согласуется с данными бурения. Литотип, обозначенный темно-зеленым цветом в области глубин
1900 м
соответствует аргиллитам баженовской свиты, на глубинах более 2-х км — породам доюрского основания (фундамента), т.е. наиболее плотным литотипам разреза. Желтые и красные разновидности — кварцевые и аргиллитовые песча-ники, светло-зеленые литотипы соответствуют алевролитам. В призабойной части скважины под водонефтяным контактом вскрыта линза кварцевых песчаников
с высокими коллекторскими свойствами.
КОМПЛЕКСИРОВАНИЕ ДАННЫХ МОГТ И МПВ
При проведении региональных и поисково-разведочных работ МОГТ не всегда возможно получить данные о строении приповерхностной части разреза, что затрудняет привязку материалов геологического картирования к материалам глубинной сейсморазведки (рис. 11). В такой ситуации целесообразно применение профилирования МПВ в варианте ОГП, либо обработка имеющихся мате-риалов МОГТ по специальной технологии МПВ-ОГП. На нижнем чертеже приведен пример совмещения данных МПВ и МОГТ по одному из сейсморазведочных профилей МОГТ, отработанному в Центральной Карелии. Полученные материалы позволили увязать глубинную структуру с геологической картой и уточнить местоположение раннепротерозойских палеовпадин, перспективных на рудные месторождения различных полезных ископаемых.
ОБЩЕЙ ГЛУБИННОЙ ТОЧКИ СПОСОБ, ОГТ (а. соmmon point depth method; н. reflexionsseismisches Verfahren des gemeinsamen Tiefpunkts; ф. point de reflexion соmmun; и. metodo de punto соmun profundo), — основной способ сейсморазведки, основанный на многократной регистрации и последующем накапливании сигналов сейсмических волн , отражённых под разными углами от одного и того же локального участка (точки) сейсмической границы в земной коре . Способ ОГТ впервые предложен американским геофизиком Г. Мейном в 1950 (патент опубликован в 1956) для ослабления многократных отражённых волн-помех, в применяется с конца 60-х гг.
При проведении исследований способом ОГТ пункты приёма и возбуждения сейсмических волн располагаются симметрично относительно каждого данного пункта профиля. При этом для простых моделей геологической среды (например, слоистооднородная среда с горизонтальными границами) можно в рамках представлений геометрической сейсмики считать, что отражение сейсмических волн на каждой границе происходит в одной и той же её точке (общей глубинной точке). При наклонных границах и других осложнениях геологического строения отражения волн происходят в пределах площадки, размеры которой достаточно малы, чтобы при решении широкого круга практических задач считать, что принцип локальности соблюдается. Сейсмические волны возбуждаются взрывами взрывчатых веществ в , детонирующим шнуром или группой невзрывных на поверхности. Для приёма сигналов применяют линейные (с числом элементов 10 и более), а в сложных поверхностных условиях также и площадные группы сейсмоприёмников. Наблюдения проводят, как правило, по продольным профилям (реже криволинейным) с использованием многоканальных (48 каналов и более) цифровых сейсмических станций . Кратность перекрытия составляет в основном 12-24, в сложных геологических условиях и при детальных работах 48 и более. Расстояние между пунктами приёма сигнала (шаг наблюдений) 40-80 м, при детальном изучении локальных сложнопостроенных неоднородностей до 20-25 м, при региональных исследованиях до 100-150 м. Расстояние между пунктами возбуждения обычно выбирают кратным расстоянию между пунктами приёма. Используются относительно большие базы наблюдения, величина которых соизмерима или примерно равна 0,5 глубины залегания искомого объекта и не превышает в основном 3-4 км. При изучении сложно-построенных сред, особенно при работах на акваториях , применяют различные варианты систем трёхмерной сейсморазведки методом ОГТ, при которых пункты ОГТ относительно равномерно и с высокой плотностью (25х25 м - 50х50 м) располагаются на исследуемой площади или её отдельных линейных участках. Регистрацию волн ведут в основном в диапазонах частот 8-15 — 100- 125 Гц. Обработку проводят на высокопроизводительных геофизических вычислительных комплексах, позволяющих осуществлять предварительное (до суммирования по ОГТ) ослабление волн-помех; повышать разрешённость записей; восстанавливать истинные соотношения амплитуд отражённых волн, связанные с изменчивостью отражающих свойств границ; суммировать (накапливать) отражённые от ОГТ сигналы; строить временные динамические разрезы и их различных трансформаций (разрезы с изображением мгновенных частот, фаз, амплитуд и т.п.); детально изучать распределение скоростей и строить глубинный динамический разрез, служащий основой для геологической интерпретации.
Способ ОГТ применяется при поиске и разведке месторождений нефти и газа в различных сейсмогеологических условиях. Его применение практически повсеместно повысило глубинность исследований , точность картирования сейсмических границ и качество подготовки структур к глубокому бурению , позволило в ряде нефтегазоносных провинций перейти к подготовке к неантиклинальных ловушек, решать в благоприятных условиях задачи локального прогноза вещественного состава отложений и прогнозировать их нефтегазоносность. Способ ОГТ используют также при изучении и рудных месторождений , решении задач инженерной геологии .
Перспективы дальнейшего совершенствования способа ОГТ связаны с разработкой приёмов наблюдений и обработки данных, обеспечивающих существенное повышение его разрешающей способности, детальности и точности восстановления изображений трёхмерных сложнопостроенных геологических объектов; с разработкой способов геолого-геофизической интерпретации динамических разрезов на структурно-формационной основе в комплексе с данными других методов полевой разведочной геофизики и скважинных исследований.
