СПОСОБ СКВАЖИННОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ Российский патент 2007 года по МПК G01V1/40 

Скважинная сейсморазведка применяется для изучения строения и физических свойств геологического разреза по стволу скважины и в ее окрестности. Технология работ этим методом состоит в том, что вначале на геофизическом кабеле в скважину опускается зонд, в котором размещены датчики (сейсмоприемники), на заданную глубину или до забоя скважины (фиг.1). Затем на поверхности или в специальной скважине производят возбуждение (например, взрывы тротила) сейсмических колебаний, которые регистрируются сейсмоприемником, размещенным в зонде. По окончании регистрации зонд перемещается в скважине на новую точку, отстоящую от предыдущей на расстояние Dx, и измерения повторяются, т.е. снова производится возбуждение колебаний, регистрация их датчиками зонда, после регистрации зонд перемещается на расстояние Dx и т.д. Суть изобретения состоит в способе расчета интервала Δх между точками наблюдения.

В настоящее время при наблюдениях методом скважинной сейсморазведки интервал между точками наблюдения в скважине [1] (стр.62) задается так же, как при наземной сейсморазведке [2] (стр.438). В наземной сейсморазведке сейсмоприемники устанавливают на поверхности на равных расстояниях Δх один от другого и возбуждение колебаний производят также на поверхности или в специальной скважине. Расстояние Δх выбирают таким, при котором можно уверенно проследить одни и те же фазы полезных волн на записях, зарегистрированных в соседних точках наблюдения. При этом сдвиг между фазами Δt должен быть не более половины видимого периода Т на записях колебаний (фиг.2а), т.е.

При этом создается возможность уверенной корреляции (отождествления) волн на записях. Наоборот, при Δt>T/2 возникает опасность потери корреляции. Поэтому в средних условиях нужно добиваться выполнения соотношения Δt≈Т/2. Отсюда, учитывая закон кажущихся скоростей, определим Δх

ΔХ=V*_*Т/2, где V* - кажущаяся скорость.

Отметим, что при наземных наблюдениях не регистрируются волны, распространяющиеся вниз (нисходящие волны), а только волны, распространяющиеся вверх - из недр (восходящие волны), которые образуются в результате отражения на геологических границах нисходящих волн. При наблюдениях в скважине, в отличие от наземных, регистрируются как восходящие волны, так и нисходящие. На фиг.3 нисходящие волны обозначены символом Н, а восходящие символом В. К нисходящим волнам относится прямая волна, образующаяся в пункте возбуждения, а также волны, образующиеся в результате отражения восходящих волн на вышележащих геологических границах. Для изучения характеристик восходящих и нисходящих волн, зарегистрированных в скважине, необходимо выполнить процедуру, которая разделяет поля восходящих и нисходящих волн. Для изучения характеристик восходящих волн, зарегистрированных на поверхности, эта процедура не нужна, поскольку при наземных наблюдениях нисходящие волны не регистрируются. В этом принципиальное отличие данных, зарегистрированных при поверхностных и скважинных наблюдениях. Это отличие и является причиной того, что способ задания интервала наблюдения, принятый при наземных наблюдениях [2], не приемлем для выбора интервала наблюдения при скважинных наблюдениях. Покажем это на следующем примере.

Рассмотрим на фиг.2б фрагмент записи синтетического (т.е. рассчитанного для реальной модели геологической среды) волнового поля, изображенного на фиг.3а. Эта фигура показывает, что интервал наблюдения в скважине по глубине Dx=10 м выбран с соблюдением условия (1). По этой же модели рассчитано волновое поле с интервалом наблюдения Dx=5 м (фиг.3б), также удовлетворяющего условию (1). Далее выполним процедуру разделения полей восходящих и нисходящих волн. Перед выполнением этой процедуры обычно рассчитываются двумерные спектры исходных волновых полей, т.е. исходные волновые поля из плоскости Н-Т, т.е. «глубина - время» преобразуются в плоскость F-К, т.е. «частота - волновое число». В плоскости F-К определяются области, в которых поля восходящих и нисходящих волн выделяются наиболее полно и без помех. Эти двумерные спектры исходных волновых полей представлены на фиг.3в и 3г, где видно, что волновое поле четко разделяется на отдельные области. В левом квадранте плоскости F-К отображено поле восходящих волн, а в правом - нисходящих и которые обозначены следующим образом:

ОНВ - область нисходящих волн;

ОВВ - область восходящих волн;

ОЗЧ - область зеркальных частот.

Сравнение спектров на фиг.3в и 3г показывает, что на фиг.3в, где изображен двумерный спектр волнового поля, рассчитанного с шагом 10 м, на область полезных восходящих (отраженных) волн накладываются помехи в виде составляющих спектра зеркальных частот. На фигуре достаточно отчетливо видно, что помехи эти ограничивают спектр полезных волн областью частот до 50 Гц. Такое ограничение спектра резко снижает эффективность метода ВСП при изучении тонкослоистых геологических сред. Это можно без труда увидеть на фиг.4а и 4б. Появление помех явилось следствием того, что интервал между точками наблюдения - 10 м, не соответствует параметрам разреза. В то же время, как отмечалось выше, этот интервал удовлетворяет условию (1). На двумерном спектре (фиг.3г), соответствующем волновому полю, рассчитанному с шагом 5 м (фиг.3б), область, содержащая составляющие зеркальных частот, не видна. Отсюда следует вывод о том, что предложенная в [1, 2] методика определения интервала между точками наблюдения не приемлема для метода скважинной сейсморазведки.

Наиболее близким по техническому решению является способ, предложенный в [3]. Здесь интервал наблюдения предлагается определять на основе частоты F в спектре сигнала и минимальной скорости в разрезе - Vmin

Очевидно, F параметр, который относится к технической характеристике регистрирующей аппаратуры и не может служить характеристикой геологического разреза. Поэтому величина Dx, определяемая из условия (2), часто не имеет физического смысла. Покажем это на следующем примере. Вполне реальная ситуация, когда минимальная пластовая скорость в геологическом разрезе Vmin=2000 м/с и частота регистрации сейсмических колебаний F=1000 Гц, тогда шаг наблюдения по глубине Dx, вычисляемый по формуле (2), будет равен

Dx=2000/(2·1000)=1 м.

Наблюдения с таким шагом не всегда технически осуществимы, поскольку длина одного прибора, из которых состоит зонд, часто бывает более одного метра, кроме того, это приводит к получению избыточной информации, неоправданным материальным затратам и увеличению времени выполнения работ. Поэтому здесь же в [3] рекомендуется применять при скважинных исследованиях расстояние между точками наблюдения Dx в диапазоне 5-25 м, не обращая внимания на формулу (2).

В предлагаемом изобретении предлагается определять интервал наблюдения по глубине скважине подобно тому, как это делается при дискретизации временных функций. При дискретизации временных функций, в частности непрерывной временной функции, описывающей процесс сейсмических колебаний во времени, априори имеется информация о самой высокой частоте Fгр, содержащейся в этой функции. Тогда интервал дискретизации Δt этой функции определяется по формуле [4]

Δt←1/(2_*Fгp),

т.е. на один период Т колебаний с самой высокой частотой Fгp должно попадать не менее 2-х интервалов дискретизации, поскольку известно [3], что Т=1/Fгp, т.е Т/Δt=2.

Отметим здесь и следующий факт. Информация о самой высокой частоте Fгp, регистрируемой при сейсморазведке, и соответствующий ей шаг дискретизации Δt, в том числе и при скважинной сейсморазведке, установлена эмпирически и не всегда является оптимальной с точки зрения экономической и технической.

Теперь рассмотрим аналогичную ситуацию в пространственной области. В этом случае одному периоду колебаний во времени Т ставится в соответствие интервал, равный длине волны λ в пространстве (в нашем случае по глубине скважины). Длина волны в этом случае играет роль периода в пространственной области. Для определенности будем полагать, что минимальному периоду колебаний во времени соответствует минимальная длина волны в пространстве. Тогда интервалу дискретизации сейсмических колебаний во времени, равном половине периода самой высокой частоты, будет соответствовать интервал дискретизации в пространстве, равный половине длине волны λ/2. Т.е. для уверенного выделения объекта (пласта) в геологической среде необходимо, чтобы мощность (толщина) его Dh была не менее одной длины волны λ сейсмических колебаний. Таким образом, интервал между точками наблюдения в скважине Dx и временной интервал дискретизации Δt предлагается определять исходя из минимальной мощности выделяемого пласта Dh и априори известной максимальной скорости Vмах в разрезе конкретного геологического района (обычно определяемой другими методами исследования разреза в скважине) с учетом следующих зависимостей:

Dx←Dh/2 и Δt←Dx/Vмах,

а не техническими параметрами аппаратуры, которые задаются при ее разработке на основе экспериментальных данных.

Источники информации

1. Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование. Москва, «Недра», 1982. (стр.62).

2. Гурвич И.И Сейсмическая разведка. М., Гостоптехиздат, 1960. (стр.438).

3. Mari J.L., Coppens F. Well seismic surveying. Paris, Editions Technip. 2003. (p42).

4. Хемминг Р.В. Цифровые фильтры. Перевод с англ., Москва, «Недра» 1987. (стр.137).

Изобретение относится к скважинной сейсморазведке и может быть использовано для изучения строения и физических свойств геологического разреза в околоскважинном пространстве, выявления нефтегазовых залежей. Способ включает спуск зонда с датчиками на заданную глубину, возбуждение сейсмических колебаний вблизи поверхности и регистрацию сейсмических колебаний в скважине. Шаг дискретизации по времени задается не более чем вычисляемый из условия Dt←Dx/Vmax. Технический результат: повышение достоверности обнаружения, повышение точности, детальности определения и изучения строения и физических свойств геологического разреза в околоскважинном пространстве. 4 ил.

Способ скважинной сейсморазведки, включающий спуск зонда с датчиками-сейсмоприемниками на заданную глубину или до забоя, возбуждение сейсмических колебаний вблизи поверхности, регистрацию сейсмических колебаний в скважине в точках, отстоящих на равных расстояниях друг от друга, отличающийся тем, что расстояние между точками регистрации Dx выбирают не больше половины минимальной толщины пласта, слагающего разрез, а шаг дискретизации по времени Dt задают не более, чем вычисляемый из условия:

Dt<=Dx/Vмах,

где Vмах - максимальная пластовая скорость в регионе проведения работ.