СПОСОБ ВИБРОСЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ПОИСКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1995 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к сейсморазведке, а точнее к вибросейсморазведке, и может быть использовано для прямых поисков нефтегазоносных месторождений.

Известен способ вибросейсморазведки, согласно которому применяют вибросейсмоисточники и сгруппированные сейсмоприемники, режим которых определяется программой [1]
Однако для управления группы вибраторов необходима система их синхронизации, причем ее использование не гарантирует точного управления суммарным волновым полем, так как в любом случае нельзя учесть параметры грунтов, влияющих на характер сейсмических волн.

Наиболее близким к изобретению является способ вибросейсморазведки, включающий формирование в зонах излучения и приема сейсмических сигналов, регистрацию сигналов в зоне приема с последующей обработкой полученных данных [2] Для реализации данного способа используют комплекс, содержащий один или несколько вибраторов и несколько разнесенных по отношению к вибраторам и друг другу сейсмоприемников.

Недостатком этого способа является необходимость предварительного подробного изучения грунтов в данном районе, в противном случае полученная информация не имеет однозначного толкования.

Предлагаемое изобретение характеризуется следующей совокупностью существенных признаков: создание одним вибратором сейсмических колебаний, запись информации с помощью сейсмоприемников и математическая обработка, причем колебания возбуждают в диапазоне инфранизких частот от 1 до 20 Гц, в качестве информационного сигнала используют естественный сейсмический фон, регистрируемый как до, так и после возбуждения виброколебаний, а о наличии нефтегазового месторождения судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи фона после создания виброколебаний по сравнению с записью до возбуждения виброколебаний.

При реализации способа время регистрации сейсмического фона должно составлять не менее 20 мин до возбуждения сейсмических колебаний, длительность возбуждения сейсмических колебаний вибратором должна быть не менее 3 мин, а заканчивать регистрацию сейсмических колебаний необходимо не более чем через 5 мин после окончания возбуждения сейсмических колебаний вибратором. Перечисленные параметры, согласно экспериментальным данным, не являются общими для всех возможных случаев реализации предлагаемого способа.

Для реализации способа предлагается использовать устройство, в состав которого входит вибратор, приемники сейсмических колебаний и блок регистрации, причем в качестве приемников сейсмических колебаний использовано не менее двух трехкомпонентных сейсмических установок (ТСУ) в герметичных корпусах с предварительными усилителями, а оси чувствительности одноименных компонент сейсмоприемников этих ТСУ ориентированы взаимно параллельно. Желательно, чтобы расстояние между вибратором и сейсмоприемниками составляло 600-800 м, а расстояние между ТСУ 400 м, хотя положительный эффект был получен и при других значениях.

Критерием наличия или отсутствия нефтегазоносного месторождения является изменение спектральных характеристик сейсмического фона при записи естественного фона повторно по сравнению с первичными результатами. Следовательно, снятие спектра до и после просто необходимо. Выбор частот обусловлен экспериментальными данными. Согласно экспериментальным данным введенные режимные признаки хотя и не являются существенно необходимыми для реализации способа, все же предпочтительны к использованию. Эти величины зависят от используемого оборудования.

Однако при использовании различных конструкций и количества ТСУ, например, с электрохимическими сейсмоприемниками (СЭХ), а также с сейсмоприемниками на основе пьезокерамических преобразователей, выделить какой-либо тип как предпочтительный не представляется возможности. Необходимо только, чтобы их было не менее двух и они были бы чувствительны к инфранизким частотам. Расстояния между вибратором и ТСУ и между ТСУ, видимо, будут зависеть от характеристик используемой аппаратуры, а также спектра окружающего сейсмического фона.

Проверка работоспособности изобретения проводилась на участках с известным содержанием нефти и газа с помощью ТСУ, в которых использовались электрохимические и пьезокерамические сейсмоприемники.

Был проведен комплекс полигонных испытаний в районе газоносных скважин N 5 и N 8 Гривенского и Северо-Гривенского месторождений Краснодарского края, причем на скважине N 5 испытания проводились как с помощью электрохимических, так и с помощью пьезокерамических сейсмоприемников. Результаты испытаний показали следующее.

1. По электрохимическим сейсмоприемникам:
а) в случае расположения обеих ТСУ вне месторождения при анализе взаимных спектров сейсмического фона от одноименных компонент площадь под кривой взаимного спектра, полученная после возбуждения виброколебаний снижается в среднем в 2-3 раза по отношению к площади под кривой, полученной до возбуждения виброколебаний (фиг. 1-3, а до облучения, б после облучения), т. е. спектральные характеристики сейсмического фона в результате воздействия виброколебаний изменились;
б) в случае расположения обеих ТСУ над месторождением площадь под кривой взаимного спектра одноименных компонент, полученная после возбуждения виброколебаний увеличивается в среднем в 2,08 раза по отношению к площади под кривой, полученной до возбуждения виброколебаний (фиг. 4-6, а до облучения, б после облучения), т.е. спектральные характеристики также изменились, но в обратную сторону.

2. По пьезокерамическим сейсмоприемникам:
а) в случае расположения обеих ТСУ вне месторождения площадь под кривой взаимного спектра, полученная после возбуждения виброколебаний, снижается в среднем в 1,14 раза по отношению к площади под кривой, полученной до возбуждения виброколебаний (фиг. 7-9, а до облучения, б после облучения), т.е. спектральные характеристики изменяются аналогично п. 1а;
б) в случае расположения обеих ТСУ над месторождением площадь под кривой взаимного спектра, полученная после возбуждения виброколебаний увеличивается в среднем в 1,24 раза по отношению к площади под кривой, полученной до возбуждения виброколебаний (фиг. 10-12, а до облучения, б после облучения), т. е. спектральные характеристики изменяются аналогично п. 1б.

Если же часть сейсмоприемников находится над месторождением, а другая вне его, то по каким-то компонентам происходит увеличение площади под кривой, а по каким-то его уменьшение. В этом случае можно предположить, что исследования проводятся на границе месторождения, т.е. даже в этом случае изобретение несет определенную информацию.

Использование изобретения позволит значительно удешевить процесс поиска месторождений нефти и газа, а также улучшить экологию в местах поиска.

Использование: вибросейсморазведка при поисках нефтегазовых месторождений. Сущность изобретения: возбуждают сейсмические колебания в диапазоне частот от 1 до 20 Гц, регистрируют сейсмический сигнал по трем компонентам одновременно в одном или нескольких пунктах наблюдений как до, так и после возбуждения сейсмических колебаний, в качестве сейсмического сигнала используют сейсмический фон, а о наличии месторождения судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компанент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью до возбуждения. 12 ил.

СПОСОБ ВИБРОСЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ПОИСКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающий возбуждение сейсмических колебаний сейсмовибратором, регистрацию трехкомпонентными сейсмоприемниками сейсмического сигнала и его математическую обработку, отличающийся тем, что сейсмические колебания возбуждают в диапазоне частот 1-20 Гц длительностью не менее 3 мин, регистрацию сейсмического сигнала производят в течение не менее 20 мин до возбуждения сейсмических колебаний и не более чем через 5 мин после окончания возбуждения сейсмических колебаний, в качестве сейсмического сигнала используют сейсмический фон, а о наличии месторождения судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью до возбуждения.