СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ И ОТОБРАЖЕНИЯ ФИГУРЫ ГАЗОНЕФТЯНОЙ ЛОГ-ТРУБКИ Российский патент 2010 года по МПК G01V11/00 G06T17/50 

Изобретение относится к электромагнитным методам геофизических исследований земной коры и может быть использовано при глубинных зондированиях при поисках и разведке месторождений нефти и газа, в частности оно относится к геофизической разведке нефтяных и газовых месторождений при поисках нефтегазовых месторождений, а также при использовании способов гравиразведки с оператором полного нормированного градиента ПНГ. Изобретение также используют в геофизической разведке нефтяных и газовых месторождений при прямых поисках нефтегазовых месторождений.

Предложенные способы являются технологиями обработки и совместного (суммарного) представления данных измерений геофизических полей, которые применяют для обнаружения и оконтуривания газонефтяных площадей как шельфа морских акваторий, так и территории континентальной суши в процессе проведения геолого-геофизических исследований.

Изобретение также может использоваться в способах обнаружения, оконтуривания и отображения геологического строения сред.

Известен способ «гонг» - гравитационное обнаружение нефти и газа, основанное на смене гравитационного поля (см. статью А.В.Михальцев, И.Н.Михайлов, Б.В.Ермаков, С.А.Федотов (ВНИИгеофизика), А.Г.Будагов (МПР России), М.И.Лоджевский (центр "ГЕОН"), А.А.Никитин (МГГА) «Роль геофизических методов исследования в поисках ресурсов нефти и газа в московской области», который позволяет выделить амплитуду поля, которая имеет отрицательный знак, за счет уменьшения плотности пород по оси субвертикальной трубки, и положительный знак - по краям аномалии, отражающим локальный кольцевой вал горных пород. Однако он использует только нормированное гравитационное поле, что не дает возможности на основе суммирования безразмерных величин использовать суммирование градиентов других полей как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях.

Поскольку близкого прототипа способа обнаружения и оконтуривания на основе суммирования градиентов нескольких полей как в горизонтальной, так и в вертикальной плоскостях для определения вертикальных энергетических зон-каналов земли в публикациях не имеется, рассмотрим наиболее близкие известные методы, с помощью которых производится сбор геофизической и геологической информации. Известно изобретение «Способ геоэлектроразведки», патент RU 2076343, опубл. 1997.03.27, МПК G01V 3/12, состоящий в измерении вертикальной и горизонтальной компонент электромагнитного поля с учетом площади расстановки приемников.

Изобретение позволяет повысить эффективность геоэлектроразведки за счет возможности учета аномальных составляющих электрического и магнитного полей, однако не учитывает влияние неоднородности, которое проявляется достаточно слабо по типу "однократных отражений", или интенсивное взаимодействие полей от неоднородности и вмещающей среды, требующее описания их через полные выражения, содержащее различные "мультипольные моменты".

Известно изобретение «Способ геоэлектроразведки с фокусировкой электрического тока (ВАРИАНТЫ), патент RU 2279106, опубл. 2006.06.27, МПК G01V 3/06, включающее расчет нормированных электрических параметров, на их основе определяют три электрофизических параметра, по которым строят три разреза. Изобретение позволяет обеспечить возможность разделения параметров электропроводности и вызванной поляризации, а также возможность определения постоянной времени спада разности потенциалов вызванной поляризации. Однако получают лишь суммарные сведения о всех элементах строения исследуемой среды, регистрируют сопротивление объема всех геологических объектов исследуемой среды, в которой развивается электрическое поле источника тока, но если измеряют в точках наблюдения в паузах между импульсами тока первые и вторые осевые разности потенциалов, то результат измерений подвержен искажающему влиянию приповерхностных геологических неоднородностей в трехмерно-неоднородных средах.

Известно изобретение «Гравиметрический способ квазиособых точек», патент RU 2094830, опубл. 1997.10.27, МПК G01V 7/00, G01V 9/00, включающий измерения силы тяжести, вычисление и анализ амплитудного спектра, расчет размерной величины по координатам источников аномалии для определения размера ячейки, использование для анализа аномалии графика функции полного нормированного градиента гравитационного полая с учетом определенной (найденной) оси аномалии, определение особенности микрорельефа субгоризонтальной границы и субвертикальный контакт интерпретируемой (оконтуриваемой) зоны с учетом нормированного градиента зоны. Изобретение позволяет повысить геологическую эффективность и точность результатов одновременно с возможным сокращением объема обработки и интерпретации. Однако не обеспечивает единого формализованного подхода к количественной интерпретации экстремальных зон, прослеженных и идентифицированных в различных вариантах трансформированных полей, а также не использует сумму безразмерных градиентных величин различных полей как индикатор газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши.

Известно изобретение «Способ поиска залежей углеводородов», патент RU 2194293, опубл. 2002.12.10, МПК G01V 11/00, включающий измерение магнитных и гравитационных полей, определение отрицательных значений амплитуд аномалий магнитного и гравитационного полей и выбор места бурения в центральной (положительной) зоне аномалий. Изобретение позволяет сократить затраты путем уменьшения объема бурения и установления новых перспективных на углеводородное сырье участков фундамента в зонах, однако не использует сумму безразмерных градиентных величин различных полей как индикатор газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши.

Наиболее близким к заявленному способу является изобретение «Способ обработки морских магнитных градиентных данных и способы поисково-разведочных работ с использованием этих данных», заявка RU 2005121566, опубл. 2006.01.20, МПК G01V 3/165, который включает получение необработанных магнитных градиентных данных, определение тренда градиента, который вычитают из необработанных магнитных градиентных данных для получения скорректированных градиентных данных, расчет и оценка градиента отклонения (для определения полосы фильтрации), вычисление разности между магнитными сигналами в разных точках измерения, нормирование разности необработанных магнитных градиентных данных, на расстояние между выбранными точками измерения, интегрирование, т.е. сшивка по разным характеристикам, корректировка градиентных данных в данные общей характеристики магнитного поля и применение фильтра по выбранной характеристике к данным интегрированной общей характеристики магнитного поля для получения выходных данных. Однако не использует сумму безразмерных градиентных величин различных полей как индикатор газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши, что не позволяет сопоставить роли и значимости различных по своей природе геофизических полей на основе частичной фильтрации градиентных полей и выделить полосы разломов в «чистом виде».

До настоящего времени для обнаружения газонефтяных площадей шельфа чаще всего применяли вертикальное градиентное гравитационное поле. Однако все известные методы не позволяют оконтуривать и изображать в «реальном» масштабе вертикальные энергетические зоны Земли.

Требуется сформировать на основе реальных данных «частично виртуальное изображение» локальной объединенной градиентной зоны-каналы (лог-зоны)-трубки, без чего существенно усложняются геолого-разведывательные работы газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши. Данная задача может быть решена только при использовании горизонтального градиента гравитационного поля совместно с горизонтальным градиентом магнитного поля и градиентом сейсмического временного поля в вертикальной плоскости. Для их совместного использования требуется производить суммирование безразмерных величин, позволяющих выстроить данное «виртуальное» изображение, т.е. совместное (суммарное) представление данных измерений нормальных геофизических полей с выделением из суммарного поля локальных объединенных градиентных зон (лог-зон).

Предложенное техническое решение позволяет повысить надежность и точность выделения и оконтуривания перспективных нефтегазоносных месторождений или отдельных их проявлений для газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши. В частности, позволяет сформировать изображения локальной объединенной градиентной зоны (лог-зоны) или трубки, сопоставить роли и значимости различных по своей природе геофизических полей на основе частичной фильтрации градиентных полей, выделить полосы разломов в «чистом виде».

Для выполнения поставленной технической задачи требуется, в свою очередь, на основе суммирования безразмерных градиентных величин использовать эту сумму как индикатор газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши

Данный технический результат достигается следующим образом.

В способе обнаружения и оконтуривания газонефтяных площадей шельфа морских акваторий и континентальной суши, осуществляемом на основе локальных объединенных градиентных зон (лог-зон) геофизических полей, выполняют следующие действия: измерение нормированного гравитационного поля с выделением амплитуды поля с учетом положительных и отрицательных знаков по оси и в краевых зонах аномалии, определение градиентных зон, нормирование данных на расстояние между выбранными точками измерения с использованием диапазона фильтрации градиентов, определенного путем измерения разности характеристик градиентных полей, интеграцию (сшивку) градиентных зон. Предложенный способ отличается тем, что измеряют нормальные магнитное, и/или гравитационное, и/или сейсмическое, и/или естественное электрическое геофизические поля (N_i) на основе наземных-, или аэро-, или космической съемок, при этом определяют размерный градиент каждого геофизического поля, для чего разбивают площадь на систему элементарных размерных ячеек для магнитного и гравитационного и/или естественного электрического полей - в горизонтальной плоскости и для сейсмического временного поля - в вертикальной плоскости, находят в ячейке размерную величину градиента (ψ_i) каждого геофизического i-поля, где ψ_i=dN_i/Ah, причем dr - пространственная координата потенциального поля, ячейки. Затем исключают ячейки одинаковых по величине (ψ_i) нормальных полей, выделяют краевые зоны ячеек полей независимо от их знака и на основе полученных величин (N_i) нормальных геофизических полей, используя сравнительный дифференциальный анализ величин поля в рассматриваемой ячейке площади и в ячейках ее окружающих, переводят (пересчитывают) размерные градиенты (ψ_i) полей в безразмерные величины градиентов этих полей (Ω_i), рассчитанных как отклонение величины поверхностного градиента (ψ_i) ячейки от его среднего значения (ψ_{i cp}) и нормированного, на среднеквадратичное отклонение случайной величины градиента (σ_i) данного поля, для магнитного и гравитационного полей или для сейсмического поля - в горизонтальной плоскости или вертикальной плоскости соответственно, и равную

Ω_i={(ψ_i-ψ_{i ср})/σ_i}, где

Ω_i - безразмерная величина градиентов данного поля в i-й ячейке,

ψ_i - текущее значение поверхностного градиента i-й ячейки,

ψ_{i cp} - среднее арифметическое значение случайной величины градиента ψ_i, рассчитанное как ψ_icp=(1/n)Σ_i=1 ⁿψ_i (это среднее значение поверхностного градиента i-й ячейки),

σ_i - среднее квадратичное отклонение случайной величины значения Т, i-го поля, рассчитывают как σ_i={(1/n)Σn_I=1(ψ_i-ψ_{i cp})²}^0,5 (среднеквадратичное отклонение случайной величины градиента данного поля в i-й ячейке).

Причем размерные градиенты полей в горизонтальной плоскости для магнитного поля ψ_Mi рассчитывают в единицах нТ/м, для гравитационного поля ψ_Gi - в единицах мГ/м, а в вертикальной плоскости для сейсмического временного поля ψ_ci - в единицах с/м, суммируют (объединяют) безразмерные градиенты полей (Ω_Σi), получая объединенные величины безразмерных градиентов геофизических полей (Σ_i Ω_i) только в горизонтальной плоскости, нормируют градиенты геофизических полей на выбранный «опорный» (эталонный) градиент поля как для каждого i-го градиентного поля (Ω_Σi), так и для объединенного градиентного поля (Ω_Σi), с использованием диапазона фильтрации (Ω_if) градиентов каждого (Ω_i) и объединенного (Ω_Σi) градиентных полей,

при этом

Ω_Σi=Σ_iΩ_i(ψ_icp/ψ_{i cp}/ψ_{i0 cp}),

где ψ_{i cp} - среднее арифметическое значение случайной величины градиента i-го,

ψ_{i0 cp} - среднее арифметическое значение случайной величины градиента i0-го «опорного» поля.

Далее объединяют распределение значений безразмерных градиентов геофизических полей в горизонтальной плоскости и/или безразмерных градиентов геофизических полей в горизонтальной плоскости и безразмерных градиентов сейсмического временного поля в вертикальной плоскости и по результатам расчетов безразмерных градиентов геофизических полей делают вывод о наличии или отсутствии нефтегазоносных площадей и степени нефтегазоносности площади на основе объединенного градиента поля. В указанном способе обнаружения и оконтуривания при суммировании (объединении) безразмерных градиентных полей

(Ω_Σi) принимают сумму (объединенные величины) градиентов полей (Ω_Σi) равной нулю в случае, если один из составляющих суммы градиентов полей в ячейке площади (Ω_i) равен нулю (для четкого выделения лог-зон). В указанном способе обнаружения и оконтуривания могут при нормировании градиентов геофизических полей на выбранный «опорный» (эталонный) градиент поля, как для каждого i-го градиентного поля (Ω_i), так и для объединенного градиентного поля (Ω_i), использовать диапазон фильтрации (Ω_if) градиентов каждого (Ω_i) и объединенного (Ω_Σi) градиентных полей, определенный путем измерения разности (Ω_i-Ω_if) и (Ω_Σi-Ω_if),

где:

Ω_i - i-e градиентное (безразмерное) поле;

Ω_if - диапазон частичной фильтрации градиентного поля;

Ω_Σi - объединенное (сумма) градиентное безразмерное поле;

Ω_if - диапазон частичной фильтрации объединенного градиентного поля.

Также в указанном способе обнаружения и оконтуривания в случае обобщения двух полей - магнитного и гравитационного, коэффициент нормирования принимают за единицу, т.е.

ψ_icp/ψ_{i0 ср}=1.

В настоящее время установлено, что для газонефтяных участков характерно наличие в разрезе пород шельфа субвертикальных трубок, с явным или неявным наличием отверстий - дырок, с возможным их заполнением разрушенными коренными породами. Этим субвертикальным трубкам соответствуют локальные объединенные градиентные зоны (лог-зоны) магнито-гравитационного поля. Данная концепция опубликована в Российском геофизическом сборнике РАН, вып.36, 2005 (статья: Пшеничный Г.А., Матвеев Ю.И., Каминский Е.Ю. «Концепция локальных обобщенных градиентных зон - трубок геофизических полей при оценке перспектив нефтегазоносности шельфа Баренцева моря», и статья: Пшеничный Г.А., Каминский Е.Ю. «Выявление нефтегазоносных площадей шельфа Баренцева моря на основе технологии локальных обобщенных градиентных зон-трубок геофизических полей»).

Известно, что система разнообразных геофизических полей как особой формы материи представляет собой общее физическое поле Земли и околоземного пространства. К геофизическим полям относятся: магнитное силовое поле, действующее от тел, обладающих магнитным моментом; гравитационное поле силы тяжести; электрическое силовое поле взаимодействующих зарядов; геотермическое поле теплового потока, идущего из недр Земли; геодинамическое поле сил сжатия, растяжения и кручения; сейсмическое поле упругих колебаний горных пород земной коры; поле ядерных излучений, представленное солнечным и земным потоками ядерных частиц и квантов и др. Согласно теории поля общими характеристиками геофизических полей являются перенос количества энергии, а также их пространственно-временная дифференциация. Любое геофизическое поле на определенном малом участке может считаться однородным, и тогда энергия (работа) А по переносу частицы (заряда) зависит от разницы между начальными (r₁) и конечными (r₂) пространственными координатами потенциального поля U, т.е. A=U(r₁)-U(r₂). Потенциал однородного поля удовлетворяет уравнению Лапласа, когда вторые производные потенциала U равны нулю. Градиент поля есть вектор, указывающий направление максимального по скорости изменения того или иного потенциала поля от одной ячейки (точки) пространства к другой. Градиент потенциала того или иного поля называется напряженностью этого поля. Для нахождения скалярных полей используется производная по направлению максимального изменения скалярного поля, т.е. величина градиента. Изменение векторного поля характеризуется, во-первых, скаляром дивергенции (расхождением) поля, которая в свою очередь отображает изменение интенсивности поля, и, во-вторых, вихрем (ротором) поля, который представляет компоненту вращения векторного поля (поле кручения или торсионное поле).

Краевые градиентные зоны геофизических полей - это зоны, в которых нарушается их однородность и потенциальность (rotU≠0), т.е. первые и вторые производные по потенциалу и координатам не равны нулю (ΔU≠0). В краевых зонах, помимо нормальной составляющей, действует тангенциальная составляющая вектора поля. Индикаторами краевых градиентных зон геофизических полей являются области пространства формирования зарядов противоположного знака на очень малых расстояниях с изменением знака напряженности поля. Наличие субвертикальных трубок, многие из которых выходят на поверхность дна шельфа морских акваторий, не является редкой геоморфологической структурой Земной Коры. Геоморфологические данные и данные сейсмического профилирования, проведенные в последнее время на шельфах северных морей, указывают на наличие многочисленных субвертикальных зон деструкции. Локальные обобщенные градиентные зоны геофизических полей приурочены к вертикальным каналам (трубкам) газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Техническое решение иллюстрируется следующими чертежами и графиками.

Фиг.1 - магнитное нормальное поле.

Фиг.2 - гравитационное нормальное поле.

Фиг.3 - безразмерное обобщенное ΩΣi градиентное магнито-гравитационное поле.

Фиг.4 - градиенты полей

«а» - вертикальный градиент поля,

«б» - горизонтальный градиент поля.

Фиг.5 - выделение протяженных градиентных полос разломов при фильтрации Ω_f=(-0,75÷+0,75)ΩΣi.

Фиг.6 - результаты по региону Штокмановского ГКМ с лог-зонами и одним из разломов по данным градиентно-магнитного поля:

«а» - без фильтрации,

«б» - с фильтрацией.

Фиг.7 - выделение лог-зон газонефтяных площадей шельфа Баренцева моря по данным объединенного градиентного магнито-гравитационного поля.

Фиг.8 - оконтуривание лог-зон газонефтяных площадей шельфа Баренцева моря по данным объединенного градиентного магнито-гравитационного поля.

Фиг.9 - исходные данные (карты изолиний) нормального магнитного поля для континентальной суши.

Фиг.10 - исходные данные (карты изолиний) нормального гравитационного поля для континентальной суши.

Фиг.11 - объединенное градиентное поле ОГП - карта ОГП с выделенными лог-зонами.

Фиг.12 - объединенное градиентное поле ОГП - карта ОГП с рекомендациями дальнейших сейсмических и геолого-разведочных буровых работ.

Для раскрытия сущности предложенного способа следует рассмотреть два примера его реализации, первый соответствует условиям шельфа морских акваторий (на примере шельфа Баренцева моря и Штокмановского газоконденсатного месторождения), а второй - условиям континентальной суши. Предложенный способ осуществляют следующим образом.

Пример 1. В условиях шельфа морских акваторий.

Предложенный способ осуществляют с использованием исходных нормальных геофизических полей для выявления лог-зон газонефтяных площадей шельфа. Проиллюстрируем его на примере шельфа Баренцева моря и региона Штокмановского ГК-месторождения.

Осуществляют компьютерную обработку карт нормальных геофизических полей. В условиях шельфа Баренцева моря использовали карты аэромагнитного (масштаба 1:2500000, 1982 г.) и гравитационного (масштаба 1:1500000) полей. Исходные нормальные, в размерном виде магнитометрическое поле (от -300 до +300 нТ) и гравиметрическое поле (от -30 до +70 мГ) показаны на фиг.1 и 2 соответственно.

Для определения размерного градиента каждого геофизического поля разбивают площади исследуемого участка на систему элементарных ячеек. Для конкретных условий шельфа Баренцева моря размер ячейки выбран 1,5 км на 1,5 км, что для шельфа площадью 272 тыс.км² дает порядка 2 млн. ячеек. Такой размер ячейки примерно на порядок меньше размера лог-зоны, составляющего 10-20 км, но на порядок больше реальных геоморфологических размеров зон-каналов, диаметр которых на шельфе составляет обычно 100-500 метров. При этом для магнитного и гравитационного и/или естественного электрического полей - в горизонтальной плоскости и для сейсмического временного поля - в вертикальной плоскости.

Находят градиентное поле в размерных единицах. Для этого находят в ячейке размерную величину градиента (ψ_i) каждого геофизического i-поля, где ψ_i=dN_i/dr, при этом

r₁ и r₂ - это разницы между начальными и конечными пространственными координатами потенциального поля, за которое принимают ячейку.

Градиент каждого из используемых геофизических полей (i) - отыскивается (например, с помощью программы ER Mapper) на основе сравнительного дифференциального анализа величин поля в рассматриваемой ячейке исследуемой площади и в ячейках ее окружающих. Размерная величина градиента для каждого физического i-поля обозначена через символ ψ_i=dN_i/dr. В случае градиентного магнитного поля величина этого поля меняется от -200 нТ/м до +200 нТ/м, а в случае градиентного гравитационного поля она находится в пределах от -30 мГ/м до +70 мГ/м.

Находят градиентное поле в безразмерных единицах. Показатель частоты проявления градиентного i-поля определяется из результатов нормирования отклонения величины поверхностного градиента от его среднего значения. Обозначая среднее значение градиента для каждого физического i-поля через ψ_icp., осуществляют преобразование размерных горизонтальных градиентов ψ_i i-поля в безразмерный вид Ω_i. Это осуществляется следующим образом:

Ω_i={(ψ_i-ψ_{i cp})/σ_i}, где σ_i={(1/n)Σ_nI=1(ψ_i-ψ_{i cp})²}^0,5 - среднее квадратичное отклонение случайной величины значения ψ_i i-го поля,

ψ_icp=(1/n) Σ_i=1 ⁿ ψ_i - среднее арифметическое значение случайной величины градиента ψ_i. Величина безразмерного параметра (Ω_im-Ω_f) изменяется в пределах от -2 до +2 единиц при фильтре ±0,1 единиц для магнитного поля и параметра (Ω_ig-Ω_f) в пределах от -3,5 до +3,5 единиц при фильтре ±0,5 единиц для гравитационного поля.

Суммируют и нормируют безразмерные параметры градиентных полей. В общем случае сведение нескольких градиентных i-полей к одному обобщенному градиентному полю осуществляют путем суммирования значений Ω_i градиентов группы i-полей, т.е. ΩΣ_i=Σ_i Ω_i, и нормирования слагаемых градиентных полей на выбранное («опорное») градиентное поле (см. Фиг.3). Таким образом:

ΩΣ_i=Σ_iΩ_i(ψ_{i cp}/ψ_{i0 cp}), где ψ_{i ср} и ψ_{i0 cp} - средние арифметические значения случайной величины градиента i-го и "опорного" полей. В нашем случае обобщения двух полей (магнитного и гравитационного) коэффициент нормирования принят за единицу, т.е. ψ_{i ср}/ψ_{i0 ср}=1.

Объединяют безразмерное градиентное поле Ω_Σi, найденное на основе суммирования безразмерных градиентных магнитного Q_im и гравитационного Q_ig полей, показано на фиг.4. Величина обобщенного безразмерного параметра Ω_Σi находится в пределах от -4 до +5 единиц.

Выделяют протяженные градиентные полосы разломов при фильтрации

Ω_t=(-0,75÷+0,75)ΩΣ_i (см. Фиг.5), на основании которых делают вывод (см. Фиг.6 - а и б).

Выделение локальных обобщенных градиентных зон (лог-зон), связанных с газонефтяными залежами шельфа, производилось вручную, путем устранения градиентных полос, связанных с краевыми зонами разломов. Для этих целей отфильтровывалась «низкоэнергетическая» часть гистограмм безразмерного параметра ΩΣ, отвечающая за газонефтяные участки (на примере Штокмановского ГКМ). Возможно также использование в отдельности как безразмерного градиентного магнитного поля для более четкого выделения структуры, формы и размеров лог-зон, так и безразмерного градиентного гравитационного поля для оконтуривания газонефтяных полей и залежей.

При этом осуществляли выбор диапазона Ω_if фильтрации градиентов каждого из суммируемых полей, т.е. измеряли (Ω_i - Ω_if). Это позволило выбрать долю влияния горизонтальных градиентов магнитного и гравитационного полей для оптимального выделения лог-зон площади. Затем определяли по известному эталону месторождения и устанавливали диапазон фильтрации градиентного поля, при котором исчезают лог-зоны нефтегазоносных участков площади. На площади остаются лишь цепочки «высокоэнергетических» градиентных зон разломов, что позволяет разделить объединенные градиентные зоны разломов и лог-зон нефтегазоносных участков шельфа.

С помощью данного метода осуществляли также выделение тектонических разломов. Линейно-протяженные обобщенные градиентные зоны обычно контролируют тектонические разломы (фиг.5, 6). В предлагаемой технологии имеется возможность установить «энергетический ранг» таких зон с помощью выделения (фильтрации) заданной области значений градиентов (фиг.5). На фиг.6 («а» и «б») показан регион Штокмановского ГКМ с лог-зонами и одним из разломов по данным градиентно-магнитного поля без фильтрации (а) и с фильтрацией (б). Представленный разлом разделяет поднятие Федынского и западную границу Южно-Баренцевой впадины, имеет сложную структуру с шириной магнитного градиентного поля порядка 3-5 км (фиг.6). Протяженные боковые «высокоэнергетические» полосы разломов соединяются поперечными участками, что напоминает вид «лестницы». Сравнение градиентных полей без фильтрации (а) и с фильтрацией (б) указывает, что фильтрация «низкоэнергетической» части поля позволяет разделить разломные структуры и лог-зоны, связанные с газонефтяными зонами-трубками шельфа. Так, на правом рисунке фиг.6а исчезают все 14 лог-зон, связанных с Штокмановским ГКМ; лишь в западной центральной части региона для зоны, хотя и локальной формы, остается «высокоэнергетический след», что указывает на отсутствие здесь газонефтяной трубки-залежи. Краевые зоны разломов могут быть представлены узкими гранями и ребрами, а объемные силы, действующие в этих местах, приводят к смене направления потока течения воды и к осаждению частиц вещества. Локальные объединенные градиентные зоны, связанные с узлами пересечения разломов, как и линейные ОГЗ, контролирующие древние разломы, обычно также имеют относительно больший энергетический ранг.

Выделение лог-зон производится на основе устранения градиентных полос, связанных с краевыми зонами разломов по данным фильтрации «низкоэнергетической» части гистограмм безразмерного аналитического параметра, обычно отвечающей, на примере Штокмановского ГКМ, газонефтяным участкам шельфа.

На фиг.7, 8 показаны выделенные по разработанной технологии локальные обобщенные градиентные лог-зоны геофизических полей. Основной первый центральный участок пространственно отнесен к Штокмановсиому ГК-месторождению и находится в районе центральной впадины шельфа.

Градиентное магнитное поле более четко выделяет поверхностные градиентные локальные зоны. Это видно из фиг.8, где представлена область таких зон Штокмановского ПС-месторождения и перспективных, близлежащих к ней других зон. Из фигуры видно, что по внешнему виду большинство градиентных зон имеют кольцевую или овальную форму, внешняя окружность которых, как правило, состоит из двух слагаемых полудуг, одна из которых имеет положительное значение градиента, а вторая часть представлена отрицательным градиентом. Взаимное расположение указанных дуг для зон может быть различным, что возможно связано с небольшим наклоном выходящих на поверхность дна шельфа трубок земной коры.

Пример 2. В условиях континентальной суши.

Измерения проводят на исходных двух картах нормального магнитного и нормального гравитационного полей в изолиниях масштаба 1:1000000 для площади размером 125 км на 125 км одного из местонахождений Западной Сибири. Применение технологии осуществляем в следующей последовательности.

Нормальное магнитное поле в изолиниях (фиг.9) изменяется на площади в пределах от -200 нТ до +660 нТ с выделением 18 аномалий: 6 отрицательных аномалий до -60, -140, -60 нТ в северо-восточной части площади и до -200, -80, -100 нТ в южной части площади; 12 положительных аномалий до +360, +100, +540 и +480 нТ в северной части площади, до +80, +100, +220, +160 и +80 нТ в центральной части площади и +340, +460 и +320 нТ в южной части площади. Размер аномалий магнитного поля по центральным изолиниям изменяется от 2 км до 7 км. Аномалии формируют отдельные составляющие магнитные поля, имеющие преимущественно северо-западное - юго-восточное направления. Нормальное гравитационное поле дано в изолиниях (фиг.10) и изменяется от -8 до +40 мГ с выделением 12 аномалий, в том числе 3-х отрицательных, величиной до -4, -8 и -7 мГ и 8 положительных аномалий до +17, +15, +14, +6, +13, +28, +33 и +28 мГ. По данным магнитного и гравитационного полей, наиболее интенсивная отрицательная аномалия имеет величину -140 нТ и -8 мГ соответственно. С другой стороны, по данным нормального гравитационного поля практически не выделяются самые интенсивные аномалии магнитного поля величиной +540, +460, +100, +800 и +220 нТ. Для ряда аномалий гравитационного поля меняется ее знак; так, в южной части площади одна из аномалий имеет -100 нТ и +13 мГ, а другая: -80 нТ и +6 мГ. По данным нормального гравитационного поля, не только уменьшается число аномалий, но изменяется общее направление выделяемых составляющих полей с северо-западного - юго-восточного на преимущественно северо-южное направление. По отрицательному знаку совпадают лишь 3 аномалии; это по гравитационному полю аномалии -4, -8 и -7 мГ и соответственно по магнитному полю те же аномалии, имеющие -80, -140 и -20 нТ. Размер выявленных аномалий гравитационного поля больше в 1,5-2 раза размера аналогичных аномалий магнитного поля; так, размер интенсивной отрицательной аномалии в северо-восточной части площади составляет около 7 км в магнитном поле и около 12 км в гравитационном поле.

Площадь размером 125 км на 125 км разбита на 3 варианта элементарных ячеек размером 100×100 м, 50×50 м и 20×20 м, что соответствует общему числу ячеек площади 1690000, 3380000 и 8450000 штук.

Для магнитного и гравитационного полей находят соответствующие им поля безразмерного градиента, что необходимо для сравнительного анализа данных и дальнейшего их объединения. Градиент поля есть вектор, указывающий направление максимального по скорости изменения того или иного потенциала поля от одной ячейки (точки) пространства к другой. Краевые градиентные зоны геофизических полей - это зоны, в которых нарушается их однородность и потенциальность, т.е. первые и вторые производные по потенциалу и координатам не равны нулю. В краевых зонах, помимо нормальной составляющей, действует тангенциальная составляющая вектора поля. Индикаторами краевых градиентных зон геофизических полей являются области пространства формирования зарядов противоположного знака на очень малых расстояниях с изменением знака напряженности поля. Для нахождения градиентного поля в безразмерных единицах показатель частоты проявления градиентного i-поля определяют из результатов нормирования отклонения величины поверхностного градиента от его среднего значения. Обозначая среднее значение градиента для i-поля через преобразование размерных горизонтальных градиентов ψi i-поля в безразмерный вид Ω_i, осуществляем

как: где

- среднее квадратичное отклонение (стандарт) случайной величины значения ψ_i, i-го поля, - среднее арифметическое значение случайной величины градиента Энергетический «спектр» величины определяется на основе фильтрации определенного диапазона величины т.е. использованием разностных величин (Ω_i-Ω_{iфильтр}).

Сведение нескольких безразмерных градиентов f-x полей к одному объединенному (обобщенному) полю осуществляют на основе суммирования значений этих безразмерных градиентов. На фиг.11, 12 показано объединенное градиентное поле (ОГП) для заданной площади месторождения нефти. Как видно, четко выделяются отрицательные локальные объединенные градиентные зоны (лог-зоны) для заданных исходных геофизических (магнитного и гравитационного) полей.

Выделение тектонических разломов производится по линейно-протяженным обобщенным градиентным зонам при полосе фильтрации отрицательных значений ОГП. В предлагаемой технологии имеется возможность установить «энергетический ранг» таких зон с помощью выделения (фильтрации) различных областей значений градиентов.

Выделение (в количестве 32 штук) лог-зон как индикаторов нефтегазоносности площади с «погашенными» линиями структур разломов (за счет изменения яркости карты) показано на фиг.11 По этим данным, расположение внешних лог-зон определяется приближенно кольцом, радиусом порядка 75 км (фиг.12). Большая часть выделенных лог-зон находится внутри этого кольца.

Таким образом достигается технический результат. Анализ представленных на картах данных позволяет сделать следующие выводы-рекомендации по проведению дальнейших разведочных и буровых работ:

- рекомендовать расширить размер перспективной площади примерно на 20 км в направлении всех сторон площади, что позволит продлить лог-зоны, перспективные на нефть и газ;

- провести сейсмопрофилирование методом MOB по кругу и линиям (фиг.12) с целью установления глубинной структуры нефтегазоносных залежей и вертикальных каналов, выходящих на поверхность дна и формирующих лог-зоны геофизических полей;

- для проверки наличия нефтегазоносных залежей рекомендовать проведение поисково-разведочного бурения в количестве 5 штук в местах расположения наиболее перспективных лог-зон, отмеченных на карте фиг.12 кружками.

Известно изобретение «Способ определения вертикальных зон напряженного деформированного состояния среды», патент RU 2313112, опубл. 2007.12.20, МПК G01V 11/00, включающий замеры параметров гравитационного, радиационного и электромагнитного полей, аномалиями, характеризующими наличие вертикальных зон напряженного-деформированного состояния среды, считают в гравитационном поле отрицательные значения гравитационного поля, расчетное определение величин аномалий осуществляют с учетом эффектов у границ выделенной зоны, на основе которых осуществляют моделирование геологических «трубок». Изобретение позволяет определить вертикальные энергетические зоны Земли путем измерения геофизических полей, однако не позволяет сформировать изображения локальной объединенной градиентной зоны (лог-зоны) или трубки либо в плоском вертикальном изображении, либо в объемном изображении, на основе чего выделить перспективные нефтегазоносные месторождения или отдельные их проявления.

Известно изобретение «Способ электроразведки при поисках нефтегазовых месторождений», патент RU 2134893, опубл. 1999.08.20, МПК G01V 3/12, включающий осуществление профилирования аномальной зоны на основе нормированного значения средней энергии спектра по амплитуде и по приращению нормированной энергии и осуществление оконтуривания аномальных зон на основе полученных характеристик. Изобретение позволяет повысить достоверность обнаружения залежи, получить оценку глубины ее залегания и осуществить оконтуривание, однако не позволяет использовать эту сумму безразмерных градиентных величин как индикатор газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши, а также не позволяет сформировать изображения локальной объединенной градиентной зоны (лог-зоны) или трубки либо в плоском вертикальном изображении, либо в объемном изображении.

Известно изобретение «Способ электроразведки при поисках нефтегазовых месторождений», патент RU 2208818, опубл. 2003.07.20, МПК G01V 3/12, включающий электроразведку многократным профилированием, обработку раздельно значений каждого измеренного параметра, на основе чего расчленение геоэлектрического разреза на слои, выделение в слоях интервалов и нахождение разности значений параметров в каждом интервале, после чего построение схемы распределения этих параметров и их разностей, по которым оконтуривают НГ залежи. Изобретение позволяет повысить достоверность и эффективность обнаружения залежи и глубины ее залегания, однако не позволяет сформировать изображения локальной объединенной градиентной зоны (лог-зоны) или трубки либо в плоском вертикальном изображении, либо в объемном изображении.

В изобретении «Способ поиска залежей углеводородов», патент RU 2194293, опубл. 2002.12.10, МПК G01V 11/00, изобретение также при обеспечении возможности выбора места бурения в центральной зоне аномалий не дает возможности изображения локальной объединенной градиентной зоны (лог-зоны) или трубки либо в плоском вертикальном изображении, либо в объемном изображении.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является изобретение «Способ обработки сейсмических данных», патент RU 2148838, опубл. 2000.05.10, МПК G01V 1/28, включающий регистрацию сейсмических волн многоканальными расстановками по профилям, выделение отраженных волн, выбор обрабатываемых интервалов профиля, ввод корректирующих поправок в исходные данные по профилям, определение положения кратнообразующих границ на основе зарегистрированных волн, построение согласованной со стандартным разрезом ОГТ геолого-геофизической модели (ГТМ) среды, преобразование кинематических характеристик наблюденного волнового поля градиентной среды в характеристики среды со средней скоростью, для чего осуществляют определение корректирующих поправок и поля корректирующих поправок, получение усредненных значений поля, преобразование этого поля в структурную карту глубин по вертикали, исключение искажения. Изобретение позволяет осуществить построение карты глубин по ориентации профилей в крест и по простиранию пород, а также получить корреляционную схему вдоль профиля. Однако не позволяет использовать эту сумму безразмерных градиентных величин как индикатор газонефтяной площади шельфа морских акваторий и континентальной суши, а также не позволяет сформировать изображения локальной объединенной градиентной зоны (лог-зоны) или трубки либо в плоском вертикальном изображении, либо в объемном изображении.

Для выполнения поставленной технической задачи требуется, в свою очередь, сформировать изображения локальной объединенной градиентной зоны (лог-зоны) или трубки либо в плоском изображении, либо в объемном изображении. Данный технический результат достигается следующим образом.

Способ отображения фигуры трубки осуществляют на основе профилирования методом отраженных волн (MOB) по окружности или по профилям - вкрест, и способ включает регистрацию сейсмических волн многоканальными расстановками по профилям, выделение отраженных волн, выбор обрабатываемых интервалов профиля, ввод корректирующих поправок в исходные данные по профилям, построение согласованной со стандартным разрезом ОГТ геолого-геофизической модели (ГГМ) среды, в которой преобразовывают усредненные значения поля в структурную карту вертикальной трубки. Способ отличатся тем, что осуществляют графическое представление объединенных безразмерных данных измеренных геофизических полей с выделением локальных объединенных градиентных зон (лог-зон) из общего объединенного градиентного поля, найденного по способу в соответствии с п.1 формулы.

Для чего строят виртуальное совместное изображение плоской или объемной поверхностной локальной объединенной градиентной (лог) зоны и вертикальной трубки и выделяют виртуальное изображение формы газонефтяных лог-трубок. При этом на основе объединенных градиентных полей соответственно путем объединения величин безразмерных градиентов магнитного и гравитационного геофизических полей в горизонтальной плоскости с учетом совпадения равных по размеру ячеек в горизонтальной площади строят плоское изображение для горизонтальных координат и плоское изображение для данных сумм безразмерных градиентных - гравитационного и магнитного геофизических полей и сейсмического полей с полосой фильтрации значений градиентных полей, определенной путем расчета

(Ω_i-Ω_if), а на основе объединенных градиентных полей соответственно путем объединения величин безразмерных градиентов магнитного и гравитационного геофизических полей в горизонтальной плоскости с безразмерным градиентом сейсмического временного поля в вертикальной плоскости строят объемное изображение для горизонтальных координат и объемное изображение для данных сумм безразмерных градиентных геофизических полей магнитного, гравитационного и сейсмического полей с долей фильтрации градиентных полей, определенной путем измерения (Ω_i-Ω_if), причем градиентное временное сейсмическое поле находят по окружности или по профилям - вкрест поверхностной лог-зоны объединенного градиентного магнитного и гравитационного полей, строят последовательно карты изолиний по исходным данным нормального магнитного и нормального гравитационного полей, карты объединенного градиентного поля ОГП и карты ОГП с выделенными лог-зонами, разделяя объединенные градиентные поля, характеризующие градиентные зоны разломов и градиентные лог-зоны нефтегазоносных участков, и определяя путем сравнения выбранного в качестве эталона известного месторождения диапазон фильтрации градиентного поля, при котором убирают лог-зоны нефтегазоносных участков площади и оставляют лишь цепочки «высокоэнергетических» градиентных зон разломов путем эмпирического подбора диапазона фильтрации. При этом предварительно, до выделения виртуального изображения формы газонефтяных лог-трубок, строят вертикальный и горизонтальный градиенты поля. Либо предварительно, до определения цепочек «высокоэнергетических» градиентных зон разломов, строят гистограммы вероятности безразмерного параметра Ω_i для магнитного, гравитационного и обобщенного градиентных полей.

Способ отображения фигуры трубки могут осуществлять для представления в плоском изображении. Так, на основе карты ОГП (объединенного градиентного поля) осуществляют прогноз дальнейших сейсмических и геолого-разведочных буровых работ и степени перспективности нефтегазоносности площади с одновременным оконтуриванием в 2х мерном (плоском) изображении нефтегазоносной площади.

Также способ отображения фигуры трубки могут осуществлять для представления в объемном изображении. Для чего осуществляют одновременное оконтуривание нефтегазоносной площади в 3d (объемном) изображении и выделение присутствующих нефтегазоносных месторождений и/или их проявлений в условиях шельфа морских акваторий и/или континентальной суши, а также области контакта шельфа и суши (так называемой транзитной зоны). Оба способа построения могут выполнять как одновременно, так и последовательно или один их этих способов построения.

Техническое решение иллюстрируется следующими чертежами и графиками.

Фиг.13 - вероятности безразмерного параметра Ω_i для магнитного, гравитационного и обобщенного градиентных полей.

Фиг.14 - локальные объединенные градиентные зоны (лог-зоны) магнитного и гравитационного полей (а) Штокмановского ГКМ и его предполагаемого продолжения, карта рельефа дна (б) шельфа Баренцева моря (зоны Штокмановского ГКМ - темного цвета, зоны предполагаемого продолжения Штокмановского ГКМ - светлого цвета; на карте рельефа дна показан также контур).

Фиг.15 - регион Штокмановского ГКМ: лог-зоны региона и сейсмический временной разрез в направлении профиля СЗ-ЮВ.

Фиг.16 - локальное объединение градиентных зон (лог-зоны) Штокмановского ГКМ по безразмерным данным: I - магнитное поле; II - гравитационное поля; III - объединенное магнито-гравитационное поле; IV - временной сейсмический разрез (метод преломленных волн). Просматриваемые контуры трубки показаны справа белой линией. Лог-зона Штокмановского ГКМ в крупном масштабе на фиг.Ia.

Фиг.17 - сейсмический разрез в регионе Штокмановского ГКМ (метод отраженных волн-МОВ, данные «Севморнефтегеофизика») с субвертикальными трубками и газонефтяными залежами в цветном (а, б) и черно-белом (в, г) изображении. На фиг.17г - выделенные вручную каналы-трубки и залежи показаны светлым цветом.

Проиллюстрируем его на примере шельфа Баренцева моря и региона Штокмановского ПС-месторождения.

На основе профилирования методом MOB по окружности вокруг (или по профилям - вкрест) поверхностной лог-зоны объединенного градиентного магнитного и гравитационного полей находят градиентное временное сейсмическое поле. По данным градиентного сейсмического поля выделяют 2d и/или 3d-изображения фигуры трубки нефтегазоносного месторождения.

Осуществляют объединение величин безразмерных градиентов магнитного и гравитационного геофизических полей в горизонтальной плоскости с безразмерным градиентом сейсмического временного поля в вертикальной плоскости. Данное объединение производят на основе «сшивки» плоскостей, т.е. присоединения вертикальной плоскости к горизонтальной с учетом совпадения равных по размеру ячеек в горизонтальной площади. Поверхностные градиенты геофизических полей (магнитного и гравитационного) совместно с отдельными глубинными слоями градиентов сейсмического временного поля позволяют получить виртуальные суммарные 2D и/или 3D - структуры зон-трубок, в виде «гриба», «ножка» которого получена по данным градиентного сейсмического поля, а «шляпка» - по данным безразмерных лог-зон поверхностных геофизических полей. Такая виртуальная структура обобщенной градиентной зоны геофизических полей объясняется тем, что размер субвертикальных каналов по сейсмическим градиентным полям близок к истинным морфологическим размерам трубок и составляет в диаметре, как правило, сотни метров, а размер поверхностных локальных обобщенных градиентных зон (лог-зон) геофизических полей (магнитного, гравитационного и др.), как указывалось выше, составляет первые десятки километров.

Вид и размеры лог-зон объединенного (III - фиг.16) и градиентных (I, II - фиг.16) магнитометрического (II), гравиметрического (I) полей в сочетании с сейсмическим временным разрезом (IY, данные МАГЭ) по профилю М89000 северо-западного направления, пересекающим лог-зону Штокмановского ПС-месторождения, представлены на фиг.15 и 16. Визуальная геоморфологическая зона Штокмановского ГКМ представляет собой на поверхности дна шельфа воронку диаметром до 180 м, окруженную холмами изометрической формы с высотой бортов до 10 м. По сейсмическим данным методом преломленных волн (данные по методу отраженных волн у авторов отсутствуют) для лог-зоны Штокмановского ГКМ контуры вертикального канала-трубки ослабленных и разрушенных пород выделяются относительно слабо и нечетко (фиг.16, справа); зато хорошо формируются локальные магнитная (I), гравитационная (II) и объединенная магнито-гравитационная (III) зоны и четко выделяется вертикальный разлом красной линией (фиг.16). По магнитным градиентным данным (фиг.16-I и Ia) четко прослеживаемая лог-зона имеет примерно круглую (кольцевую) форму.

По гравиметрическим данным, градиентные зоны имеют форму, близкую к тороидальной, связанной с падением градиента в центре зоны и увеличением его на внешней окружности, где расположен окружающий воронку вал горных пород высотой до первых десятков метров.

Относительно четкое выделение (вручную) контуров вертикальных каналов-трубок по сейсмическим данным, как отмечалось ранее, возможно по данным метода отраженных волн, что показано на фиг.17 (дополнительный рисунок) по одному из профилей, пройденного в регионе Штокмановского ГКМ, но не пересекающего непосредственно лог-зону Штокмановского ГКМ. На фиг.17 линиями белого цвета показано выделение основных и «сателлитных» (более тонких) каналов - трубок, пересекающих залежи газоконденсата. Эти линии проведены по точкам склонам наиболее резкого падения преимущественно горизонтальных слоев пород, т.е. участкам, соответствующим максимальным значениям градиента сейсмического поля отраженных волн. Как видно из фиг.17, зона вертикальной трубки ослабленных и разрушенных пород может состоять из нескольких основных и относительно тонких («сателлиты») каналов, пересекающих выделенные залежи газоконденсата. В настоящее время ведется отработка автоматического выделения градиентов сейсмического поля в вертикальной плоскости и «сшивки» этой плоскости с горизонтальной плоскостью с локальными объединенными градиентными зонами (лог-зонами) магнитного и гравиметрического геофизических полей.

Таким образом, с целью объединения величин безразмерных градиентов магнитного и гравитационного геофизических полей в горизонтальной плоскости с безразмерным градиентом сейсмического временного поля в вертикальной плоскости производят «сшивку» плоскостей (присоединения вертикальной плоскости к горизонтальной) с учетом совпадения равных по размеру ячеек в горизонтальной площади. И, в свою очередь, осуществляют выделение виртуального изображения формы газонефтяных лог-трубок - 2d и/или 3d изображение для пространственных координат и 3d - виртуальное изображение для данных суммы безразмерных градиентных геофизических полей магнитного, гравитационного и сейсмического полей с определенной долей фильтрации градиентных полей. По результатам осуществления указанных этапов технологии обнаруживают и оконтуривают нефтегазоносные площади с выделением нефтегазоносных месторождений и их проявлений в условиях шельфа морских акваторий и континентальной суши.

Изобретение относится к методам геофизических исследований земной коры. Сущность: регистрируют сейсмические волны многоканальными расстановками по профилям. Выделяют отраженные волны. Выбирают обрабатываемые интервалы профиля. Вводят корректирующие поправки в исходные данные по профилям. Строят согласованную со стандартным разрезом объединенного градиентного поля геолого-геофизическую модель среды, в которой преобразовывают усредненные значения поля в структурную карту вертикальной трубки. Осуществляют графическое представление объединенных безразмерных данных измеренных геофизических полей с выделением локальных объединенных градиентных зон - лог-зон из общего объединенного градиентного поля. Технический результат: повышение достоверности результатов. 4 з.п. ф-лы, 17 ил.

1. Способ обнаружения и отображения фигуры газонефтяной лог-трубки, осуществляемый на основе профилирования методом отраженных волн по окружности или по профилям - вкрест и включающий регистрацию сейсмических волн многоканальными расстановками по профилям, выделение отраженных волн, выбор обрабатываемых интервалов профиля, ввод корректирующих поправок в исходные данные по профилям, построение согласованной со стандартным разрезом объединенного градиентного поля (ОГП) геолого-геофизической модели среды, в которой преобразовывают усредненные значения поля в структурную карту вертикальной трубки, отличающийся тем, что осуществляют графическое представление объединенных безразмерных данных измеренных геофизических полей с выделением локальных объединенных градиентных зон - лог-зон из общего объединенного градиентного поля, при этом
объединенное градиентное поле находят путем измерения нормальных геофизических полей в горизонтальной плоскости и дополнительно сейсмического временного поля в вертикальной плоскости;
дополнительно находят в ячейке размерную величину градиента (ψ_i) для сейсмического временного геофизического i-поля, где ψ_i=đN_i/đr, a đr - пространственная координата потенциального поля ячейки;
исключают ячейки одинаковых по величине (ψ_i) всех найденных нормальных геофизических полей, выделяя краевые зоны ячеек полей независимо от их знака;
переводят размерные градиенты (ψ_i) всех полей с учетом размерных градиентов сейсмического временного поля в безразмерные величины градиентов этих полей (Ω_i), а нормирование градиентов сейсмического временного поля осуществляют на среднеквадратичное отклонение случайной величины градиента (σ_i) сейсмического временного поля в вертикальной плоскости с учетом того, что в вертикальной плоскости для сейсмического временного поля ψ_ci измерено в единицах с/м;
суммируют безразмерные градиенты всех измеренных полей (Ω_Σi), получая объединенные величины безразмерных градиентов геофизических полей (Σ_iΩ_i) только в горизонтальной плоскости;
дополнительно нормируют градиенты для объединенного градиентного поля (Ω_Σi) с использованием диапазона фильтрации (Ω_if) градиентов объединенного (Ω_Σi) градиентного поля;
объединяют распределение значений безразмерных градиентов геофизических полей в горизонтальной плоскости и безразмерных градиентов сейсмического поля в вертикальной плоскости;
и на основе безразмерных градиентов всех геофизических полей строят виртуальное совместное изображение плоской или объемной поверхностной локальной объединенной градиентной лог-зоны и вертикальной трубки, выделяют виртуальное изображение формы газонефтяных лог-трубок, при этом на основе объединенных градиентных полей соответственно путем объединения величин безразмерных градиентов магнитного и гравитационного геофизических полей в горизонтальной плоскости с учетом совпадения равных по размеру ячеек в горизонтальной площади строят плоское изображение для горизонтальных координат и плоское изображение для данных сумм безразмерных градиентных - гравитационного и магнитного - геофизических полей и сейсмического поля, с полосой фильтрации значений градиентных полей, определенной путем расчета (Ω_i-Ω_if), а на основе объединенных градиентных полей соответственно путем объединения величин безразмерных градиентов магнитного и гравитационного геофизических полей в горизонтальной плоскости с безразмерным градиентом сейсмического временного поля в вертикальной плоскости строят объемное изображение для горизонтальных координат и объемное изображение для данных сумм безразмерных градиентных геофизических полей: магнитного, гравитационного и сейсмического полей с долей фильтрации градиентных полей, определенной путем измерения (Ω_i-Ω_if), причем градиентное временное сейсмическое поле находят по окружности или по профилям - в крест поверхностной лог-зоны объединенного градиентного магнитного и гравитационного полей, строят последовательно карты изолиний по исходным данным нормального магнитного и нормального гравитационного полей, карты ОГП и карты ОГП с выделенными лог-зонами, разделяя объединенные градиентные поля, характеризующие градиентные зоны разломов и градиентные лог-зоны нефтегазоносных участков, и определяя путем сравнения выбранного в качестве эталона известного месторождения диапазон фильтрации градиентного поля, при котором убирают лог-зоны нефтегазоносных участков площади и оставляют лишь цепочки «высокоэнергетических» градиентных зон разломов путем эмпирического подбора диапазона фильтрации.

2. Способ обнаружения и отображения фигуры трубки по п.1, отличающийся тем, что при суммировании безразмерных градиентных полей (Ω_Σi) принимают сумму объединенных величин градиентов полей (Ω_Σi), равной нулю в случае, если один из составляющих суммы градиентов полей в ячейке площади (Ω_i) равен нулю.

3. Способ обнаружения и отображения фигуры трубки по п.1, отличающийся тем, что предварительно до выделения виртуального изображения формы газонефтяных лог-трубок строят вертикальный и горизонтальный градиенты поля.

4. Способ обнаружения и отображения фигуры трубки по п.1, отличающийся тем, что предварительно до определения цепочек «высокоэнергетических» градиентных зон разломов строят гистограммы вероятности безразмерного параметра Ω_i для магнитного, гравитационного и обобщенного градиентных полей.

5. Способ обнаружения и отображения фигуры трубки по п.1, отличающийся тем, что на основе карты ОГП осуществляют прогноз дальнейших сейсмических и геолого-разведочных буровых работ и степени перспективности нефтегазаносности площади одновременным оконтуриванием в двухмерном изображении нефтегазоносной площади и/или с одновременным оконтуриванием нефтегазоносной площади в 3d изображении и выделением присутствующих нефтегазоносных месторождений и/или их проявлений в условиях шельфа морских акваторий и/или континентальной суши, а также области контакта шельфа и суши.