Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 13
Состояние проблемы, предпосылки исследования нелинейных эффектов в геологической среде в присутствии залежей УВ 13
1.1 Обзор теоретических исследований 15
1.1.1 Теория Френкеля - Био - Николаевского и ее расширения 16
1.1.2 Виды и причины нелинейности, способы ее описания 19
1.1.3 Уравнения теории упругости 20
1.1.3.1 Распространение упругих волн в линейной среде 20
1.1.3.2 Распространение упругих волн в нелинейной среде 22
1.1.3.3 Общие выводы из уравнений 24
1.1.4 Пятиконстантная теория упругости и обзор базирующихся на ней
исследований 26
1.2 Обзор экспериментальных исследований 31
1.3 Количественная характеристика нелинейности 36
1.3.1 Уровень нелинейных эффектов. Параметр нелинейности 36
1.3.2 Противостояние нелинейности и диссипации 39
1.4 Физико-математические модели реальных геологических сред, объясняющие их нелинейность 40
1.5 Заключительные выводы 45
1.5.1 Постановка задачи исследований 45
1.5.2 Инструмент исследования 47
Глава 2 49
Экспериментальное исследование амплитуд волн кратных и комбинационных частот при возбуждении двух различных монохроматических сигналов двумя группами вибраторов 49
2.1 Краткая геолого-геофизическая справка о районах работ 49
2.2 Методика полевых работ 58
2.3 Обработка данных и результаты 61
2.3.1 Анализ результатов случайно выбранных физнаблюдений 61
2.3.2 Изменение нелинейных компонент вдоль профиля 67
2.4 Возможности практического применения нелинейных компонент поля
двух монохроматических источников 83
2.4.1 Экспериментальные данные по первому участку 84
2.4.2 Экспериментальные данные по второму участку 85
2.5 Выводы 88
Глава 3 90
Экспериментальное исследование зависимости амплитудного отклика среды от амплитуды в источнике 90
3.1 Методика полевых работ 90
3.2 Обработка данных и результаты 90
3.2.1. Анализ экспериментальных данных по первому участку 91
3.2.2. Анализ экспериментальных данных по первому участку 97
Глава 4 104
Экспериментальное исследование волн кратных и комбинационных частот при профильных работах 104
4.1 Исследование волн комбинационных частот при возбуждении ЛЧМ свип-сигнала и моночастотного сигнала двумя различными группами вибраторов 104
4.1.1 Методика полевых работ 104
4.1.2 Обработка данных и результаты 105
4.1.2.1 Анализ экспериментальных данных по первому участку 106
4.1.2.2 Анализ экспериментальных данных по второму участку 113
4.2 Исследование волн кратных частот при возбуждении ЛЧМ свипсигнала и моночастотного сигнала 119
4.2.1 Методика полевых работ и обработка данных 119
4.2.2 Анализ экспериментальных данных 120
Выводы и рекомендации 125
Литература
- Виды и причины нелинейности, способы ее описания
- Анализ результатов случайно выбранных физнаблюдений
- Анализ экспериментальных данных по первому участку
- Анализ экспериментальных данных по первому участку
Введение к работе
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы
Рост потребностей человечества в углеводородном сырье приводит к необходимости постоянного усовершенствования методов поиска месторождений нефти и газа. Разработка новых технологий и методик сейсморазведки, позволяющих повысить достоверность прогнозируемого положения залежей углеводородов (УВ), остается наиболее актуальной проблемой для исследователей.
Развитие сейсморазведки, происходящее за счет увеличения объема регистрируемой информации, усовершенствования технических и программных средств, становится все менее эффективно, так как увеличение затрат опережает прирост информативности.
Дополнительную информацию можно также получить за счет усложнения и уточнения принятой с момента возникновения сейсморазведки линейно-упругой модели геологической среды, а именно за счет учета различных типов волн, анизотропии, поглощения, рассеяния на неоднородностях. Следуя этому пути развития, сейсмические методы сталкиваются с рядом явлений, необъяснимых с точки зрения линейно-упругой теории.
В результате большого числа исследований было установлено, что пористые, проницаемые, флюидонасыщенные, трещиноватые горные породы проявляют нелинейные свойства. Заметим, что все перечисленные
характеристики, присущи потенциальным коллекторам нефти и газа. Относительная чувствительность нелинейных компонент сигнала, прошедшего через среду, обладающую вышеперечисленными свойствами, намного превышает чувствительность линейных компонент. Таким образом, следуя линейно-упругой теории, мы вынуждены игнорировать дополнительную информацию, характерную именно для залежей УВ.
Следовательно, одним из перспективных путей развития сейсморазведки может быть переход к новой модели геологической среды, учитывающей сейсмическую нелинейность залежей нефти и газа. Такой подход позволит получать дополнительную информацию о резервуаре.
Экспериментальному обоснованию использования нелинейного подхода в сейсморазведке и посвящена настоящая диссертационная работа. Этим определяется ее актуальность и значимость для теории и практики сейсморазведки.
В настоящее время выполнен уже достаточно большой объем работ по исследованию нелинейности реальной геологической среды. Существует ряд как теоретических, так и лабораторных работ. Но, как правило, все они направлены на решение проблемы о линейности-нелинейности среды вообще, а не в приложении к конкретным геологическим объектам.
Целью работы явилось направленное исследование уровня нелинейных эффектов при наличии в нижнем полупространстве залежей УВ, определение связи между полученным сейсмическим откликом и свойствами резервуара, а также исследование возможности применения зарегистрированных нелинейных эффектов при прогнозировании и разведке месторождений.
Объектом исследования настоящей работы являются нелинейные сейсмические эффекты, возникающие в реальной геологической среде при исследовании ее вибросейсмическим способом.
Основные задачи:
В соответствии с целевым назначением, задачи работы сформулированы следующим образом:
Научное обобщение предыдущих исследований нелинейности геологической среды;
Обработка данных специальных полевых экспериментов по возбуждению и регистрации нелинейных компонент вибросейсмических полей на нефтеносных участках;
Изучение нелинейных эффектов, возникающих в реальной геологической среде, в присутствии в нижнем полупространстве залежей УВ:
при одновременном возбуждении пар монохроматических сигналов,
при изменении амплитуды в источнике, при сейсмическом профилировании на волнах кратных и комбинационных частот;
4. Оценка возможности применения нелинейных эффектов в задачах
прогнозирования залежей УВ и, на этой основе, составление прикладных
методик.
Основные защищаемые положения:
Вибросейсмические поля проявляют нелинейные свойства, преимущественно связанные с многокомпонентными, пористыми, проницаемыми, флюидо-насыщенными горными породами - коллекторами УВ. Уровень нелинейных эффектов достаточен для регистрации с помощью стандартных вибросейсмических полевых технических комплексов.
Существует корреляционные связи между положением залежей в нижнем полупространстве и их коллекторскими свойствами с одной стороны и такими фундаментальными проявлениями нелинейности, как: возникновение волн комбинационных частот (суммарных и разностных), кратных гармоник,
отсутствием линейной связи между амплитудой волн в источнике и откликом среды с другой стороны,
3. Использование перечисленных нелинейных свойств позволяет построить технологию определения свойств резервуаров на различных стадиях изучения месторождения.
Научная новизна
В результате выполненных исследований получены следующие новые результаты:
Проведено аналитическое обобщение нелинейных явлений, возникающих в процессе возбуждения волн вибрационными источниками колебаний;
Установлено наличие связи между возникновением нелинейных компонент волновых полей и присутствием в разрезе скоплений УВ;
Впервые экспериментально показана возможность применения нелинейных явлений для целей разведки месторождений УВ.
Практическая значимость
Результаты теоретических и экспериментальных исследований могут служить основой для развития сейсморазведки и повышения ее геолого-экономической эффективности.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих геофизических конференциях: VI, VII и VIII Международных научно-практических конференциях «Геомодель», Геленджик, Россия, 2004, 2005 и 2006 гг.; на 68-ой конференции и выставке EAGE, Вена, Австрия, 2006 г; на 76-ом ежегодном собрании членов SEG, Новый Орлеан, Америка, 2006 г; на международной конференции и выставке «Saint-Petersburg - 2006» SEG/EAGE/ЕАГО, Санкт-Петербург, 2006 г; на IX Геофизических Чтениях им.
В.В. Федынского, Москва, Россия, 2007 г; на Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», Институт Проблем Нефти и Газа РАН, Москва, 2007г.; на XIV международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов - 2007», Москва, 2007; на 69-ой конференции и выставке EAGE, Лондон, Великобритания, 2007 г.
По теме диссертационной работы опубликовано 2 статьи и одна статья находится в печати.
Структура диссертации
В первой главе приведен обзор теоретических и экспериментальных исследований нелинейных эффектов, возникающих в реальной геологической среде. Дано описание различных видов нелинейности, рассмотрены причины ее возникновения и физико-математические модели среды, объясняющие ее нелинейность. Изложены основные уравнения линейной и нелинейной теории упругости, дан анализ истории развития нелинейного подхода, его современного состояния и обоснованы цели и задачи диссертационной работы.
Вторая глава посвящена описанию экспериментального исследования амплитуд волн кратных и комбинационных частот при возбуждении двух различных монохроматических сигналов двумя группами вибраторов: приведена методика эксперимента, обработка, результаты.
В третьей главе представлена методика, обработка и результаты экспериментального исследования зависимости амплитудного отклика среды от амплитуды в источнике.
Четвертая глава содержит описание методики, обработки и результатов исследования волн кратных и комбинационных частот при профильных работах при возбуждении свип-сигнала и моночастоты.
В заключении сделаны основные выводы и предложена методика прогнозирования залежей УВ сырья, базирующаяся на результатах экспериментов.
Благодарности
Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю доктору технических наук Жукову Александру Петровичу за постановку задачи и предоставленную возможность проведения экспериментальных работ.
Автор благодарен своему научному со-руководителю кандидату физико-математических наук Логинову Константину Ивановичу за постоянную поддержку, внимание и неоценимую помощь при выполнении работы.
Автор искренне признателен доктору технических наук Шнеерсону Михаилу Борисовичу за ценные советы и консультации при написании работы.
Особую благодарность автор выражает своим родителям, без моральной поддержки которых данная работа не была бы написана.
Виды и причины нелинейности, способы ее описания
Нелинейностью назовем любое отклонение закона трансформации исходного сигнала при прохождении его через сейсмический канал от линейного. Нелинейность может проявиться в любой его составляющей: начиная с возбуждения упругих волн в источнике, затем при распространении колебания через геологическую среду, в устройстве регистрации и даже при численной обработке данных [82]. Мы будем рассматривать только нелинейность, вызванную свойствами упругих материалов.
Обычно, в качестве исходных, начальных причин нелинейности выделяют следующие обстоятельства [ например, 49].
1. При физико-математическом описании процесса - нелинейность уравнений теории упругости (геометрическая нелинейность);
2. Физические свойства реальных сред, например, не соответствие реальной связи напряжений и деформаций линеарезированному закону Гука (физическая нелинейность). Выражение для компонент тензора деформаций содержит квадратичный член второго порядка малости, который в линейном приближении обычно отбрасывается. Используется нелинейный обобщенный закон Гука, связывающий компоненты тензора напряжений с компонентами тензора деформаций, также включающий квадратичные члены.
Эти два различных источника нелинейности имеют самостоятельную физическую природу. Нелинейность, связанную с точным выражением тензора деформаций, принято называть геометрической, как бы подчеркивая ее, в общем-то, нефизическое происхождение, связанное со способом описания свойств континуума. Геометрическая нелинейность не зависит от физической природы деформируемых тел.
Нелинейность, присущую обобщенному закону Гука, т.е. обусловленную нелинейной зависимостью напряжений и деформаций, называют физической. Этот тип нелинейности связан непосредственно с такими характеристиками горных пород, как, например, их неоднородность, трещиноватость, пористость, водо-нефте-газонасыщенность и с особенностями поведения реального материала при деформировании [6,7].
3. Особенность конструкции вибрационных источников сейсмических колебаний и способов передачи нагрузок среде (механическая нелинейность).
К механической нелинейности отнесены явления, возникающие при взаимодействии рабочей плиты вибратора с грунтовым полупространством. Следствием ее является появление гармонических компонент в поле регистрируемых колебаний [22].
Нас интересуют физические свойства реальных сред и их влияние на нелинейные эффекты, поэтому в дальнейшем мы будем рассматривать только физический вид нелинейности.
Они описывают распространение возмущенной волны, одно из которых движется в положительном направлении оси х, другое в направлении -х. Сумма (разность) слок=с+/-у в формуле (1.15) представляет собой локальную скорость звука какой-либо точки профиля волны при данном значении х. В области сжатия к скорости звука прибавляется значение колебательной скорости v; в области разрежения вычитается такое же значение v. К такому выводу нас привел учет нелинейности уравнений движения и уравнений неразрывности.
Сравнивая решения (1.23) и (1.24) выведем три основные следствия:
В линейном приближении амплитуда распространяющегося сигнала в любой точке пропорциональна v0 - амплитуде в источнике. Т.е. сигнал всегда линеен относительно интенсивности источника. В нелинейном случае в коэффициентах ряда появляются вторая и выше степени исходной амплитуды -сигнал нелинеен относительно амплитуды в источнике.
В нелинейном процессе кроме исходной частоты со появляются еще и кратные ей частоты 2 со, 3 со...
Если начальным условием решения уравнения (1.22) взять [sinit+ sinc t] G)i CQ2, то и в самом решении останутся только эти две частоты - СО і И 002- В решение же уравнения (1.24) возникают еще и частоты (сор щ) и (a i+ оо2). Это так называемые комбинационные частоты или волны взаимодействия.
Таким образом, исследуя сейсмическое поле на линейность-нелинейность, необходимо проверять, прежде всего, наличие этих трех следствий: пропорциональны ли амплитуды поля в фиксированных точках и в фиксированное время амплитуде в источнике и возникают ли волны кратных, суммарных и разностных частот. Эти свойства могут стать основными признаками выделения нелинейных сред в геологическом разрезе.
Генерация кратных гармоник - прямое следствие нелинейности определяющих уравнений, когда не удается найти решение в виде единого для всех моментов времени и всех точек пространства разложения в ряд Фурье, а коэффициенты разложения становятся зависящими как от времени, так и от пространственной координаты. Это означает, что профиль волны по мере ее распространения искажается. Особенно наглядно этот эффект проявляется при распространении одиночной синусоидальной волны.
Анализ результатов случайно выбранных физнаблюдений
В первой главе мы привели результаты ряда экспериментальных работ, выполненных различными авторами за последние 40 лет. Наша задача состоит в следующем: - в проверке возможности регистрации нелинейных эффектов стандартными техническими средствами вибрационной сейсморазведки; - в оценке связи нелинейных эффектов с интересующими практическую сейсморазведку объектами, прежде всего углеводородсодержащими; в определении выраженности нелинейных компонент вибросейсмических волновых полей и оценки интенсивности этих полей достаточных для появления нелинейных эффектов; - в отделении нелинейных искажений поля, которые возникают в погруженных слоях геологического разреза от тех, что связаны с нелинейностью вибраторов или с нелинейностью ближней зоны, как зоны больших значений волнового давления и смещения частиц. Обратимся к анализу полученных нами экспериментальных данных.
На рис. 2.3 представлен характерный амплитудно-частотный спектр волнового поля, возбужденного двумя монохроматическими источниками 33 и 45 Гц (рис. 2.3а). Здесь представлена обработка одного из 54-х физнаблюдений на первом участке. «Характерный» спектр в данном случае - это результат суммирования спектров сигналов, зарегистрированных всеми 120-ю пунктами приема после их нормировки (деления) на среднюю по модулю амплитуду для каждого пункта приема.
Для удобства анализа, после суммирования, полученный спектр был «сглажен» с выделением низкочастотного фона (рис. 2.36). В обработке использовалась вся длина записи - 10 сек, что позволило получить в частотной области шаг дискретизации 0.1 Гц, т. е. высокое разрешение в выделении отдельных частотных компонент поля. Нижнее (рис. 2.3 в) изображение на рисунке - спектр, после вычитания фона.
Самые большие значения амплитуд наблюдаются на исходных частотах 33 и 45 Гц, а так же на частоте промышленной помехи 50 Гц. Отчетливо видны кратные составляющие 66 и 90 Гц и, даже третья гармоника 99 Гц. Присутствуют комбинационные компоненты поля - разностная 12 Гц, а вот простая суммарная 78 Гц почти не выражена. Зато отчетливо проявились более сложные комбинационные частоты, например «кратная разностная» (2 х 12 = 24 Гц), она не уступает по амплитуде простой разностной 12 Гц. Интересна составляющая 38 Гц - напрашивается вывод, что это разностная частота промышленной помехи 50 Гц и простой разностной 12 Гц. 57 Гц - разность между кратной 90 и основной 33 Гц.
Вместе с тем в представленном спектре присутствуют выраженные частотные компоненты (например, 47, 87 Гц), происхождение которых может быть объяснено комбинационным сочетанием промышленных регулярных шумов и сейсмической эмиссии, которая по данным ряда авторов [3,14,29,54,83] может проявляться на отдельных фиксированных частотах.
Впрочем, анализ этих проявлений лежит за пределами данного исследования. Здесь важно отметить, что предсказываемые даже элементарной теорией нелинейные компоненты поля двух монохроматических источников в записи присутствуют. Обратимся к их количественной выраженности в общем волновом поле. За основу примем амплитуду одной из двух основных возбуждаемых частот - 33 Гц. Она превышает фоновое значение в 25 раз, а ее кратная 66 Гц в 2.3 раза, т. е. кратная на порядок слабее. Но вот третья гармоника (99 Гц) более чем в полтора раза превышает интенсивность второй, что противоречит элементарной теории. Кратная 45-ти - 90 Гц уже не на порядок, а лишь в 6 раз слабее своей основной частоты. Разностная между 33 и 45 Гц на порядок слабее основных, но ее кратная 24 Гц не уступает ей по амплитуде. Амплитуда суммарной комбинационной частоты, как уже отмечалось, не превышает фон вообще.
Из перечисленного следует два вывода: первое, амплитуды нелинейных компонент поля могут в 1.5-4 раза превышать фон и быть только в 5 - 6 раз слабее основных, возбуждаемых частот; второе - «гармонии», следования предсказаниям элементарной нелинейной акустики для сплошных, однородных сред не наблюдается. Например, гармоники высших порядков могут быть интенсивнее второй.
Обратимся к подобному анализу для данных, полученных на втором участке работ (рис. 2.4). Кратные к основным, возбуждаемым частотам (здесь это 2x22=44 и 2x30=60 Гц) опять примерно на порядок слабее первых, но все же вдвое превышают фон. Опять третья гармоника основной частоты 66 Гц более чем вдвое превышает по амплитуде простую кратную. А третья гармоника другой основной частоты - 90 Гц по крайней мере не слабее второй. Эти результаты повторяются. А вот разностная компонента 8 Гц - отсутствует. Заметим, что, как и в первом случае виброграмма для анализа выбрана случайно, из нескольких десятков физнаблюдений при различном положении источников на профиле. Ниже будет показано, что отсутствие какой либо частотной компоненты поля в одной реализации эксперимента не озночает этого для всего исследуемого разреза по латерали. Зато суммарная - 52 Гц всего вчетверо слабее основных и почти в шесть раз превосходит фон. Ситуация с волнами комбинационных частот обратна той, что мы видели в предыдущем случае. Сложные комбинационные частоты 74 и 82 Гц на полпорядка превосходят фон. При отсутствии разностной компоненты 8 Гц проявляется интенсивная кратная ей частота - 16 Гц (если 16 Гц, которую мы видели и на первом участке - не какая-либо техногенная частота).
В среднем - нелинейные компоненты поля на втором участке превосходят по амплитуде свои аналоги для первого участка. Вполне возможно, что объяснение последнего наблюдения связано просто с тем, что на втором участке в эксперименте каждую моночастоту возбуждал не один, а два вибратора, при почти одинаковых по стратиграфии, мощностям пачек горных пород, скоростям и поглощающих свойствах разрезах. Однако, для более определенного ответа на этот вопрос, а так же на вопрос о «странном» с точки зрения классической нелинейной акустики поведении относительных амплитуд нелинейных компонент поля необходимо сначала ответить на другой вопрос -чему мы вообще обязаны столь явным проявлением нелинейности : системе вибратор-грунт и ближней зоне, поверхностным волнам, или генерации нелинейных компонент поля собственно в недрах земной коры.
Существует по крайней мере два пути решения этого вопроса: - сопоставление изменений амплитуд нелинейных компонент, например, вдоль профилей, с известными априори изменениями геологических характеристик объектов в нижнем полупространстве; - просто анализ изменения амплитуд вдоль профиля при различном расположении источников и проверка принципа суперпозиции.
Анализ экспериментальных данных по первому участку
На рис. 3.1 приведен пример сейсмограмм отраженных волн, полученных указанным выше способом для двух режимов вибровоздействия - 50 и 90% соответственно. На сейсмограммах выделяются годографы отраженных волн, соответствующие основным опорным горизонтам для данной площади. Годограф отраженных от пермского горизонта (Р) волн начинается на времени 350 мс и заканчивается на 1075 мс. Для тульского горизонта (Citl) соответственно 570 - 1280 мс, для кыновского (D3kn) - 840 - 1600 мс. На сейсмограммах отчетливо видны соответствующие оси синфазности.
Проанализируем поведение амплитуд для данных сейсмограмм. Оценим средние амплитуды всего поля, вдоль годографа, соответствующего пермскому и тульскому горизонтам (см. таблицу 3.1 и рис. 3.2).
Средняя амплитуда всего поля получена при осреднении абсолютных значений всех трасс во временном диапазоне от первого вступления до 2 с. Средние амплитуды вдоль годографов, соответствующих пермскому и тульскому горизонтам рассчитаны в окне 64 мс ниже годографа.
На рис. 3.2 -а сопоставлены номиналы нагрузки на плите и средние амплитуды всего поля. Получена линейная в пределах точности эксперимента зависимость. Таким образом, интенсивность вибраторов хотя и не соответствует номинальным значениям нагрузки, но пропорциональна последним.
Линейность данной зависимости позволяет на рис. 3.2-6 сопоставить средние амплитуды отраженных волн для Р с номиналами нагрузки как мерой интенсивности источника. Полученная зависимость также линейна. Пермские отложения имеют сульфатно-карбонатный состав и представляют собой преимущественно плотные микро-однородные породы, не обладающие сейсмической нелинейностью.
Рассмотрим зависимость от нагрузки на плите средних амплитуд для нефте и водонасыщенных терригенных тульских отложений (рис. 3.2-в). Рост их амплитуд отстает от соответствующего увеличения амплитуды в источнике.
Используя теперь в качестве меры интенсивности исходного сигнала среднюю амплитуду для Р сопоставим ей среднюю амплитуду для Cjtl (рис. 3.2-г). Это наиболее корректная форма сопоставления для решения вопроса о нелинейности среды.
Если при одном и том же увеличении амплитуды колебаний в источнике, амплитуды, зарегистрированные в двух фиксированных точках или областях среды меняются в разной пропорции, по крайней мере, одна из областей сейсмически нелинейна. В данном случае это относится к тульским отложениям.
На рис.3.3 приведены изменения отношения средних амплитуд отраженных волн для Qtl (а) и D3KI1 (б) при изменении амплитуды в источнике в сравнении с отношением для Р. Окно расчета средних амплитуд составило 48 мс под соответствующим годографом. Рассматривались отношения амплитуд отраженных волн при 90% нагрузки на плиту вибратора к 50%. Значения были нормированы и приведены к диапазону 0.0 - 1.0. Если бы здесь выполнялись законы линейной акустики, то эти отношения везде совпадали бы. Они и совпадают в пределах точности эксперимента - но только на отдельных участках профиля. На других участках отношения для карбона и девона уменьшаются относительно пермского.
Одна из зон несовпадения - ПК 329-355 (рис. 3.3-а) - соответствует куполу нефтеносной структуры и совпадает с проекцией на профиль области распространения скважин, давших промышленные притоки нефти в Qtl (рис. 2.1.а). Справа граница этой области точно совпадает с принятым ВНК, слева -нет. Но зона «несовпадения» ПК 318-328 расположена среди непродуктивных скважин, пробуренных внутри контура ВНК (рис. 2. 1а).
Рассмотрим рис. З.З-б. В D3kn стандартной сейсморазведкой и бурением выявлена залежь нефти в своде структуры, ограниченной слева Сарайлинским разломом (рис. 2.16). Границы нефтяной залежи соответствуют ПК 323-347. Расхождение отношений амплитуд отраженных волн от пермского и девонского горизонтов при разной амплитуде возбуждаемого сигнала дает аномалию на ПК 312-344 в целом совпадающую со стандартными данными. Справа граница аномалии почти точно совпадает с ВНК, слева данный метод позволяет прогнозировать продолжение залежи за пределы принятого контура, вплоть до тектонического нарушения, параллельного Сарайлинскому разлому, до ПК 312. Скважины на этом участке нет, но консультации с геологической службой ТНГ-групп подтвердили возможность его нефтеносности.
На рис 3.4 приведены три сейсмограммы. Сейсмограмма (а) соответствует случаю, когда работал 1 вибратор, б - четыре вибратора. Как и для первого участка, синхронность срабатывания вибраторов контролировалась особо и была достаточно высокой для того, чтобы фазовые характеристики, контролируемые с регистрирующей станции, полностью совпадали. Их совпадение подтверждается и тем обстоятельством, что кинематика волнового поля не зависит от числа вибраторов, так же, как в первом случае она не зависела от номинала нагрузки на плиту.
Если бы усиление сигнала в ближней зоне виброгруппы было бы пропорционально его усилению на других участках профиля, то на разнице сейсмограмм, приведенных к одному среднему значению модуля амплитуды, проявился бы только случайный шум. Вид сейсмограммы (рис. 3.4 в) показывает, что это не так. В области пикетов больше 81 наблюдаются оси синфазности, соответствующие сейсмообразующим горизонтам. Те же оси синфазности на сейсмограммах (рис. 3.4. а и б) имеет примерно одинаковую сейсмическую выраженность на всем протяжении профиля.
Рассмотрим амплитудно-частотную или «передаточную» характеристику среды. Для этого разделим амплитудно-частотный спектр, зарегистрированный в конце профиля, на спектр в начале. Повторим эту операцию для случаев, когда работал один и четыре вибратора.
Амплитудно-частотная характеристика среды не должна зависеть от интенсивности источника. Рис. 3.5 показывает, что это не так.
О том же говорит изменение вдоль профиля отношения средней амплитуды всего сигнала от четырех вибраторов к сигналу от одного (в данном случае средняя амплитуда вычислялась до процедур корреляции).
Анализ экспериментальных данных по первому участку
В начале профиля (ПК 281 - 307) отмечаются участки повышенных коллекторских свойств. Однако в этой зоне данные бурения отсутствовали.
Рассмотрим горизонт Озкл, а именно участок между пикетами 311 и 316, выделяющийся повышенными значениями коллекторских свойств. Этот участок ограничен справа Сарайлинским разломом и слева параллельным ему другим тектоническим нарушением. К сожалению, данные бурения для этого участка отсутствуют.
Так же на разрезе выделяются субвертикальные зоны повышенных коллекторских свойств. Одна из этих зон пересекает горизонт D3kn в районе пикета 320 и заканчивается у горизонта Qtl у пикета 312. Эта зона совпадает с большим Сарайлинским разломом. Две другие зоны имеют противоположный наклон и находятся между пикетами 345 и 365. Таким образом, они ограничивают слева и справа купол нефтеносной структуры. Логично предположить, что это зоны развития трещин, оперяющих тектонические нарушения.
Проведем более точный сравнительный динамический анализ основного и разностного разреза.
Можно предложить ряд способов такого анализа. Один из них приведен выше. Он отличается тем, что можно сопоставить динамику нелинейных компонент с отражающим структурный фактор обычным разрезом.
Другим способом является построение «разностных индикаторов коллекторских свойств». Методика их построения заключается в следующем. Выбирается скользящее временное окно, в нем рассчитывается среднее значение модуля амплитуды. То же самое делается с основным разрезом. Два этих результата приводятся к одному среднему значению по всему разрезу или по одному из выбранных горизонтов (областей). Затем рассчитывается разность между полученными значениями обычного и нелинейного разреза.
Главным принципом интерпретации этого результата является предположение о том, что проницаемым, флюидонасыщенным участкам соответствует повышенное относительное значение амплитуд нелинейных кратный гармоник на отдельных частотах. Итоговое изображение для индикатора коллекторских свойств, полученное при использовании разностных частот, приведено на рис. 4.4. Здесь так же выделяются зоны повышенных коллекторских свойств: - для горизонта Citl - ПК 281-300 и ПК 310-360 (район нефтеносных скважин). - для горизонта D3kn - ПК 290-315, ПК 315-325 и ПК 330-360. Как уже было указано ранее, продуктивные скважины находятся в районе ПК 323-340.
Природа повышенных значений индикатора левее Сарайлинского разлома для обоих горизонтов: Cjtl - ПК 281-300 и D3kn - ПК 290-315 -остается неизвестной из-за отсутствия скважинных данных.
Итоговое изображение для индикатора коллекторских свойств, полученное при использовании суммарных частот, приведено на рис. 4.5. В целом изображение похоже на предыдущее, однако на этом разрезе еще лучше проявилась девонская залежь в сводовой части структуры.
Итак: очевидным фактом является возможность построения временных разрезов на волнах разностных и суммарных частот и их использования для прогнозирования коллекторских свойств геологических разрезов.
На рис. 4.6 представлен основной разрез, визуализированный методом отклонений. Фоном для основного разреза служит огибающая амплитуд поля разностных частот, визуализированная методом цветового кодирования. Большим значениям амплитуд волн разностных частот соответствует желтый цвет, малым - голубой. Рассмотрим зоны повышенных значений амплитуд волн разностных частот: - вдоль горизонта Citl выделяются две зоны: на 1.8 - 3.6 и 4.3 - 5.4 км профиля. Эти зоны достаточно хорошо совпадают с аномалиями, полученными и в предыдущих двух экспериментах, нефтеносность в пределах этих зон подтверждена бурением. Отметим тот факт, что амплитуда отраженной волны для горизонта Citl в обычном волновом поле меняется не более, чем на 50%, а амплитуда волн разностных частот - почти на порядок. - вдоль горизонта D3K11 выделяются две зоны: на 1.8 - 3.0 и 4.6 - 5.4 км профиля. Опять же эти зоны достаточно хорошо совпадают с аномалиями, полученными и в предыдущих двух экспериментах. Скважинные данные для горизонта D3K11 отсутствуют.
Рассмотрим временные разрезы ОПТ, полученные при корреляции полевых виброграмм со свипом основных частот 30-100 Гц (рис. 4.7 а) и со свипом разностных частот 8-78 Гц (рис. 4.7 б). Отражение на времени 420 мс (рис. 4.7 а) соответствует верейскому горизонту СгУГ среднего карбона. В данном районе это непродуктивный горизонт, сложенный плотными породами. Интересно отметить тот факт, что на разрезе разностных частот (рис. 4.7 б) это отражение отсутствует, в то время как отражения, отвечающие тульскому нефтенасыщенному горизонту Citl, выделяются яркими пятнами. Также выделяется несколько зон повышенных значений амплитуд для отражения, соответствующего кыновскому горизонту D3kn, в пределах отрезков 0.9-1.5 км, 2.2-2.6 км и 2.8-3.5 км. Возможно, эти зоны соответствуют разуплотненным нефтенасыщенным горнам породам. Скважинные данные для этого интервала разреза отсутствуют.
Итак, характерным отличием поля волн разностных частот от обычного заключается в том, что горизонты, не содержащие проницаемых пород, на нем проявляются значительно слабее, чем продуктивные.
