СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИПОЦЕНТРА НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2000 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано при разведке нефтегазовых месторождений.

В настоящее время основной метод разведки нефтегазовых месторождений базируется на анализе отраженных волн, возникающих на границах раздела сред.

Известен стандартный метод обнаружения аномалий и их профилирования с использованием общей глубинной точки (ОГТ) (см., например, Уотерс К. Метод отраженных волн как инструмент для поиска нефти и газа, в книге "Отражательная сейсмология", перевод с англ. - М.: Мир, 1981, с. 162-167, рис. 5.5 - аналог). Он состоит в получении большого числа сейсмических записей (трасс), расположенных вертикально, каждая из которых несет информацию об изменении интенсивности приходящих колебаний. Для получения контура месторождения (аномалии) используют двумерное наблюдение по методу ОГТ.

Недостатками метода являются: необходимость использования большого числа групп приемников; большой объем выполняемых измерений.

Известен метод повышения угловой разрешенности путем группирования сейсмоприемников (см., например, Уотерс К. "Отражательная сейсмология", с. 93, рис. 3.20 - аналог). Недостатком аналога является необходимость обеспечения постоянства амплитуды волны для всех сейсмоприемников в группе на базе их размещения.

Ближайшим по технической сущности аналогом является "Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений" (патент РФ N 2045079, G 01 V 1/00, 1995 - ближайший аналог).

В способе ближайшего аналога осуществляют возбуждение сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне 1 - 20 Гц, регистрацию трехкомпонентным приемником спектра собственного отклика нефтегазового месторождения и последующее сравнение сигнала отклика с сейсмическим фоном.

Недостатками ближайшего аналога являются:
- функциональная ограниченность по выделяемым параметрам;
- неопределенность местоположения центра обнаруженного месторождения.

Задача, решаемая заявленным способом, заключается в определении гипоцентра месторождения путем выбора технологии полевых измерений и расчета дополнительных параметров сигнала отклика месторождения на внешнее виброполе накачки.

Поставленная задача решается тем, что в способе определения гипоцентра нефтегазового месторождения, включающего возбуждение углеводородного вещества внешним виброполем, регистрацию спектра сигнала собственного отклика месторождения трехкомпонентным сейсмоприемником, дополнительно размещают группу из двух сейсмоприемников, оси чувствительности одноименных компонент которых взаимно параллельны, на измерительной базе, кратной размерами длине волны отклика, вычисляют значения автокорреляционных функций сигнала отклика по каждой из компонент B_x(τ), B_y(τ), B_z(τ), а гипоцентр месторождения отождествляют с точкой пересечения в пространстве двух радиус-векторов, направляющие косинусов которых (cosα, cosβ, cosγ) рассчитывают как корень квадратный из отношения значения автокорреляционных функций в нуле по соответствующей координате B_i(τ=0) к сумме их значений в нуле B_Σ(τ=0) = B_x(τ=0)+B_y(τ=0)+B_z(τ=0) для данного сейсмоприемника.

Сопоставительный анализ заявленного технического решения с ближайшим аналогом показывает, что заявляемый способ отличается от известного введением новых технологических операций, обеспечивающих достижение свойств, закономерности которых проявились в заявленном объекте впервые.

Среди новых закономерностей такие, как взаимосвязь линии положения с радиусом-вектором переноса энергии в пространстве сферической волной, взаимосвязь направляющих косинусов радиус-вектора с квадратным корнем из отношения автокорреляционных функций. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".

Техническая сущность изобретения заключается в следующем. Для определения местоположения излучающего объекта наибольшее распространение получил угломерный метод. Он заключается в определении углового (α,β,γ) направления на объект с двух, разнесенных в пространстве точек. Тогда местоположение объекта находится как точка пересечения двух линий положения (радиус-векторов) (см. , например, "Теоретические основы радиолокации", под редакцией Дулевича В.Е. - М.: Сов. радио, 1964, с. 15-16). Известно также, что положение вектора в пространстве полностью определяется косинус-направляющими, для которых справедливо соотношение:
cos²α+cos²β+cos²γ = 1
(см. , например, Корн Г., Корн Т. "Справочник по математике для научных работников и инженеров", перевод с англ., раздел "Аналитическая геометрия", с. 73-74).

При использовании трехкомпонентных сейсмоприемников, регистрирующих спектры сигнала отклика по каждой компоненте, математическими процедурами вычисляются косинус-направляющие векторов относительно осей чувствительности сейсмоприемников. За радиус-вектор направления принимается вектор, перпендикулярный в каждой точке фазовому фронту волны. Поскольку спектр сигнала отклика узкополосный, а трасса распространения упругих волн является для узкого спектра средой не диспергирующей, то групповая скорость распространения сигнала отклика совпадает с фазовой. Известно, что энергия сигнала переносится с групповой скоростью, следовательно, вектор групповой скорости также перпендикулярен фазовому фронту волны в любой точке пространства.

При равенстве ν_гр = ν_ф проекции радиус-вектора переноса энергий упругой волной отклика на оси чувствительности сейсмоприемников несут информацию о положении радиус-вектора в пространстве, а следовательно, и о центре источника сферических волн.

Для нахождения проекций вектора энергии на оси чувствительности, вычисляют автокорреляционные функции сигнала отклика по каждой компоненте. По определению (см., например, Заездный А.М. "Основы расчетов по статистической радиотехнике", М. , Связьиздат, 1969, с. 93) автокорреляционная функция процесса B(τ), связана с его энергетическим спектром S(F) обратным преобразованием Фурье
B(τ) = S(F)•exp(+j2πFτ)dF.
В свою очередь, энергетический спектр сигнала S(F) связан с его амплитудным спектром A(jω) соотношением

где А, Б - интервал определения функции A(jω). По зарегистрированным амплитудно-частотным характеристикам компонент |A(jω)| вычисляют их автокорреляционные функции. По определению (см., там же, с. 86, рис. 7.4) значение автокорреляционной функции в нуле B(τ=0) есть средняя мощность процесса.

Из аналитической геометрии известно, что длина вектора находится как корень квадратный из суммы квадратов его проекций:

Применительно к рассматриваемому случаю результирующая мощность процесса B_Σ(τ=0) равна сумме мощностей составляющих компонент, то есть справедливо соотношение
B_Σ(τ=0) = B_x(τ=0)+B_y(τ=0)+B_z(τ=0).
Поскольку амплитуды сигнала отклика A(jω) возводились в квадрат при вычислении S(F), последнее выражение тождественно выражению

Таким образом, косинус-направляющие векторов вычисляются по соотношениям:

Месторождение углеводородов представляет собой протяженный объект, который может быть представлен системой излучающих точек. Последнее приводит к искажению фазового фронта волны. Ошибка определения линейного отклонения кажущегося положения объекта от его центра (ΔD) при конечных размерах объекта будет минимальна, если измерения осуществлять на базе, кратной размерами длине волны излучателя (см., например, "Теоретические основы радиолокации", под редакцией Дулевича В. Е. - М.: Сов. радио, 1964, с. 409, рис. 8.7). Точность местоопределения (ΔD) при угломерном методе пеленгации зависит также от угла пересечения радиус-векторов (ϕ) и от соотношения длины измерительной базы (b) и дальности до объекта (R). Наибольшая точность достигается, когда объект расположен на нормали к базовой линии (см., там же, с. 506-507).

где ΔV - погрешность определения информативного сигнала.

Таким образом, оптимальная технология полевых работ по определению гипоцентра месторождения осуществляется в следующей последовательности. В пункте наблюдения на профиле, вынесенном и закрепленном на местности топографом, выставляется два сейсмоприемника на расстоянии ±λ/2 от точки наблюдения. Сейсмоприемники устанавливаются заглубленными (h ≈ 0,5 м) соосно друг другу, с ориентацией соответствующим образом по сторонам света. С целью снижения никзочастотного поверхностного шума каждое углубление с сейсмоприемником закрывается крышкой. В установившемся режиме релаксационных колебаний (режим непрерывного возбуждения углеводородного вещества внешним сейсмовибратором) осуществляют регистрацию спектров сигнала отклика по всем компонентам сейсмоприемников. Проводят вычислительные процедуры по вышеперечисленным операциям способа и осуществляют первичный расчет координат гипоцентра. По первичным данным расчета находят траверзу месторождения. Затем осуществляют доворот базы до нормали к источнику, перенося один из сейсмоприемников в новую точку на угол доворота базы (ψ).
Осуществляют повторное измерение по перечисленным процедурам. Вычисленную точку пересечения радиус-векторов при повторном измерении отождествляют с гипоцентром месторождения. При больших размерах месторождения целесообразно проводить засечку гипоцентра с нескольких траверз, располагаемых веерообразно относительно кажущегося центра.

Пример осуществления способа.

Заявляемый способ может быть реализован по схеме фиг. 1. Функциональная схема устройства фиг. 1 содержит: источник внешнего, поверхностного возбуждения 1, обеспечивающий накачку углеводородного вещества 2, подвижный пункт регистрации 3 данных от сейсмоприемников 4, размещенных на базе 5 и траверзе 6 и соединенных с пунктом регистрации 3 электроразведочными кабелями 7.

Подвижный пункт регистрации 3 содержит канальный коммутатор 8, программируемую схему выборки 9, блок программных фильтров 10, усилитель 11. Синхронизацию работы элементов подвижного пункта регистрации осуществляют посредством ПЭВМ 12 в составе процессора-вычислителя 13, оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 14, винчестера 15, клавиатуры 16, дисплея 17, принтера 18, устройства ввода 19.

Режим измерений и оценку параметров осуществляют в следующей последовательности. На ПЭВМ 12 формируется программа спроса сейсмоприемников-датчиков 4 и программа управления фильтров 10. Скомпонованная программа пересылается в программируемую схему выборки измерений 9. Программа содержит параметры: длительность канального интервала измерений, последовательность подключения выходов соответствующих компонент, параметры оптимальной фильтрации сигнала блоком программируемых фильтров 10. Программируемая схема выборки измерений 9 управляет работой канального коммутатора 8 и блока программируемых фильтров 10. Канальный коммутатор обеспечивает заданную последовательность подключения трехкомпонентных выходов сейсмоприемников к тракту регистрации спектра сигнала отклика в составе блока программируемых фильтров 10, усилителя 11 и ОЗУ 14. Зарегистрированные спектры сигнала отклика распечатываются на принтере 18 и отображаются на дисплее 17. Вид зарегистрированных спектров сигнала отклика иллюстрируется на фиг. 2. По зарегистрированным амплитудно-частотным характеристикам (АЧХ) откликов рассчитываются их автокорреляционные функции. Процедура вычисления энергетического спектра S(F) по зарегистрированным АЧХ состоит в следующем.

Зарегистрированные АЧХ устройством ввода 19 (сканером) оцифровываются в стандартной шкале по амплитуде с шагом квантования 1/128. Затем оцифрованные значения амплитуды возводятся в квадрат и нормируются относительно максимума. Вычисленные значения энергетических спектров (распечатка с ПЭВМ) представлены графиками на фиг. 3.

Программный расчет обратного Фурье-преобразования для вычисления автокорреляционных B(τ) функций по их энергетическим спектрам S(F) входят в комплект специального программного обеспечения (см., например, МАТН CAD. 6.0. PLUS, издание 2^е стереотипное, М., Информат. издат. Дом Филинь, 1997, с. 441), которое предварительно записывается на винчестер (15).

Полученные программным расчетом на ПЭВМ автокорреляционные функции B(τ) по реализациям АЧХ одного сейсмоприемника фиг. 2, фиг. 3 представлены на фиг. 4.

Как следует из графика на фиг. 4 значения автокорреляционных функций в нуле по компонентам составляют

Значения направляющих косинусов

Вычисленные углы определяют положение радиус-вектора в пространстве для первого октанта, системы координат, совпадающей с точкой пересечения осей чувствительности сейсмоприемника. Направление на источник излучения находится как продолжение направления радиус-вектора для 7 октанта.

Все элементы функциональной схемы на фиг. 1 могут быть реализованы на существующей элементной базе. Трехкомпонентные сейсмоприемники представляют собой промышленную разработку по патенту РФ N 2.055.352, 1996 г. Линейность частотной характеристики 0,1 - 100,0 Гц, быстродействие 100 мс. Источники внешнего сейсмического возбуждения - серийные вибраторы типа СВ-5/150, СВ-10/100. Подвижный пункт регистрации данных, серийная вахтовка системы "Анчар", размещенная на вездеходе типа "Джип", "Нива", электроразведочные кабели (КС) 4-жильные. ПЭВМ типа IBM PC 486/487. Канальный коммутатор 8, программируемая схема выборки 9 могут быть выполнены на стандартной интегральной плате типа ЛА-20, совместимой с платами-контроллерами IBM PC/AT (см. , например, Якубовский и др. "Цифровые и аналоговые интегральные микросхемы". Справочник. - М.: Радио и связь, 1990).

Режим измерений спектра сигнала отклика, включающий элементы 10, 11, реализуется по схеме (см., например, Отчет по НИР N A-3194 "О результатах опытно-методических работ по разработке теоретических основ, аппаратуры, технологии применения программных средств обработки и методики интерпритации данных низкочастотной акустической разведки (АНЧАР)", Оренбурггеологком, г. Оренбург, 1996). Устройство ввода 19 - типа сканера "Panasonik".

Использование: геология, при разведке нефтегазовых месторождений. Сущность изобретения: углеводородное вещество возбуждают внешним виброполем и регистрируют спектр сигнала собственного отклика месторождения группой из двух трехкомпонентных сейсмоприемников, оси чувствительности одноименных компонент которых взаимно параллельны. Сейсмоприемники размещены на измерительной базе, кратной размерами средней длине волны отклика. Вычисляют значения автокорреляционных функций сигнала отклика по каждой из компонент. Гипоцентр месторождения отождествляют с точкой пересечения в пространстве двух радиус-векторов, направляющие косинусов которых рассчитываются как квадратный корень из отношения значения автокорреляционной функции в нуле по соответствующей координате к сумме их значений в нуле для данного сейсмоприемника. Технический результат: расширение функциональных возможностей и повышение точности. 4 ил.

Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения, включающий возбуждение углеводородного вещества внешним виброполем, регистрацию спектра сигнала собственного отклика месторождения двумя трехкомпонентными сейсмоприемниками, оси чувствительности одноименных компонент которых взаимно параллельны, отличающийся тем, что сейсмоприемники размещают на измерительной базе, кратной размерами средней длине волны отклика, вычисляют значения автокорреляционных функций сигнала отклика по каждой из компонент B_x(τ), B_y(τ), B_z(τ), а гипоцентр месторождения отождествляют с точкой пересечения в пространстве двух радиус-векторов, направляющие косинусов которых (cosα, cosβ, cosγ) рассчитываются как корень квадратный из отношения значения автокорреляционной функции в нуле по соответствующей координате B_i(τ=0) к сумме их значений в нуле B_Σ(τ=0) = B_x(τ=0)+B_y(τ=0)+B_z(τ=0) для данного сейсмоприемника.