СПОСОБ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ ДЛЯ ПРЯМОГО ПОИСКА И ИЗУЧЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПО ДАННЫМ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ, ОБРАБОТКИ И АНАЛИЗА УПРУГИХ ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ В ЧАСТОТНОЙ ОБЛАСТИ Российский патент 2001 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к сейсмической разведке для произвольных типов источников возбуждения упругих колебаний, равномерно размещаемых на поверхности наблюдения или располагаемых вдоль траектории глубин проходки стволов скважин, для различных регулярных или дискретных систем наблюдения, с последующей регистрацией сейсмических волновых полей на поверхности наблюдения и выделении в них аномальных эффектов в частотной области, обусловленных трансформацией частотного состава упругих колебаний любых типов поляризации при их отражении и прохождении через нефтегазосодержащие пласты в исследуемых средах. Для этого путем преобразования наблюденных волновых полей в функции распределения во времени смещений в частотной области мультимонохроматическим пребразованием и последующего проведения последовательного дифференциально-интегрального частотного преобразования, выявляются аномальные области энтропийных эффектов спектрального состава фронтов продольных отраженных и проходящих волн, вызванных активным воздействием на волновые поля нефтегазовых залежей в разрезе. По наличию и характеру проявления в волновых полях аномальных зон, обусловленных различным характером излучения, поглощения и затухания энергии упругих колебаний на различных частотах реального спектрального диапазона, судят о местоположении, условиях залегания и основных характеристиках нефтегазовых месторождений.

Известен способ сейсморазведки общей глубинной точки для изучения геологического строения разреза при поисках нефтегазовых месторождений [1].

В соответствии с этим способом для равномерно размещаемых на поверхности наблюдения источников возбуждения осуществляют регистрацию сейсмических волновых полей наземными расстановками групп сейсмоприемников для набора равномерных удалений, для которых выполняют одновременное равномерное смещение, равное шагу смещения источников. Последующий ввод статических и кинематических поправок в наблюденные сейсмозаписи, различные виды преобразований и фильтраций позволяют осуществлять оптимальное суммирование сигналов вдоль годографов отраженных волн и формировать временные разрезы ОГТ в совокупности со скоростной характеристикой освещающих глубинное строение исследуемых сред.

К недостаткам этого метода можно отнести:
- все преобразования волновых полей, их обработка и анализ осуществляются во временной области и ориентированы на решение кинематических задач;
- использование отраженных, монотипных волн для суммирования, подчиняющихся при распространении в средах принципу взаимности, на который распространяются ограничения эффективности способа при наличии больших (свыше 12^o) углов наклона границ раздела;
- местоположение и глубины залегания нефтегазовых месторождений определяют по выявленным на временных разрезах структурно-тектоническим элементам.

Известен способ скважинной сейсморазведки [3], при котором в качестве источника возбуждения используются шумы работающего при бурении на забое вдоль профиля глубин проходки ствола скважины породоразрушающего инструмента (долота), а регистрация колебаний осуществляется на поверхности наблюдения вдоль линий профилей, на которых равномерно размещаются группы сейсмоприемников для различных удалений от устья скважины. Формирование сейсмограмм проводится путем расчета взаимнокорреляционных функций между наблюденными сейсмозаписями и зарегистрированными на вертлюге скважины опорными сигналами с одновременной дополнительной монохроматической корреляцией для повышения соотношения А_сигнал/А_помеха на коррелограммах. По полученным импульсным коррелограммам средствами обработки формируют изображения среды - временные разрезы ВСП-ОГТ для изучения строения околоскважинного пространства. К недостаткам этого способа можно отнести:
- преобразование волновых полей, их обработка и анализ осуществляются во временной области и направлены на решение кинематических задач;
- так как для суммирования используются продольные отраженные волны, временные разрезы имеют малую протяженность и не могут освещать протяженные структурно-тектонические элементы, поэтому местоположение и глубины залегания нефтегазовых месторождений возможно определять по выявленным на временных разрезах участкам структурно-тектонических элементов.

Известны способы вибросейсморазведки, основанные на принципах излучения монохроматического свип-сигнала с последующим использованием монохроматической корреляции для получении импульсных сейсмограмм и их последующей кинематической обработки и интерпретации по методике многократного профилирования.

К недостаткам этого способа можно отнести:
- формирование сейсмического волнового поля выполняется для одной излучаемой частоты и соответственно одной частоты корреляции;
- технические средства (вибраторы) для излучении одной выдержанной по амплитуде и времени частоты не разработаны;
- не разработаны принципы монохроматической корреляции широкочастотных сейсмозаписей.

Известен способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений [2].

Согласно данному способу в качестве источника возбуждения на поверхности наблюдения используются излучения вибратора на различных частотах с большой длительностью регистрации - до нескольких десятков минут. При этом на поверхности наблюдений проводят непрерывную регистрацию и накапливание сигналов в инфранизкочастотном диапазоне. О наличии месторождений залежей нефти и газа судят по выделенным на зарегистрированных сейсмозаписях смещениях в области низких частот максимума частотного спектра сейсмического сигнала, зарегистрированного на исследуемой площади, по сравнению с максимумом частотного спектра, полученного на бесперспективной площади. К недостаткам этого способа можно отнести:
- необходимость использования специализированного, а не стандартного сейсмического оборудования для регистрации и анализа сейсмозаписей в области инфронизкочастотного диапазона - до 10 Гц;
- отсутствие в результатах исследований информации о глубине, местоположении, характере и размерах залежей углеводородов, что приводит к вероятностному подходу в прогнозе месторождений нефти и газа для точек исследования по профилям или по площади в целом.

Наиболее близкими к заявляемому техническому решению (прототипами) являются способы сейсморазведки для прямого прогноза нефтегазовых месторождений, изложенные в патентах [3, 4].

Согласно данным способам на поверхности наблюдения регистрируют упругие колебания отраженных волн, возбуждаемых на поверхности наблюдения, взрывами из мелких скважин или вибрационными источниками по методике многократного профилирования [3], а также от работающего на забое породоразрушающего инструмента (долота) при бурении профиля глубин проходки скважин [4]. При этом в способе скважинной сейсморазведки выделение инфронизкочастотных составляющих дополнительно осуществляется применением монохроматической корреляции виброграмм. Способы основаны на выделении в сейсмических записях и в волновых полях, сформированных в процессе обработки способами общей глубинной точки (ОГТ или ВСП-ОГТ), сигналов в инфронизкочастотном диапазоне от 1 до 10 Гц, являющихся результатом вынужденных собственных колебаний наведенной сейсмоакустической эмиссии (САЭ) от нефтегазовых месторождений. Сформированные временные разрезы исследуются с использованием метода Фурье анализа. Результаты анализа, представленные в виде карт распределения инфронизкочастотных составляющих волнового поля в плоскости разрезов вдоль профилей, позволяют проводить их интерпретацию таким образом, чтобы выделять аномальные интервалы. По экстремумам аномальных изолиний инфронизких частот и с учетом скоростной характеристики разреза судят о наличии нефтегазовых месторождений и глубине их залегания в вертикальной плоскости исследуемых волновых полей.

Недостатками этих способов являются:
- ориентация способов на изучение узкой группы сверхнизких частот в предположении существования вынужденной сейсмоакустической эмиссии (САЭ) упругих колебаний залежами УВ без учета факторов воздействия нефтегазосодержащих пластов на весь частотный диапазон отраженных и проходящих фронтов волн, выражающихся в поглощении, затухании и трансформации широкого спектра частот сигналов, составляющих зарегистрированное волновое поле;
- вероятностный прогноз нефтегазоносности в разрезе, так как в основе определений лежит анализ эффекта наведенной САЭ в инфронизкочастотном диапазоне, а не полный частотный диапазон сейсмозаписей, при этом возникновение инфронизких частот может быть обусловлено не только наличием нефтегазовых месторождений, но и другими факторами, проявляющимися как при регистрации, так и в процессе обработки данных;
- недостаточная обеспеченность способов инфрозвуковой сейсморазведки применяемой серийной сейсморегистрирующей аппаратурой и оборудованием, которые преимущественно не предназначены для работы в инфронизкочастотном диапазоне;
- использование для инфронизкочастотного анализа волновых полей функции изменения во времени амплитуд скоростей смещений на поверхности наблюдений, а не собственно функций амплитуд смещений;
- недостаточная разрешенность выделяемых аномалий во времени из-за инфронизкочастотного состава анализируемых сигналов, способных вместить в рамках своей длительности группу импульсов от близкозалегающих нефтегазосодержащих пластов малой толщины;
- невозможность получения в результатах исследований информации о величине, характере и условиях залегания залежей углеводородов (УВ).

Все это приводит к вероятностному подходу в прогнозе месторождений нефти и газа для исследования по профилям или по площади в целом, и не позволяет осуществлять целевой поиск и изучение нефтегазовых месторождений по данным сейсморазведки, что подтверждается практикой применения указанных способов прогнозирования.

В то же время, очевидно, что в упругих волновых полях наличие нефтегазонасыщенных пластов должно проявляться во всем зарегистрированном диапазоне частот как в форме сигналов, так в основных, максимально интенсивных частотных составляющих поля продольных, проходящих и отраженных волн.

В предлагаемом техническом решении поставленная задача решается следующим образом.

В способе сейсморазведки для прямого поиска и изучения нефтегазовых месторождений по данным преобразования, обработки и анализа упругих волновых полей в частотной области:
- осуществляют многократное возбуждение продольных упругих колебаний произвольным типом источников, равномерно размещаемых на поверхности наблюдения вдоль линии профилей или вдоль траектории глубин проходки стволов скважин при бурении;
- выполняют заданную регистрацию сейсмических волновых полей в широком - не ниже 125 Гц - диапазоне частот для равномерных систем наблюдения группами сейсмоприемников при различных удалениях точек приема от источников возбуждения, размещаемых вдоль линий профилей наблюдения, протяженность и геометрия которых определяются поисковыми задачами, условиями проведения работ и геологическим строением разреза, протяженностью интервалов регистрации годографов отраженных и проходящих волн - для удалений до 2-4-х км от источников возбуждения;
- проводят для полученных сейсмозаписей выделение сигналов и формирование импульсных сейсмограмм путем расчета взаимнокорреляционных функций с опорными сигналами, в случае использования вибросейсморазведки;
- выполняют их накапливание на интервалах, не превышающих шаг смещения источников возбуждения, с соблюдением условия Δt = T_вид/4, где T_вид - видимый период максимальной частоты спектра сигналов флюидных волн; Δt - допустимый сдвиг по времени между суммируемыми сейсмограммами;
- формируют для каждого отработанного полевыми наблюдениями профиля или ствола скважины, массивы данных из сформированных импульсных сейсмограмм для всей совокупности источников, последовательно и равномерно перемещаемых вдоль поверхности наблюдения или вдоль траектории глубин проходки ствола скважины при расположении их в пространстве соответственно: до местоположения контура нефтегазоносности исследуемых пластов или над нефтегазовыми пластами, внутри эпицентра контура простирания нефтегазовых месторождений или при расположении внутри флюидосодержащих пластов, после прохождения контура нефтегазоносности пластов вдоль профиля или глубже нефтегазопродуктивных пластов разреза, для широкого диапазона координат или глубин возбуждения, позволяющих обеспечить оптимальные удаления от границ контура нефтегазоносности или глубины залегания нефтегазовых пластов от источников возбуждения волновых полей, на величину, заведомо превышающую величину шага смещения источников возбуждения;
- по сформированному массиву импульсных сейсмограмм для отработанного профиля или ствола скважины в целом проводят интегрирование сейсмозаписей с использованием согласованной мультимонохроматической корреляции внутри реально зарегистрированных спектров сейсмозаписей в диапазоне частот - от 2 до 125 Гц с шагом преобразования не ниже 0,5 Гц по всему времени регистрации с взвешенным в соответствии с обобщенной (суммарной) спектральной характеристикой исходных сейсмозаписей волновых полей, накапливанием результатов корреляции и формированием полей распределения во времени функций смещения, условно мультихромограмм, на которых получены новые соотношения частот, слагающих волновое поле функции смещений, по сравнению с исходными волновыми полями, представленными функцией распределения скорости смещения;
- для всего массива полученных мультихромограмм осуществляют разложение сейсмозаписей для сформированного частотного диапазона в наборы отдельных частотограмм, рассчитанных с шагом не ниже 1 ГЦ для каждой частоты амплитудно-частотного спектра (в пределах от 2 до 125 Гц) с использованием метода спектральнго оценивания Фурье, формируют массивы частотограмм, содержащих во временной области трассодискретные определения отдельной исследуемой частотной составляющей упругого волнового поля функции смещений;
- выполняют прямое и модально-инверсионное накапливание набора сформированных единичных частотограмм для реально полученного спектрального диапазона таким образом, чтобы те из них, значение частоты которых имеют угол пересечения с кривой обобщенной (суммарной) спектральной характеристики анализируемого волнового поля больше 90^o, суммировались без изменений, в случаях углов пересечения меньше 90^o - подвергались модальной инверсии (из массива значений вычитается максимальное значение спектральной оценки волнового поля на данной частоте, а результат берется по модулю, что соответствует получению кепстральной составляющей), в результате получают аналогичный по объему массиву импульсных сейсмограмм массив спектрограмм во временной области для каждого отработанного полевыми наблюдениями сейсмического профиля или профиля проходки глубин ствола скважины при бурении, представляющих собой распределение во времени и пространстве эффектов энтропии амплитудно-частотных составляющих волновое поле спектральных компонент продольных проходящих и отраженных волн, для которых характерна приуроченность к фронтам отраженных волн от нефтегазосодержащих пластов и идентичность кинематических признаков, динамика которых будет зависеть от таких характеристик нефтегазовых залежей как эффективная мощность, пористость, проницаемость вмещающих пластов и вязкость насыщающих флюидов УВ;
- спектрограммы, сформированные на основе использования массивов импульсных сейсмограмм, обрабатываются так же, как и исходные сейсмозаписи, для них проводят расчет и ввод статических и кинематических поправок, различные виды преобразований и фильтраций, осуществляют накапливание способами ОГТ, ЭРО для профильных или ВСП-ОГТ для скважинно-наземных наблюдений, формируют временные разрезы нормального распределения энтропийных эффектов спектрального состава волновых полей, по значениям которых судят о местоположении и основных характеристиках нефтегазовых месторождений в плоскости исследуемого профиля, местоположении водо- и нефтегазонасыщенности, закономерностях простирания по латерали и сейсмогеологических условиях залегания залежей УВ;
- спектрограммы, сформированные с использованием результатов кинематической обработки в виде окончательных временных разрезов (МОГТ или ВСП-ОГТ), в равной мере служат решению задач прямого поиска и изучения нефтегазовых месторождений в силу того, что волновые поля временных разрезов формируют с максимально-возможным соотношением А_сигнал/А_помеха, разрешенностью сигналов, широким амплитудно-частотным спектром, динамическими соотношениями отраженных волн, в то же время следует учитывать, что недостатки и погрешности, допущенные в процессе кинематической обработки, могут служить источником погрешностей и ошибок в процессе реализации способа.

Полученные в результате анализа данные служат основой для интерпретации и заключении о нефтегазонасыщенности пластов-коллекторов в исследуемых разрезах, в частности, время регистрации аномалий указывают на глубину и местоположение нефтегазовых месторождений, протяженность - на границы водо-нефтяных контактов, значения амплитуд энтропийных аномалий спектральных характеристик волновых полей - на эффективную мощность нефтегазосодержащих пластов, соотношение энергий исследуемых и сформированных в процессе мультимонохроматического преобразования амплитудно-частотных характеристик волновых полей в сочетании с уровнем интенсивности энтропийных аномалий указывают на открытую пористость и проницаемость вмещающих пород. Все вышеизложенное позволяет реализовать описанный способ сейсморазведки.

Существенными отличительными признаками в заявленном техническом решении являются:
- ориентация способа на прямые поиски и изучение нефтегазовых месторождений с промышленными запасами УВ в силу того, что образование и распространение эффектов энтропии спектров упругих колебаний продольных отраженных и проходящих волн возможно только при условии наличия флюидов УВ в пластах с открытой пористостью или трещиноватостью, фазовой проницаемостью, текучей динамической вязкостью и эффективной толщиной (мощностью) нефтегазонасыщенности, обеспечивающих извлекаемость нефтегазовых компонент флюидов;
- выделение в исследуемых сейсмических волновых полях эффектов энтропии спектрального состава фронтов продольных отраженных и проходящих волн достигается применением мультимонохроматической корреляции сейсмозаписей для реально зарегистрированного частотного диапазона сейсмозаписей (в пределах от 2 до 125 Гц) и формирования мультихромограмм, представляющих собой поле распределения во времени величин амплитуд смещений на поверхности наблюдения;
- анализ и изучение эффектов энтропии частотного состава выполняются путем использования дифференциально-интегрального частотного преобразования волновых полей распределения функций смещений, при котором сначала проводится раздельный частотный анализ сейсмозаписей мультихромограмм в полученном диапазоне частот сформированных амплитудных спектров (в пределах от 2 до 125 Гц), и последующим прямым и модально-инверсионным накапливанием результатов частотного оценивания для получения спектрограмм распределения во времени энтропии амплитудно-частотного состава фронтов продольных отраженных волн от нефтегазосодержащих пластов в исследуемых разрезах;
- обработка массива спектрограмм частотного оценивания способом сейсморазведки ОГТ проводится путем ввода статических, кинематических поправок, различных видов преобразований и их оптимального накапливания, в результате формируют суммарные временные разрезы нормального распределения энтропийных эффектов спектральных составляющих фронтов продольных отраженных волн, по значениям которых определяют местоположение и рассчитывают основные параметры нефтегазовых залежей, в то же время возможно применение данного способа для обработки уже полученных временных разрезов ОГТ;
- использование любых типов наземных и скважинных источников возбуждения упругих колебаний, характеризуемых как последовательно, равномерно перемещаемые вдоль поверхности наблюдения или вдоль траектории глубин проходки бурением стволов скважин, воздействующих на среду на протяжении всего процесса возбуждения, многократно формирующего поля продольных отраженных, проходящих и других типов волн, позволяет осуществлять многократное накапливание сигналов, отождествляемых с эффектами энтропии спектральных составляющих фронтов продольных отраженных волн при одновременном достижении высокого суммарного эффекта излучаемой энергии упругих колебаний, достигающих удалений до 2-4 км от источников возбуждения;
- как предмет исследования, так и все виды преобразований, обработки и анализа волновых полей в способе осуществляются в частотной области с использованием методов спектральных преобразований и оцениваний Фурье, при этом, возможно применение ряда других методов, при условии, что они будут использованы на всех без исключения стадиях преобразования и анализа [5, 6].

Из известной научно-технической и патентной литературы авторам не известно о существовании технического решения с перечисленной совокупностью признаков. Это дает основание сделать вывод о соответствии заявляемого объекта критериям изобретения.

Способ осуществляется следующим образом.

Волновые поля, формируемые в процессе отработки профильных на поверхности наблюдения или скважинно-наземных вдоль траектории глубин проходки стволов скважин в процессе бурения, систем возбуждения, регистрируются на поверхности наблюдения для различных удалений от источников возбуждения, вдоль профилей сейсмоприемных регистрирующих систем, произвольно ориентированных на источники, протяженность и конфигурация которых определяется поисковыми задачами, сейсмогеологическими условиями и условиями проведения работ. На протяжении всего процесса возбуждения осуществляют регистрацию сейсмических колебаний для различных типов волн без ограничения длительности сейсмозаписей и частотного диапазона сигналов. Зарегистрированные сейсмозаписи преобразуются в импульсные сейсмограммы, например коррелируются с опорными сигналами при работе вибросейсмическими способами, накапливаются разрозненные воздействия. Полученные в результате импульсные сейсмограммы содержат в волновом поле годографы преимущественно продольных проходящих, отраженных и других типов волн, содержащих в форме своих сигналов эффекты энтропии спектральных составляющих, образующихся при взаимодействии залежей УВ и фронтов продольных проходящих и отраженных волн, распространяющихся через нефтегазосодержащие пласты с промышленными запасами УВ сырья. При этом регистрируют не собственно значения изменений амплитуд функций смещения на поверхности наблюдения, а их производные - значения изменения амплитуд скоростей смещения с соответствующими изменениями в амплитудно-частотных спектрах сейсмозаписей, что маскирует проявления эффектов энтропии в сейсмозаписях.

Для восстановления амплитудно-частотных составляющих функций смещения используется алгоритм монохроматической корреляции. Для этого исходные сейсмозаписи последовательно, для каждой реально представленной частоты спектра с учетом значения ее амплитуды, коррелируются оператором монохроматического преобразования. Результаты корреляции накапливаются с учетом реального веса каждой частоты преобразования. Шаг преобразования по частотам должен отвечать требованиям теоремы Котельникова в приложении к частотной области, что для диапазона частот от 2 до 65 Гц составит величину не менее 0.5 Гц. Собственно рабочий диапазон преобразования в каждом конкретном случае определяется полосой пропускания исходных амплитудно-частотных спектров по уровню сечения 0.1 максимальной амплитуды, что на практике составляет интервал от 8 до 70 Гц. Условно данная процедура может быть названа мультимонохроматическим преобразованием, а результаты корреляции - мультихромограммами, которые имеют амплитудно-частотный спектр восстановленных функций смещения.

Ввиду того, что эффекты энтропии отображаются не в форме сейсмических сигналов функции смещения, а в их амплитудно-спектральных характеристиках, волновые поля мультимонохромограмм трансформируются в частотно-временную область. Это достигается применением дифференциально-интегрального раздельного частотного преобразования сейсмозаписей мультихромограмм в сейсмозаписи, условно названные спектрограммами.

Дифференциальное преобразование заключается в последовательном, с использованием метода прямого и обратного быстрого преобразования Фурье, формировании частотограмм для каждой из полученных на мультихромограммах частот. Частотограммы представляют собой результат потрассового спектрального оценивания сейсмических записей в скользящем конечной длины окне анализа. Как и в случае мультимонохроматической корреляции диапазон частот анализа и шаг смещения должны соответствовать реальному диапазону частот (на практике от 2 до 65 Гц, формально от 2 до 125 Гц, шаг смещения по частоте не превышает 1 Гц). Отдельно необходимо обоснование смещающегося окна анализа для каждого значения анализируемой частоты. В соответствии с [5 и 6] его величина не может задаваться меньше длительности периода анализируемого значения частоты в случае Фурье анализа. В результате проведения дифференциальной стадии частотного анализа формируется массив частотограмм в исследуемом диапазоне, представляющих собой оценку изменения амплитуд отдельных частот во времени или спектральную плотность мощности отдельно взятой гармонической составляющей.

Интегральное преобразование заключается в проведении прямого и модально-инверсионного накапливания набора сформированных единичных частотограмм для реально полученного спектрального диапазона таким образом, чтобы те их них, значение частоты которых имеют угол пересечения с кривой обобщенной (суммарной) спектральной характеристики анализируемого волнового поля больше 90^o, суммировались без изменений, в случаях углов пересечения меньше 90^o, подвергались модальной инверсии, при которой из полученного массива значений спектральных оценок плотности мощности вычитается максимальное значение спектральной оценки волнового поля на данной частоте, а результат берется по модулю, что соответствует превращению спектральной в кепстральную составляющую. В результате такого накапливания получают аналогичный по объему массиву импульсных сейсмограмм - массив спектрограмм во временной области для каждого отработанного полевыми наблюдениями сейсмического профиля или профиля проходки глубин ствола скважины при бурении, представляющих собой распределение во времени и пространстве эффектов энтропии, составляющих волновое поле амплитудно-спектральных компонент продольных проходящих и отраженных волн. При этом максимальные значения интегральных частотных оценок на спектрограммах будут приурочены к временам регистрации отражений от нефтегазонасыщенных пластов в разрезе.

Сформированные спектрограммы для всей протяженности отработки профиля или траектории ствола скважины в целом служат информационной базой для проведения обработки данных после ввода статических и кинематических поправок общепринятыми методами, такими как метод общей глубинной точки (ОГТ), эллиптической развертки отражений (ЭРО), вертикального сейсмического профилирования (ВСП-ОГТ) и других применяемых для формирования временных разрезов и изображений среды во временных масштабах или анализа волновых полей по различным группировкам сейсмозаписей. То обстоятельство, что эффекты энтропии частотных составляющих фронтов продольных, отраженных волн составляют длительность во времени от 10 до 50 мс, позволяет выделять их по всей совокупности информации на любой из стадий процесса обработки, так как ввод статических и кинематических поправок и суммирование не приводят к их существенному подавлению или ослаблению. Задачей обработки при изучении эффектов энтропии продольных волн является выделение в зарегистрированных волновых полях аномальных областей с максимальными значениями, приуроченных к анализируемым волновым полям на любой из стадий обработки, представленных в виде временных разрезов ОГТ (накопленные, просуммированные сейсмограммы или временные разрезы). В силу этого возможно решение данной задачи при использовании в качестве исходного волнового поля временных разрезов ОГТ, полученных в результате проведения кинематической обработки. Очевидно, что при этом многократно снижаются затраты машинного времени на реализацию способа, но при этом необходимо учитывать, что результат анализа может содержать погрешности, вызванные погрешностями кинематической обработки.

Результаты обработки оформляются в видах и масштабах, принятых для отображения результатов сейсморазведки - временных разрезов и карт, структурных схем, вплоть до формирования трехмерного куба данных.

По наличию и геометрии распространения эффектов энтропии продольных отраженных волн вдоль линий профилей наблюдения проводят прямое обнаружение и определение границ простирания месторождений нефти и газа в исследуемых разрезах, по результатам раздельного частотного анализа и энергии выделенных сигналов аномалий оценивают такие характеристики залежи как эффективная толщина нефтегазосодержащих пластов и вязкость флюидов УВ, по значениям спектральной плотности мощности - о проницаемости и открытой пористости вмещающих пород. Точность определения зависит от погрешностей, которые могут быть внесены при проведении регистрации и обработке сейсмозаписей, поэтому этап обработки должен вносить минимальные искажения в распределение частот внутри выбранного диапазона преобразования и исследования.

Литература
1. Межбей В.И. Сейсморазведка методом общей глубинной точки. М.: Недра, 1973 г. 153 с. С ил.

2. Патент Российской Федерации N 2045079. Кл. G 01 V 1/00 Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений. Опубл. 20.03.95 г. Бюлл. N 27.

3. Патент Российской Федерации N 2105324 Кл. G 01 V 1/100 Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений. Опубл. 20.02.98 г., Бюлл. N 5.

4. Патент Российской Федерации N 2117317 Способ скважинной сейсморазведки для прямого прогноза нефтегазовых месторождений. Опубл. 20.03.1998 г., Бюлл. N 22.

5. Марпл. Спектральный анализ и его приложения. М.: Наука, 1990 г.

6. Корн Б.И. Спектральный анализ. М.: Мир, 1982 г.

Сущность: путем преобразования наблюденных волновых полей в функции распределения во времени смещений в частотной области мультимонохроматическим преобразованием и последующего проведения последовательного дифференциально-интегрального частотного преобразования выявляются аномальные области энтропийных эффектов спектрального состава фронтов продольных отраженных и проходящих волн, вызванных активным воздействием на волновые поля нефтегазовых залежей в разрезе. По наличию и геометрии распространения эффектов энтропии продольных отраженных волн вдоль линий профилей наблюдения проводят прямое обнаружение и определение границ простирания месторождений нефти и газа в исследуемых разрезах. По результатам раздельного частотного анализа и энергии выделенных сигналов аномалий оценивают такие характеристики залежи, как эффективная толщина нефтегазосодержащих пластов и вязкость флюидов УВ, по значениям спектральной плотности мощности судят о проницаемости и открытой пористости вмещающих пород. Технический результат: повышение достоверности способа.

Способ сейсморазведки для прямого поиска и изучения нефтегазовых месторождений по данным преобразования, обработки и анализа упругих волновых полей в частотной области, включающий многократное возбуждение продольных упругих колебаний произвольным типом источников, равномерно размещаемых на поверхности наблюдения вдоль линий профилей или вдоль траектории глубин проходки стволов скважин при бурении, заданную регистрацию сейсмических волновых полей в широком - не ниже 125 Гц - диапазоне частот, для равномерных систем наблюдения группами сейсмоприемников при различных удалениях точек приема от источников возбуждения, размещаемых вдоль линий профилей наблюдения, протяженность и геометрия которых определяются поисковыми задачами, условиями проведения работ и геологическим строением разреза, протяженностью интервалов регистрации годографов отраженных и проходящих волн - для удалений до 2 - 4 км от источников возбуждения, проводят для полученных сейсмозаписей выделение сигналов и формирование импульсных сейсмограмм путем расчета взаимно корреляционных функций с опорными сигналами, в случае использования вибросейсморазведки выполняют их накапливание на интервалах, не превышающих шаг смещения источников возбуждения, с соблюдением условия Δt = T_вид/4, где Т_вид - видимый период максимальной частоты спектра сигналов флюидных волн, Δt - допустимый сдвиг по времени между суммируемыми сейсмограммами, формируют для каждого отработанного полевыми наблюдениями профиля или ствола скважины массивы данных из сформированных импульсных сейсмограмм для всей совокупности источников, последовательно и равномерно перемещаемых вдоль поверхности наблюдения или вдоль траектории глубин проходки ствола скважины, при расположении их в пространстве соответственно: до местоположения контура нефтегазоносности исследуемых пластов или над нефтегазовыми пластами, внутри эпицентра контура простирания нефтегазовых месторождений или при расположении внутри флюидосодержащих пластов, после прохождения контура нефтегазоносности пластов вдоль профиля или глубже нефтегазопродуктивных пластов разреза, для широкого диапазона координат или глубин возбуждения, позволяющих обеспечить оптимальные удаления от границ контура нефтегазоносности или глубины залегания нефтегазовых пластов от источников возбуждения волновых полей, на величину, заведомо превышающую величину шага смещения источников возбуждения, отличающийся тем, что по сформированному массиву импульсных сейсмограмм для отработанного профиля или ствола скважины в целом проводят интегрирование сейсмозаписей с использованием согласованной мультимонохроматической корреляции внутри реально зарегистрированных спектров сейсмозаписей в диапазоне частот 2 - 125 Гц, с шагом преобразования не ниже 0,5 Гц, по всему времени регистрации с взвешенным в соответствии с обобщенной (суммарной) спектральной характеристикой исходных сейсмозаписей волновых полей, накапливанием взвешенных результатов корреляции и формированием полей распределения во времени функций смещения, условно мультихромограмм, на которых восстановлены истинные соотношения частот упругих колебаний по сравнению с исходными волновыми полями, представленными функцией распределения скорости смещения, для всего массива полученных мультихромограмм осуществляют разложение сейсмозаписей для сформированного частотного диапазона в наборы отдельных частотограмм, рассчитанных с шагом не ниже 1 Гц для каждой частоты реального диапазона исходного амплитудно-частотного спектра (в пределах 2 - 125 Гц) с использованием метода спектрального оценивания Фурье, формируют массивы частотограмм, содержащих во временной области трассодискретные определения отдельной исследуемой частотной составляющей упруго волнового поля функции смещений, выполняют прямое и модально-инверсионное накапливание набора сформированных единичных частотограмм для реально полученного спектрального диапазона таким образом, чтобы те из них, значение частоты которых имеют угол пересечения с кривой обобщенной (суммарной) спектральной характеристики анализируемого волнового поля больше 90^o, суммировались без изменений, в случаях углов пересечения меньше 90^o - подвергались модальной инверсии (из массива значений вычитается максимальное значение оценки волнового поля на данной частоте, а результат берется по модулю - что соответствует получению кепстральной составляющей), в результате получают аналогичный по объему массиву импульсных сейсмограмм массив спектрограмм во временной области для каждого отработанного полевыми наблюдениями сейсмического профиля или профиля проходки глубин ствола скважины при бурении, представляющих собой распределение во времени и пространстве эффектов энтропии, составляющих волновое поле спектральных компонент продольных проходящих и отраженных волн, для которых характерна приуроченность к фронтам отраженных волн от нефтегазосодержащих пластов и совпадение кинематических признаков, динамика которых будет зависеть от таких характеристик залежей, как эффективная мощность залежи, пористость, проницаемость пластов и вязкость насыщающих флюидов УВ, обрабатывают спектрограммы, сформированные на основе использования массивов импульсных сейсмограмм, также как и исходные сейсмозаписи, для которых проводят расчет и ввод статических и кинематических поправок, различные виды преобразований и фильтраций, осуществляют накапливание способами ОГТ, ЭРО для профильных или ВСП-ОГТ для скважинно-наземных наблюдений, формируют временные разрезы нормального распределения энтропийных эффектов спектрального состава фронтов продольных отраженных волн, по значениям которых судят о местоположении и основных характеристиках нефтегазовых месторождений в плоскости исследуемого профиля, местоположении водо- и нефтегазонасыщенности, закономерностях простирания по латерали и сейсмогеологических условиях залегания залежей УВ, причем допустимо применение данного способа сейсморазведки к волновым полям временных разрезов ОГТ, сформированных в результате кинематической обработки.