СПОСОБ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ПОИСКАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1996 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к сейсморазведке и может быть использовано для прямых поисков нефтегазовых месторождений.

Известен способ сейсморазведки [1] согласно которому применяют вибратор и сгруппированные сейсмоприемники, режим работы которых определяется программой.

Недостатком этого способа следует признать необходимость использования специальной системы синхронизации используемых приборов, причем ее применение не гарантирует получение точного результата, так как при разработке системы чрезвычайно трудно учесть все параметры грунтов, влияющие на характер сейсмических волн.

Наиболее близким к изобретению является способ сейсморазведки [2] включающий формирование в зонах излучения и приема сейсмических сигналов, регистрацию информационного сигнала с последующей математической обработкой полученных данных, причем сигнал регистрируют не менее двух трехкомпонентных сейсмических установок (ТСУ), размещаемых на некотором расстоянии друг от друга.

Недостатками этого способа являются необходимость использования сейсмоизлучателей, а также проведение предварительного изучения геологического разреза в районе поиска.

Изобретение характеризуется следующей совокупностью обоих существенных признаков. Предварительно на площади, находящейся вблизи места поиска и имеющей сходный геологический разрез, определяют спектральные характеристики естественного сейсмического фона земли, выделяют длину волны L, преобладающую в спектре сейсмического фона, при которой коррелляционная связь между одноименными компонентами ослабляется в 2-3 раза. Располагают не менее двух ТСУ на расстоянии L/4±10% между каждой парой ТСУ и регистрируют одновременно всеми ТСУ естественный сейсмический фон на частотах от 1 до 20 Гц по всем трем компонентам. Повторяют регистрацию в других точках над местом предполагаемого месторождения, используя каждый раз не менее двух ТСУ. О наличии месторождения судят по смещению частот, соответствующих пику фона в сторону более низких частот по отношению к частоте, соответствующей пику фона в месте, заведомо не содержащем нефти или газа. При реализации способа предпочтительнее проводить запись фона в течение 20.30 мин. Сдвиг пика фона происходит в сторону больших длин волн, однако возможно, что пик будет смещен над месторождением и в сторону меньших длин волн. Но в любом случае смещение пика фона происходит именно над месторождением. Иногда спектр имеет два и более пика. В этом случае более достоверная информация связана со смещением пика, относящегося к большим длинам волн. Этот интервал зависит от статистических свойств естественного сейсмического фона, а также от свойств геологического разреза, типа в качестве ТСУ.

Обосновывая существенность введенных в формулу изобретения признаков, отмечают следующее. Определение естественного фона на бесперспективном месте является необходимой для реализации способа операцией, так как, во-первых, это позволяет определить расстояние между ТСУ при поиске, а во-вторых, определить точку отсчета, относительно которой определяют смещение положения пика фона. Расстояние L/4 между ТСУ выбрано экспериментально. Получить под известным месторождением четкое смещение положения пика в сторону низких частот при других расстояниях между ТСУ не удалось. На практике выдержать расстояние строго L/4 сложно, на практике получают хорошие результаты при отклонении до ±10% от L/4.

Использование одной ТСУ не дало положительных результатов. Экспериментально выяснено, что число ТСУ должно быть не менее двух, причем запись должна проводится одновременно всеми ТСУ на частотах 1-20 Гц. Выбор частотного диапазона обосновывается следующими соображениями. Экспериментально установлено, что как пики над месторождением, так и вдали от него при любых геологических разрезах лежат именно в этом частотном интервале. Критерий нефтегазового месторождения был выработан экспериментально в ходе проверки работоспособности способа.

Не известно существование способа поиска нефтегазового месторождения, характеризуемого совокупностью признаков, введенных в формулу изобретения, поэтому считают, что изобретение соответствует критерию "новизна".

Не известно использование совокупности признаков, введенных в отличительную часть формулы изобретения для достижения полученного положительного эффекта, поэтому считают, что изобретение соответствует критерию "изобретательский уровень".

Сущность изобретения раскрыта с полнотой, позволяющей потенциальному пользователю реализовать изобретение с получением необходимого положительного эффекта, следовательно, изобретение соответствует критерию "промышленная применимость".

Проверка работоспособности изобретения проводилась на участках с известным содержанием нефти и газа с использованием ТСУ, в которых были использованы электрохимические и пьезоэлектрические сейсмоприемники.

Способ осуществляется следующим образом.

Предварительно на место, где гарантировано отсутствие нефти и газа, но вблизи от предполагаемого месторождения и на аналогичных грунтах измеряют естественный фон. Определяют частоту, соответствующую максимуму естественного фона, и рассчитывают как L/4 расстояние между ТСУ. Затем в этом месте устанавливают не менее двух ТСУ на расстоянии L/4 между ними. Рядом с каждой ТСУ располагают электронное согласующее устройство. Все ТСУ посредством магистрального кабеля соединяют с пунктом сбора информации. Одновременно по всем компонентам в течение одинакового времени производят запись естественного фона. Затем определяют частоту, соответствующую максимальному фону. После этого вышеописанные операции проводят над предполагаемым месторождением и аналогично определяют частоту, соответствующую максимальному фону.

На фиг. 1.3 приведены взаимные спектры одноименных компонент двух ТСУ, полученные на бесперспективном месте (вблизи месторождения "вне"); на фиг.4. 6 взаимные спектры одноименных компонент тех же ТСУ, полученные над месторождением. Из приведенных графических данных видно, что над месторождением первые максимумы спектральных характеристик естественного фона по различным компонентам в 1,4.3 раза смещены в сторону низких частот по сравнению с бесперспективным участком. При этом площадь под кривой взаимного спектра над месторождением в 3.5 раз меньше площади под кривой взаимного спектра вне месторождения.

Исследования проводились как с помощью электрохимических, так и с помощью пьезоэлектрических сейсмоприемников. Эксперимент не показал преимуществ какого-либо типа сейсмоприемников. Предпочтительно ориентировать их оси по нормали к земле и располагать одноименные компоненты соосно.

Изобретение позволит значительно повысить эффективность геолого-разведочных работ при поиске нефти и газа, снизить долю непродуктивных скважин, уменьшить расходы, связанные с использованием источников излучения сейсмических волн, а также улучшить экологию в зоне поиска.

Использование: в сейсморазведке при прямых поисках нефтегазовых месторождений. Сущность изобретения: определяют длину волны L преобладающего сейсмического фона на бесперспективном участке, при которой корреляционная связь между одноименными компонентами ослабляется более чем в два раза. На исследуемом участке располагают на расстоянии L/4 не менее двух трехкомпонентных установок. Регистрируют по всем компонентам естественный сейсмический фон на частотах 1 - 20 Гц. О наличии месторождения судят по сдвигу в сторону низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрированного на исследуемой площади, по сравнению с максимумом частотного спектра, полученного на бесперспективной площади. 6 ил.

СПОСОБ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ПРИ ПОИСКАХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, включающий регистрацию сейсмического сигнала с последующей его математической обработкой, по результатам которой судят о наличии месторождения, отличающийся тем, что в качестве регистрируемого сигнала используют естественный сейсмический фон, при этом предварительно на бесперспективной площади, характеризующейся однотипным с используемой площадью строением приповерхностных отложений, определяют длину L волны преобладающего сейсмического фона, при которой корреляционная связь между одноименными компонентами ослабляется не менее чем в 2 раза, на исследуемой площади располагают не менее двух трехкомпонентных сейсмических установок на расстоянии L/4 ± 10% между ними, регистрируют в течение 20 - 30 мин естественный фон на частотах 1 - 20 Гц, а о наличии месторождения судят по сдвигу в сторону низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрированного на исследуемой площади, по сравнению с максимумом частотного спектра, полученного на бесперспективной площади.