Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геологические условия и объекты сейсморазведки юго-востока Русской платформы 7
1.1. Геологическое строение региона 8
1.2. Возможности и пути повышения геологической эффективности сейсморазведки при изучении, поиске и разведке нефтегазовых месторождений на территории юго-востока Русской платформы 16
1.3. Выводы 23
Глава 2. Оптимизация геометрии и технологии площадных 3D сейсмических наблюдений 24
2.1. Основные элементы (атрибуты) и параметры трехмерных систем наблюдения 24
2.2. Сравнительные характеристики методик отработки крестовых систем наблюдения 26
2.3. Сопоставление сейсморазведочных материалов, полученных в результате применения разных методик отработки крестовых систем наблюдения 36
2.4. Выводы 45
Глава 3. Оптимизация параметров группирования источников и приёмников сейсмических колебаний при площадных 3D вибросейсмических наблюдениях 46
3.1. Основные характеристики интерференционных систем и их параметры 46
3.2. Группирование источников и приемников упругих колебаний при трехмерных сейсмических наблюдениях 49
3.2.1. Характеристики направленности ортогональных линейных групп источников и приемников при крестовых 3D системах наблюдения 50
3.2.2. Анализ работы ортогональных линейных групп источников и приёмников колебаний по синтетическим данным 58
3.2.3. Анализ совместной работы ортогональных линейных групп источников и приёмников колебаний по материалам опытны работ 67
3.3. Выводы 72
Глава 4. Методика региональных сейсморазведочных работ, направленная на подавление "боковых" волн-помех в районах с резко выраженной соляно-куполыюй тектоникой 73
4.1. Пространственный годограф ОГТ однократно отраженной волны 73
4.2. Непродольный годограф ОГТ однократно отраженной волны 76
4.3. Сопоставление систем МОГТ-ШП и MOrT-2D 80
4.4. Выводы и рекомендации 85
Глава 5. Изучение скоростных неоднородностей верхней части разреза на территории юго-востока Русской платформы 87
5.1. Факторы, влияющие на распределение скоростей в поверхностных отложениях 87
5.2. Влияние ВЧР на регистрируемое сейсмическое поле 88
5.3. Способ исключения влияния зоны малых скоростей на сейсмическую запись 89
5.4. Классификация способов изучения и учета верхней части разреза 92
5.4.1. Прямые способы по изучению верхней части разреза 94
5.4.1.1. Микросейсмокаротаж 94
5.4.1.2. Метод преломленных волн 94
5.5. Принципиальная важность учета скоростных неоднородностей верхней части разреза на территории юго-восточной части Русской платформы 97
5.6. Плотность пунктов изучения ВЧР 107
5.7. Выводы и рекомендации 122
Заключение 123
Литература 124
- Возможности и пути повышения геологической эффективности сейсморазведки при изучении, поиске и разведке нефтегазовых месторождений на территории юго-востока Русской платформы
- Сопоставление сейсморазведочных материалов, полученных в результате применения разных методик отработки крестовых систем наблюдения
- Группирование источников и приемников упругих колебаний при трехмерных сейсмических наблюдениях
- Непродольный годограф ОГТ однократно отраженной волны
Введение к работе
Актуальность работы
Районы юго-восточной части Русской платформы характеризуются сложными сейсмогеологическими условиями, обусловленными сочленением трех надпорядковых структур, значительными глубинами до целевых горизонтов разреза, небольшими амплитудами структур в платформенных районах региона, наличием соляных куполов, оказывающих сильное искажающее влияние на траектории и времена прихода отраженных волн от более глубоких границ, неоднородным строением верхней части разреза переменной мощности и наличием регулярных и нерегулярных помех значительной интенсивности. Все это определяет жесткие требования к качеству и достоверности материалов сейсморазведки. Однако, реализуемый на практике методический уровень сейсморазведки не в полной мере удовлетворяет возросшим требованиям по поиску, разведке и подготовке к бурению перспективных структур в исследуемых районах. Сегодня от сейсморазведки требуются более высокая точность структурных построений и обоснованный прогноз наличия/отсутствия углеводородов в разрезе, включая петрофизическую оценку его параметров. Это инициирует непрерывное развитие и совершенствование методики сейсморазведочных работ, ее оптимизацию применительно к задачам и условиям их проведения, и обеспечение получения материалов требуемого качества.
В работе рассматриваются вопросы повышения геологической и экономической эффективностей сейсморазведочных работ, проводимых в пределах юго-восточного склона Волго-Уральской антеклнзы, Предуральского краевого прогиба и Прикаспийской синеклизы на основе оптимизации методики трехмерной сейсморазведки, уточнения параметров группирования при съемках 3D, рационализации методики "широкого профиля" при региональных исследованиях в условиях соляно-купольной тектоники, а также разработки технологии учета скоростных пеоднородностей верхней части разреза. Решение этих задач и определяет актуальность и значимость настоящей диссертационной работы для развития и совершенствования отечественной сейсморазведки.
Цель работы
Целью диссертации является повышение геологической и экономической эффективности сейсморазведочных работ MOIT-3D, МОГТ-ШП на территории юго-востока Русской платформы на основе использования современных технико-методических средств сейсморазведки.
Основные задачи исследования
Оценка эффективности систем наблюдения 3D "крест" с одноэлементными и многоэлементными шаблонами пунктов возбуждения, а также обоснование оптимальной методики отработки трехмерных крестовых съемок;
Оценка результатов совместного действия ортогонально ориентированных линейных групп источников и приёмников колебаний на волны-помехи, характерные для юго-востока Русской платформы, и полезные волны;
Определение условий аппроксимации непродольных годографов "широкого профиля" для использования в алгоритмах обработки;
Обоснование оптимальной системы наблюдений "широкий профиль", позволяющей эффективно подавлять боковые волны без искажения полезных колебаний;
Рассмотрение особенностей проведения работ по изучению верхней части разреза.
Научная новизна
Сравнительный анализ эффективности крестовых систем наблюдения 3D с применением одноэлементных и многоэлементных шаблонов пунктов возбуждения в районах юго-востока Русской платформы и основанные на нем предложения по оптимизированным схемам проведения полевых работ.
На основе результатов модельных и опытно-методических исследований обоснована методика совместного группирования приемников и вибрационных источников колебаний при работах 3D по схеме "крест".
Разработана научно-обоснованная методика проведения региональных сейсморазведочных работ в районах с ярко выраженной соляно-куполыюй тектоникой.
На основе анализа факторов, влияющих на распределение скоростей в приповерхностных отложениях, обоснована необходимость их изучения для учета неоднородностей верхней части разреза на исследуемой территории.
По результатам модельных и полевых исследований определены требования к плотности расположения волновых зондирований, обеспечивающей расчет статических поправок с заданной точностью.
Защищаемые положения
Предложенная методика отработки трехмерных крестовых систем наблюдения, основанная на применении многоэлементных шаблонов пунктов возбуждения, обеспечивает достаточную информативность и высокую производительность сейсморазведочных работ MOIT-3D.
Теоретически и экспериментально обоснована технология совместного группирования источников и приёмников сейсмических колебаний при площадных 3D вибросейсмических наблюдениях по схеме "крест", позволяющая эффективно подавлять поверхностные волны, характерные для юго-востока Русской платформы.
Разработана методика региональных сейсморазведочных работ в условиях соляно-куполыюй тектоники, позволяющая ослаблять боковые волны-помехи и сохранять форму сейсмического сигнала при имеющемся поперечном сносе.
Учет влияния неоднородностей верхней части разреза на сейсмическое поле отраженных волн заключается в проведении специальных исследований ВЧР методом преломленных волн в совокупности с микросейсмокаратажем. Плотность зондирований ВЧР зависит от максимального удаления источник-приемник данных МОГТ.
Практическая ценность
В районах юго-востока Русской платформы ведутся значительные по объему сейсморазведочные работы, в процессе проведения которых возникает необходимость их совершенствования, развития и адаптации к сложным сейсмогеологическим условиям региона. Диссертационная работа посвящена решению этих вопросов и конкретных задач, имеющих важное практическое значение и определяющих, в конечном счете, эффективность проводимых сейсморазведочных работ.
Тема диссертации, ее цели и задачи определены направлением и содержанием работ ОАО "Оренбургская геофизическая экспедиция". Разработанные технологии, методические приемы и предложения внедрены в практику работ ОАО "ОГЭ" и используются при проектировании и проведении сейсморазведочных съемок МОГТ-ЗО и МОГТ по методике «широкий профиль».
Апробация работы
По теме диссертации опубликовано 3 работы [15,16,23]. Основные результаты работы докладывались на научно-практических конференциях "Современные геофизические технологии ОАО "Хантымансийскгеофизика" и перспективы их использования для повышения эффективности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа" в 2005 г., 2006 г., 2007 г., и "Геомодель" в 2005 г., 2007 г.
Структура и объем диссертации
Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, содержит 125 страниц текста, включая 80 рисунков и 6 таблиц. Список литературы включает 34 наименования.
Возможности и пути повышения геологической эффективности сейсморазведки при изучении, поиске и разведке нефтегазовых месторождений на территории юго-востока Русской платформы
В исследуемом регионе для поисков месторождений нефти и газа применялись различные методы геологических и геофизических исследований: геологические и структурно-геологические съемки, структурное, параметрическое, поисково-разведочное бурение, сейсморазведка, электроразведка, гравиразведка и магниторазведка. Каждый из этих методов характеризуется определенной разрешающей способностью, дающей возможность и пределы его применения в конкретных геологических условиях различных районов юго-востока Русской платформы.
Не вызывает сомнений, что сейсморазведка — основной геофизический метод при геолого-поисковых работах на нефть и газ. Это доказано результатами этих работ на территории региона. Объектом ее изучения стали не только нефтегазоперспективные зоны, антиклинальные структуры, но и непосредственно залежи УВ. В последние десятилетия сейсморазведка приступила к картированию ловушек неантиклинального типа. Решение этих задач явилось следствием научно-технического прогресса в сейсморазведке, прежде всего, в повышении ее разрешенности, глубины, полноты обработки и интерпретации с привлечением материалов ГИС. Решение новых геологических задач, в частности, выявление и картирование неантиклинальных ловушек, увеличение глубин залегания продуктивных горизонтов, вовлечение в разведку новых типов зон нефтегазонакопления вносит определенный нюанс в оценку ранее выполненных исследований. С точки зрения сегодняшнего дня материалы сейсморазведки до 1986г. считаются недостаточно кондиционными для решения упомянутых выше задач. Бурное развитие сейсморазведки от однократного с осциллографической записью прослеживания отражающих горизонтов до цифровой объемной, пространственной сейсморазведки ЗД занимает всего 30 лет, но включает множество методических и технических решений с неудачами и успехами.
Разнообразие сейсмогеологических условий и особая сложность геологического строения, обусловленная сочленением трех надпорядковых структур, явились естественным полигоном для апробации и внедрения новейших методических и технических разработок. Стимулом совершенствования сейсморазведки являлись все усложняющиеся геологические задачи и увеличение глубин исследования.
Прежде всего, претерпевают изменения требования, предъявляемые к региональным исследованиям, особенно в Прикаспийской впадине и Предуральском прогибе, а также в зоне сочленения вышеуказанных элементов с юго-восточным окончанием Волго-Уральской антеклизы.
Для этих районов характерна соляно-купольная тектоника, которая проявляется как в виде гряд гидрохимических осадков кунгурского возраста, так и в виде отдельных куполов.
Простирание соляных гряд в Прикаспийской синеклизе в основном субширотное, мощность соли достигает 5000 метров и более. Простирание соляных гряд в Предуральском прогибе субмеридионалыюе. Между этими двумя направлениями развиты соляные купола почти изометрической формы - Авангардский, Новоуспеновский, Шаповаловский и другие (рис. 1.2.1).
Перспективные углеводородосодержащие отложения и перекрывающие их комплексы характеризуются криволинейными границами раздела слоев, несогласным их залеганием, узкими пликативными складками и резкими сбросами.
В сложных сейсмогеологических условиях, которыми характеризуются районы солянокупольной тектоники, лучи сейсмических волн значительно уклоняются от главной плоскости падения (нормальной плоскости, проходящей через источник и приемник колебаний). В условиях узких мульд и протяженных соляных куполов при произвольной ориентации профилей относительно их длинных осей снижается надежность выделения целевых отраженных волн. На физических границах, слагающих склоны куполов, формируются боковые волны-помехи, кроме того, в таких условиях отмечаются искажения кинематики отраженных волн за счет зависимости формы годографа от кривизны физических границ.
Все это вызывает сложность волнового поля, соотношение амплитуды сигнала к амплитуде помехи в котором зачастую не позволяет четко проследить целевые горизонты.
Ясно, что увеличение надежности структурных построений, устранение грубых ошибок интерпретации наблюденных волновых полей и в целом повышение эффективности сеисморазведочных работ в сложнопостроенных районах с соляно-куполыюй и падвиговои тектоникой во многом зависят от ориентации профилей в пространстве и методики наблюдений.
При площадных работах основные профили располагаются вкрест простирания соляных гряд, что позволяет избежать регистрации "боковых" волн, приходящих не в вертикальной плоскости профиля. Однако региональные профили имеют большую протяженность и в обязательном порядке прокладываются через имеющиеся скважины глубокого бурения, что не позволяет соблюдать такой принцип расположения профилей. Поэтому региональные сейсморазведочные работы МОГТ в районах соляно-купольной тектоники осуществляются по методике "широкого профиля".
Предпосылками такого метода в общем случае является сейсмическое волновое поле, регистрируемое на поверхности наблюдений, которое формируется в трехмерном пространстве. В простых сейсмогеологических ситуациях при наличии системы взаимосвязанных продольных профилей это обстоятельство легко учитывается и не приводит к ошибкам интерпретации. Присутствие в изучаемом разделе сложно построенных структурных форм с резко меняющейся геометрией отражающих границ приводит к возникновению существенно пространственных волновых полей, расшифровка и интерпретация которых при наблюдениях только на продольных профилях принципиально невозможна или неоднозначна. Это следует непосредственно из уравнения продольного годографа отраженной волны в котором интересующие нас геометрические параметры среды, угол падения границы р и азимут падения у/ фигурируют в однозначно неразрешимой комбинации. В таких условиях возникает необходимость в системах наблюдений, которые позволили бы выполнять расшифровку сложноїі пространственной интерференции волн практически непрерывно во всех точках наблюдения и правильно учитывать пространственный снос.
Одной из возможных реализаций систем наблюдений, обладающих требуемыми свойствами, является методика "широкого профиля. Характерной особенностью проведения работ по методике "широкого профиля" является наличие нескольких, как правило, 3-9 линий возбуждения и одной линии приема.
В общем случае, линии возбуждения, независимо от их количества, могут располагаться симметрично или асимметрично относительно линии приема, а линия приема может быть расположена между двумя соседними линиями возбуждения или совпадать с одной из них. Отметим, что асимметричную схему ШП можно рассматривать как частный случай симметричной с односторонним расположением линий возбуждения.
Возможны схемы "широкого профиля" с двумя и более линиями приема при одних и тех же линиях возбуждения и сопряженные схемы, в которых для каждой линии приема используются частично перекрывающиеся линии возбуждения.
Выбор той или иной схемы отработки "широкого профиля" определяется конкретной сейсмогеологнческой обстановкой с учетом стоимости работ. С экономической точки зрения наиболее выгодными являются системы наблюдения, впервые предложенные французским геофизиком (D.Michon, CGG). Основной принцип построения таких систем заключается в том, что оптимальная для данных сейсмогеологических условий «линейная» кратность наблюдений равномерно распределяется по 3 - 9 линиям возбуждения (приема). Полная кратность реализуется при обработке. Для сохранения "линейных" свойств направленности системы пункты возбуждения на каждой линии смещаются один относительно другого на Дх.
За последнее время по методике "широкого профиля" в условиях соляно-купольной тектоники отработаны тысячи километров региональных профилей. Несмотря на экономическую рентабельность данных систем, остаются нерешенными вопросы, касающиеся оптимальной длины линий возбуждения (перпендикулярных линий приема), расстояния между ними и количества пунктов возбуждения на линии. Также не решена задача возможности учета сейсмического сноса при таких системах наблюдения.
Сопоставление сейсморазведочных материалов, полученных в результате применения разных методик отработки крестовых систем наблюдения
В предыдущем разделе были рассмотрены сравнительные характеристики крестовых систем наблюдения относительно двух различных методик отработки площадей 3D. Было установлено, что применение одноэлементных шаблонов ПВ позволяет получить относительно более равномерное распределение числа трасс по азимутам и удалениям. А такой критерий оптимизации систем наблюдений, как технологичность, достигается при использовании многоэлементных шаблонов ПВ. Необходимо отметить, что проведенный анализ карт эффективных кратностей, также показавший сравнительно небольшое преимущество методики отработки площадей с перемещением на одну ЛПП, в реальности применим для отражающих границ с углом наклона не превышающим 5 градусов.
Таким образом, судя по полученным теоретическим расчетам, при проектировании работ 3D, выбирая методику отработки, придется снова предпочесть либо геологической, либо экономической эффективности. И только сопоставление сейсмических результатов разных методик отработки может внести ясность в противоречивость выбора технологии. А именно, влияет ли показанное преимущество офсетных и азимутальных характеристик на получаемое в результате работ временное поле.
Разумеется, что на сегодняшний день невозможно найти участок, на котором были бы одновременно проведены съемки 3D с применением двух рассматриваемых методик. Но создать искусственно такие технологии отработки представляется вполне реальным.
Рассмотрим материалы сейсморазведочных работ, проведенных на Оренбургском газоконденсатном месторождении. Исследуемая площадь в геоструктурном отношении расположена в пределах северной части Соль-Илецкого свода и приурочена к центральной части крупного Оренбургского вала, являющегося наиболее приподнятой структурой района. Для территории характерны соляная тектоника, зоны тектонических нарушений, литологические замещения и выклинивания. Именно наличие сложной волновой картины, обусловленной тектоникой района, как нельзя лучше, сможет показать преимущества и недостатки анализируемых методик отработки площадей 3D.
На рассматриваемой площади использовалась широкоазимутальная съемка с шаблоном ПП 12x108 с перекрытием на 11 ЛПП. Параметры сети пунктов приема были следующими: интервалы между линиями приёма - 300 м, шаг пунктов приёма - 50 м. Параметры сети пунктов возбуждения аналогичные: АЛПВ=300 м, АПВ=50 м. Направление линий пунктов возбуждения ортогонально линиям приема. Размеры бина 25x25, номинальная кратность — 54.
Преобразуем данную широкоазимутальную систему наблюдения в две, отличающиеся по методике отработки, узкоазимутальные с активными расстановками 8x108. Получить такую расстановку для одноэлементного шаблона ПВ не составит труда. Необходимо лишь убрать из каждого блока наблюдения по две крайние линии приема, как показано на рисунке 2.3.1. Для получения четырехэлементного шаблона ПВ нужно рассматривать одновременно по пять блоков наблюдения, в каждой из которой выбирать необходимые ЛПП. На рисунке 2.3.2 (а) разным цветом показаны ПВ и соответствующие им ЛПП (линии справа), характеризующие пять исходных блоков наблюдения. Из первого блока возьмем 4-6 ПВ, из второго - четвертого — по б ПВ, а из пятого - 1 - 3 ПВ, при этом в выходной расстановке будут участвовать номера линий ПП с 4 по 12 (рис.2.3.2, а).
На рисунке 2.3.3 представлены схемы расположения пунктов возбуждения и приема, а также карты кратности для рассматриваемых методик отработки. Видно, что на исследуемой площади имеется много пропусков, смещений ПВ, ПП, вызванные обстановкой на местности: газопроводы, дороги, населенные пункты и т.д. (рис. 2.3.3, а,в). В результате чего значения кратности вокруг подобных участков отличаются от проектной - тридцати шести (рис. 2.3.3, б,г). Как видно из представленных полей кратности — между ними существует незначительные различия в локальных зонах, вызванные также смещениями пунктов возбуждения и, соответственно, различным распределением трасс, образованных ими по бинам.
На рисунках 2.3.4 - 2.3.6 показаны графики распределения числа бин от кратности, распределения числа трасс по удалениям и азимутам. Полученные оценки офсетных характеристик по исследуемому участку практически повторяют сделанные ранее по теоретическим шаблонам ПВ. Также особые отличия распределения трасс по удалениям наблюдаются в диапазоне 800-1800 м. Графики распределения трасс по азимутам имеют схожее поведение относительно друг друга и меньшую симметричность по сравнению с теоретическими, опять же из-за неравномерности распределения ПВ по площади. Необходимо отметить, что все рассматриваемые характеристики на трех рисунках, в том числе и зависимость количества бин от кратности, для обеих систем отличаются незначительно.
Обработка материалов, полученных после преобразования систем наблюдения, производилась отдельно для каждой схемы по единому графу. Отличие состояло в том, что для обеих схем отработки применялись одни скорости, рассчитанные по варианту с одноэлементным шаблоном ПВ. Это вызвано отсутствием каких либо принципиальных различий между вертикальными спектрами скоростей (рис. 2.3.7).
На рисунке 2.3.8 представлены сечения обработанных сейсмических кубов данных вдоль одной и той же ЛПП. Анализ временных полей показал полное соответствие материалов, полученных с искусственно созданными методиками отработки.
Применение престековой временной миграции вопреки ожиданиям также не добавило никаких различий между временными полями сравниваемых методик (рис. 2.3.9).
Таким образом, наличие незначительных преимуществ характеристик системы наблюдения с применением одноэлементных шаблонов ПВ, никак не отразилось на сейсмическом материале.
Группирование источников и приемников упругих колебаний при трехмерных сейсмических наблюдениях
Рассмотренные выше параметры и характеристики интерференционных систем являются основополагающими при избрании методики сейсморазведочных работ. Разработанные формулы и палетки [6, 12, 21] способствуют в выборе наиболее оптимальных параметров группирования источников и приемников применительно к различным сеисмогеологическим условиям. Использование линеііньїх групп позволяет достаточно эффективно ослаблять некоторые типы волн, распространяющиеся в плоскости профиля. Для волн приходящих под углом к данному направлению, эффект направленности, по мере изменения угла, снижается. Чтобы ослабить волны-помехи, идущие по разным азимутам, следует применить группу, пространственная характеристика которой обладает необходимыми направленными свойствами по всем азимутам. Для наблюдений MOIT-2D эта задача может быть решена с помощью площадного группирования, чему свидетельствует множество примеров [6]. Сложнее дело обстоит с выбором параметров интерференционных систем для трехмерной сейсморазведки, особенно для территории юго-востока Русской платформы, где, наряду с группированием приёмников, обычно широко используется группирование источников колебаний - вибраторов.
Необходимо отметить, что наибольший объем сейсмики 3D отрабатывается сегодня с применением крестовых систем наблюдения. Параметры интерференционных систем при таких работах стандартны — используются совместное линейное группирование источников и приемников с базами групп 40-60 м. Расстояние между элементами ортогональных групп приемников и источников упругих колебаний несоизмеримы, а именно сейсмоприемники в группах располагаются через 4-5 м, а виброустановки - через 10-20 м, в зависимости от базы группирования и количества установок в группе.
Для районов юго-восточной части Русской платформы характерно наличие на сейсмограммах достаточно интенсивных поверхностных волн с различными кажущимися скоростями. Анализ волновых полей, полученных при шаге регистрации 5 м вдоль приемных профилей в ходе опытно-методических работ по различным площадям региона -платформенной части и районам, характеризующихся соляно-куполыюй тектоникой -Предуральскому прогибу и Прикаспийской впадине, - позволил выделить основные типы поверхностных волн, характеристики которых представлены в таблице 3.2.1.1. В третьем столбце таблицы приведены наблюденные средние частоты, в четвертом столбце -кажущиеся скорости, а в пятом - оценки кажущихся длин волн вдоль профиля продольных наблюдений.
С целью выбора наиболее оптимальной методики группирования при трехмерных наблюдениях проанализируем действие интерференционных систем на регулярные волны-помехи, характерные для платформенной части исследуемого региона. Для этого воспользуемся формулой [25], описывающей поведение спектральной функции оператора линейной группы:
На рисунках 3.2.1.1-3.2.1.6 приведены диаграммы, отображающие действие линейных групп источников и приемников упругих колебаний на волны-помехи П1.1-Ш.6 из таблицы 3.2.1.1. Для данных волн рассмотрены характеристики направленности линейной группы приемников, расположенной вдоль оси ОХ на базе 50м с расстоянием между элементами группы 5 м (рис. 3.2.1.1-3.2.1.6 (а)), а также линейных групп источников, элементы которых размещены вдоль оси OY на базе 50 м с шагом 16.7 м (рис. 3.2.1.1-3.2.1.6 (б)) и шагом 5 м (рис. 3.2.1.1-3.2.1.6 (г)). Совместное влияние ортогональных линейных групп приемников и источников при равных и отличающихся параметрах систем последних по отношению к первым показано на рисунках 3.2.1.1-3.2.1.6 (в) и 3.2.1.1-3.2.1.6 (д) соответственно.
Приведенные диаграммы демонстрируют, что увеличение шага между источниками приводит к сужению полосы подавления спектральной характеристики направленности для азимутов распространения волн 90 и 270, т.е. вдоль линии возбуждения. И чем меньше отношение кажущейся длины волны к базе группирования, тем шире будет азимутальный диапазон сужения полосы подавления спектральной характеристики.
Применение ортогональной группы источников с параметрами, аналогичными параметрам группы приемников, приведет к одинаковым характеристикам данных систем, отличающихся на 90 относительно азимутов распространения волн-помех (рис. 3.2.1.1-3.2.1.6 (а,г)). Этот фактор дает предпосылку эффективности применения совместного группирования ортогональных подобных групп источников и приемников с целью равномерного азимутально-независимого подавления поверхностных волн (рис. 3.2.1.1-3.2.1.6 (д)).
Как видно из представленных на рисунках 3.2.1.1-3.2.1.6 (в,д) характеристик направленности, использование одинаковых параметров групп источников и приемников при крестовых 3D наблюдениях имеют эффект для волн-помех, кажущиеся длины которых не превышают используемую в расчетах базу группирования, т.е. для волн П1.1-П1.3 и, по аналогии, - П2.1-П.2.4, П3.1-П.З.З. По мере увеличения значений кажущихся длин волн спектральные характеристики для анализируемых совместных систем будут иметь все меньше отличий до 2-5% в областях азимутов распространения волн 90 и 270 (рис. 3.2.1.4-3.2.1.6 (в,д)).
Непродольный годограф ОГТ однократно отраженной волны
Верхняя часть разреза на юго-восточной части Русской платфомы, как правило, представляет собой по структуре толщу пород, слагаемую рыхлыми, слабо сцементированными отложениями, мощность которых в различных районах варьирует от 3 до 100 м и более. Скорость распространения продольных сейсмических волн в таких породах подвержена сильным изменениям как по вертикали, так и по горизонтали (от 300 до 1400 м/с).
Верхнюю часть разреза обычно подразделяют на зону малых скоростей (ЗМС) или зону выветривания и зону пониженных скоростей (ЗПС). С точки зрения рассматриваемой сейсмической задачи, далее не будем делать указанного разделения. Под верхней частью разреза будем считать зону малых скоростей, предполагая возможной реализацию в ней всего спектра указанных скоростей, поскольку важным является наличие резкой скоростной границы, которую будем называть подошвой ЗМС, между низко- и высокоскоростной толщами (коренными породами). Проблема учета влияния низкоскоростной приповерхностной зоны, в которой рост скорости с глубиной можно условно считать непрерывным, уже не может быть рассмотрена как задача исключения влияния верхней части разреза в указанном смысле и скорее должна быть отнесена к задачам изучения вертикально-градиентных сред.
Получившая наибольшее распространение постановка задачи исключения влияния ЗМС на сейсмическую запись состоит в следующем. На разрезе выбирается некоторая условная граница, называемая линией приведения, которая, как правило, принимается горизонтальной и помещается ниже подошвы ЗМС. Типичная ситуация изображена на рис. 5.3.1. Задача заключается в приведении наблюдений к условной границе: необходимо имитировать ситуацию, которая отвечала бы "перемещению" пунктов возбуждения (ПВ) и приема (ПП) по вертикали на линию приведения. Другими словами, реальную сейсмическую трассу, соответствующую лучу A,B,C,D,E,F,G, требуется преобразовать в некоторую фиктивную трассу, которая соответствовала бы лучу A ,D ,G\ Если линия приведения сечет подошву ЗМС или целиком находится в этой зоне, то приведение необходимо осуществить с учетом "замещения" низкоскоростных участков ЗМС, лежащих под линией приведения, на высокоскоростные.
С кинематической точки зрения редукция экспериментального материала на линию приведения (рис. 5.3.1) заключается в учете разницы времен распространения волны по лучу A,B,C,D,E,F,G, и по лучу A ,D ,G . Основными факторами, влияющими на величину этой разности, являются: глубина и геометрия отражающего горизонта, геометрия дневной поверхности и подошвы ЗМС, величины скоростей Vi и Уг, положение линии приведения, расстояние между точкой возбуждения А и точкой приема G. Учет всех перечисленных факторов как определяющих, так и второстепенных, приводит к созданию модели, с трудом поддающейся анализу. Однако богатый опыт изучения реальных сейсмогеологических условий позволил ввести в рассмотрение весьма плодотворную, как оказалось в дальнейшем, модель статических поправок. Для этой модели искомая разность времен подразделяется на два независимых фактора: задержку, связанную с пунктом возбуждения (статическую поправку за ПВ), и задержку, связанную с пунктом приема (статическую поправку за ПП). Считают, что подошва ЗМС горизонтальна и совпадает с линией приведения, лучи над ней распространяются вертикально. Введенные поправки полагаются независимыми от глубины залегания и геометрии отражающего горизонта, а также от удаления взрыв-прием, т.е. считаются однозначно определяемыми координатами на профиле. Идеализированная схема, в точности соответствующая модели статических поправок, изображена на рис. 5.3.2, где время распространения падающей волны по лучу АА является поправкой за ПВ, а время распространения отраженной волны по лучу GG - поправкой за ПП. Таким образом,
На первый взгляд введенные упрощения представляются весьма серьезными, однако даже качественный анализ показывает, что в большинстве случаев они вполне оправданы. Так, соотношение скоростей V1/V2 0,2 обеспечивает достаточную близость лучей АА и GG (рис. 5.3.2) по отношению к соответствующим нормалям к подошве ЗМС при реальных для сейсморазведки в юго-восточной части Русской платформы углах подхода лучей DA и DG. Т.е. слабую зависимость времени распространения волны в ЗМС от углов подхода лучей. Смещение абсцисс точек А и G при редукции на линию приведения (точки С и Е на рис. 5.3.1), вызванное негоризонтальностью подошвы ЗМС, ненормальностью к ней лучей ВА и FG а также несовпадением линии приведения с ее подошвой, обычно незначимо влияют на аддитивность принятой модели. Данное обстоятельство объясняется практической невозможностью построения аналитических оценок в достаточно сложных ситуациях, именно когда адекватность модели вызывает наибольшие сомнения. Реальный путь при этом, способный отчасти дать ответ на интересующий вопрос, состоит в численном моделировании последовательным решением прямой и обратной кинематических задач.
Процедура определения статических поправок традиционно проводится в два этапа: 1) определение и ввод расчетных (или априорных) поправок; 2) коррекция статических поправок по данным, полученным на предыдущем этапе. Наличие первого этапа объясняется необходимостью подготовки входной информации для более точного определения поправок на втором этапе. В дальнейшем рассмотрении остановимся на процедуре определения расчетных поправок. Очевидно, что введение статических поправок должно обеспечить выполнение двух задач: 1) снивелировать времена пробега в слоях ВЧР с переменными скоростями и мощностями; 2) привести наблюдения, выполненные на дневной поверхности, к горизонтальному уровню или в некоторых случаях к наклонной плоскости. Соответственно можно считать, что статические поправки включают две составляющие: первая - поправка за ЗМС или ВЧР, как выше условлено, вторая (поправка за рельеф) снимает верхний слой до выбранного уровня приведения или добавляет прослои со скоростью замещения там, где поверхность наблюдений оказывается ниже этого уровня (рис. 5.3.3)
