УСТРОЙСТВО СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 2D ИЛИ 3D, ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКИ И ГИС ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ КАРТИРОВАНИЯ КРОВЛИ СОЛИ И ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РАЙОНАХ С РАЗВИТОЙ СОЛЯНОКУПОЛЬНОЙ ТЕКТОНИКОЙ Российский патент 2016 года по МПК G01V3/38 

Изобретение относится к геологоразведке, в частности к техническим средствам проведения региональных и поисково-разведочных геологических работ при прямых поисках и разведке нефтегазовых месторождений.

Назначением изобретения является использование комплекса для проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ в сложно построенных районах с развитой соляно-купольной тектоникой.

В частности, комплекс геофизической разведки обеспечивает проведение комплексных полевых работ по единой сети профилей для реализации комплексных измерений сейсмического и электромагнитного полей с использованием дифференциально-нормированного метода электроразведки (ДНМЭ), совместного анализа полученных данных в единой информационной среде. При этом разведка с применением данного Комплекса применяется с целью повышения надежности картирования кровли соляных структур и изучения их внутреннего строения, что существенно влияет на достоверность структурных построений подсолевых отложений и прогноз их нефтегазоносности.

Известно изобретение "Способ геоэлектроразведки", патент RU №2210092, опубл. 10.08.2003, МПК G01V 3/06, в котором возбуждение электрического поля осуществляют с помощью питающих электродов, регистрируют и измеряют на выходе коммутирующего устройства разности потенциалов между каждой парой соседних приемных гальваноемкостных электродов, применяется устройство, последовательно коммутирующее на две выходные клеммы соседних приемных гальваноемкостных электродов. Изобретение относится к электроразведке малых глубин и может быть использовано при изучении геоэлектрической неоднородности верхней части разреза при инженерно-геологических изысканиях в сложных условиях заземлении (мерзлый грунт, сухие пески, твердые искусственные покрытия). Однако в отличие от предложенного комплекса, электроды не имеют заземления. В данном способе определяют только кажущееся сопротивление, использующееся для проведения инженерно-геологических изысканий, в отличие от предложенного комплекса, в котором определяют не только кажущееся сопротивление, но и послойное распределение удельного электрического сопротивления и коэффициента поляризуемости после разделения индукционной и гальванической составляющей поля DU. Кроме того, возбуждают электрическое поле частотой от первых сотен Гц до первых кГц, в то время, как в предложенном комплексе диапазон частот больше - от 0 до первых кГц.

Известно изобретение "Способ определения свойств подземных формаций", Патент RU 2294547, опубл. 27.02.2007, МПК G01V 3/38, в котором оптимизируют положение пластов и оценивают физические/нефтефизические свойства формации на основе измеренных электрических свойств, способ позволяет объединить параметры неизвестных формаций действием под названием «группировка параметров» и позволяет проверить совместимость данных сопротивления с указанными допусками. Однако данным способом измеряют электрические свойства формации в буровой скважине и разрабатывают модель параметров формации, а положение распределенных пластов моделируют измерениями электрических свойств при помощи определенных положений пластов, принимая, что один или более из указанных электрических свойств равны на всем протяжении некоторых из указанных распределенных пластов. Т.е. способ не позволяет изучать латеральное распределение продольного сопротивления и параметров вызванной поляризации, по которым осуществляется оконтуривание залежи углеводородов на больших расстояниях от скважины.

Известно изобретение "Способ измерения геофизических характеристик с применением последующей инверсии геоэлектрических данных с дополнительным временным фильтром", патент RU 2491580, опубл. 27.08.2013, МПК G01V 3/08, в котором определяют послойное распределение удельного электрического сопротивления (проводимости) геологического разреза с выбором количества слоев и их толщин. Однако используют 1D-инверсию, которая не позволяет картировать сложные протяженные трехмерные объекты, характерные для районов со сложной соляно-купольной тектоникой

Известно изобретение "Способ электроразведки с использованием пространственного дифференцирования поля становления на нескольких разносах", патент RU 2301431, опубл. 20.06.2007, МПК G01V 3/06, в котором возбуждают электромагнитное поле в среде, посылая в нее низкочастотную периодическую последовательность знакопеременных прямоугольных импульсов тока при прохождении зондирующей установки вдоль профиля исследований, измеряют и регистрируют мгновенные значения первых и вторых разностей потенциалов переходных процессов электрического поля на нескольких приемных линиях, применяют зондирующую установку с гибкой геометрией, состоящую из двух заземленных питающих линий, расположенных по обе стороны от нескольких приемных линий. Однако для достижения единственности решения необходимо привлечение дополнительной информации - комбинирование зондирования становлением поля с дистанционными зондированиями, использование различных способов возбуждения и приема поля и разных форм возбуждающих токовых импульсов, что не позволяет за счет 1D-инверсии картировать сложные протяженные трехмерные объекты, характерные для районов со сложной соляно-купольной тектоникой.

Наиболее близким техническим решением является изобретение "Способ количественного разделения эффектов электромагнитной индукции и вызванной поляризации" патент RU 2399931, опубл. 20.09.2010, МПК G01V 3/38, G01V 3/06, в котором функцию измеренных параметров формируют как комбинацию временных и пространственных производных поля становления. Способ позволяет осуществить количественное определение интенсивности полей электромагнитной индукции и вызванной поляризации постоянного тока с погрешностью не более 0,5%, обеспечить большой временной интервал разделения полей от 1 мс до нескольких секунд, в том числе и над разрезами с высокой проводимостью. Однако 1D-инверсия не позволяет картировать сложные протяженные трехмерные объекты, характерные для районов со сложной соляно-купольной тектоникой, что, в свою очередь, не позволяет достичь повышения надежности картирования кровли соли, структурных построений подсолевых горизонтов и прогноза их нефтегазоносности в районах с развитой соляно- купольной тектоникой.

При разработке предложенного комплекса требуется определить глубинное положение кровли соленосных отложений, выделенное по данным электро- и сейсморазведки, и преобразовать в масштаб временного сейсмического разреза на основе закона взаимосвязи между временами регистрации сейсмического и электромагнитного сигналов (параметр «а»), (см. Смилевец Н.П. «Комплексирование геофизических полей на основе их адекватного представления в едином координатном пространстве // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук // г. Москва 1999 г. с. 255). Для этого необходимо параметр «а» рассчитать по данным сейсмического (СК) каротажа или вертикального сейсмического профилирования (ВСП) и точкам электромагнитных зондирований, полученным вблизи параметрических скважин, а затем по данным годографов для одних и тех же глубин с определенным шагом дискретизации снять значения и , по которым в дальнейшем построить графики зависимости t_в(t_э) и рассчитать параметр «а» по формуле:

где - время регистрации сейсмического сигнала, а - это время регистрации электромагнитного сигнала.

Тогда для преобразования геоэлектрических характеристик в масштаб временного сейсмического разреза можно использовать формулу, устанавливающую взаимосвязь параметра "а" - параметра взаимосвязи между временами регистрации сейсмического и электромагнитного сигналов, параметра "V" - средней скорости продольной волны, и параметра "σ" - кажущуюся продольную проводимость (или сопротивление).

При этих условиях необходимо создать комплекс, в котором возможно измерить параметр взаимосвязи между временами регистрации сейсмического и электромагнитного сигналов, который будет являться функцией средней скорости продольной волны и кажущейся продольной проводимости (или сопротивления) разреза. Возможность достижения такой взаимосвязи обусловлена тем, что при пересечении профилем геологических условий с резко меняющимися глубинами кровли соли в каждой зоне (мульда, купол, склоновая часть), изученной сейсмокаротажем (СК) или вертикальным сейсмическим профилированием (ВСП), рассчитывают каждый раз свой параметр связи «а», после чего осуществляют его интерполяцию и экстраполяцию по всему профилю (ссылку см. там же).

Таким образом, на основе закона взаимосвязи сейсмических и электромагнитных времен, измеренных на базе комплекса параметров сейсмо- и электроразведки и ГИС, комплекс должен обеспечить расчет прогнозной модели интервальных скоростей. При этом необходимо получить уточненную конфигурацию соляных структур, их внутреннюю неоднородность, согласованную корреляцию подсолевых отложений и прогнозную скоростную модель, которые должны учитываться в дальнейшем при глубинных преобразованиях временных сейсмоэлектроразведочных разрезов. Прогнозная на основе Комплекса глубинно-скоростная модель может использоваться в качестве исходной в процедурах сейсмической инверсии, в расчетах скоростей суммирования путем спрямления годографа отраженной волны во временной и глубинной областях.

Посредством предложенного комплекса на временном сейсмическом разрезе требуется уточнять положение кровли соли по комплексным измеренным данным сейсмоэлектроразведки и изучить внутреннее строение соляных куполов с выделением в них рапоносных горизонтов, сложенных, преимущественно, терригенно-карбонатными отложениями, проявляющимися в электромагнитном поле как проводящие (низкоомные) горизонты, что создает благоприятные условия для их обнаружения в высокоомных соляных структурах.

Техническим результатом предложенного комплекса является расширение технических средств, в частности разработка схемы комплекса, за счет которого достигается повышение надежности картирования кровли соли и который позволяет осуществить структурные построения подсолевых горизонтов и прогноз их нефтегазоносности в районах с развитой соляно- купольной тектоникой.

Заявленный технический результат достигается за счет того, что Комплекс включает

- систему геофизического исследования скважин (ГИС), скважины глубокого бурения (скважины глубокого бурения - параметрические скважины) для получения комплексной сейсмоэлектроразведочной информации в масштабе временного сейсмического разреза с помощью данных, полученных от сейсмокаротажа (СК) и электрокаротажа (ЭК), и единую сеть сейсморазведочных профилей для снятия показаний (измеренных данных) измерительными установками сейсмо- и электроразведки. Комплекс отличается тем, что он снабжен следующими измерительными установками с использованием систем наблюдений: установкой 2D или 3D сейсморазведки в широкоазимутальном исполнении с использованием блоковой, псевдодиагональной системы наблюдения, в которой все линии возбуждения (ЛВ) и линии приема (ЛП) расположены вкрест простирания соляных структур, образуя сеть сейсморазведочных профилей, и взаимно встречной соосной электроразведочной установкой AB-MN с использованием дифференциально-нормированного метода электроразведки (ДНМЭ), измерительные установки устанавливают вблизи параметрических скважин, изученных на основе данных ГИС с учетом априорной информации о развитии соляной тектоники на изучаемой территории, при этом в установке электроразведки измеренные данные рассчитывают вдоль сейсмических профилей 2D или вдоль электроразведочных профилей в рамках сети сейсморазведки 3D. Комплекс дополнительно снабжен телеметрической аппаратурой типа 428 XL и программно-технологическим комплексом (ПТК), связанным с сейсморазведочным (БСР) и электроразведочным (БЭР) блоками, которые связаны соответственно с сейсмокаротажем (СК) и электрпокаротажем (ЭК) ГИС, а посредством программно- технологического комплекса осуществляют комплексную интерпретацию полученных функций сейсмогеоэлектрических параметров в масштабе временного сейсмического разреза, и на основе интерпретации получают (строят) сейсмогеоэлектрическую модель, согласованную с данными ГИС. Например, в установке сейсморазведки используют 3D сейсмокаротаж (СК) или вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) или акустический каротаж (АК). Так в установке 3D сейсморазведки расстояние между линиями возбуждения и приема составляет 200 м; шаг наблюдений по профилям ЛП и ЛВ - 50 м, а номинальная кратность наблюдения составляет 324. В рамках сети 3D сейсморазведки выполняют многокомпонентную электроразведку с использованием модификации ДНМЭ, которая является чувствительной к наличию высокоомных объектов, а при (в рамках сети) 2D сейсморазведки, выполняют электроразведку с использованием модификации ДНМЭ вдоль сейсмических профилей 2D. В установке электроразведки ДНМЭ используют электрокаротаж: стандартный (КС) или боковой каротаж (БК) или боковое электрическое зондирование (БКЗ). Данные сейсмических и электрических профилей, измеренных установками 2D или 3D сейсморазведки и электроразведки с использованием модификации ДНМЭ, рассчитывают вблизи скважин, изученных ГИС посредством сейсмокаротажа (СК), акустического каротажа (АК) и электрокаротажа типа КС или БК или БКЗ. При этом система установок электроразведки с использованием модификации ДНМЭ может представлять собой систему ортогональных профилей, длина которых увеличена по сравнению с участком, где требуется определить глубины кровли соли, по меньшей мере, на 4 км в обе стороны. И, например, с помощью ПТК осуществляют расчет полученных от измерительной установки электроразведки, использующей модификацию ДНМЭ, измеренные величины (характеристики) и формирование набора параметров:

- DU(t)=ΔU(t)/ΔU₀, где ΔU₀ - разность потенциалов ΔU, измеренная во время пропускания тока;

- Ps(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме включения тока;

- P₁(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме выключения тока;

и Dφ(t)=I_t(t)-P₁(t), где I_t(t)=Δt(Δ²U)/Δt(ΔU), поступающих на вход программного блока инверсии 3D для разделения исходного сигнала ДНМЭ на электродинамическую составляющую, используемую для расчета сопротивления среды, и поляризационную составляющую, используемую для расчета параметров вызванной поляризации, и обе составляющие, в которых учтено искажающее влияние на сигнал ДНМЭ элементов соляной тектоники, используют для интерпретации в комплексе с данными сейсморазведки и ГИС в едином информационном пространстве. Таким образом, ПТК обеспечивает проведение обработки и комплексной интерпретации разнородной геолого-геофизической интерпретации.

Например, с помощью ПТК осуществляют расчет полученных от измерительной установки электроразведки, использующей модификацию ДНМЭ, измеренные величины (характеристики) и формирование набора параметров:

- DU(t)=ΔU(t)/ΔU₀, где ΔU₀ - разность потенциалов ΔU, измеренная во время пропускания тока;

- Ps(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме включения тока;

- P₁(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме выключения тока;

- и DΔ(t)=I_t(t)-P₁(t), где I_t(t)=Δt(Δ²U)/Δt(ΔU),

поступающих на вход программного блока инверсии 3D для разделения исходного сигнала ДНМЭ на электродинамическую составляющую, используемую для расчета сопротивления среды, и поляризационную составляющую, используемую для расчета параметров вызванной поляризации, и обе составляющие, в которых учтено искажающее влияние на сигнал ДНМЭ элементов соляной тектоники, используют для интерпретации в комплексе с данными сейсморазведки и ГИС в едином информационном пространстве. Так Программный технологический комплекс (ПТК) для реализации комплексной интерпретации данных сейсмоэлектроразведки и ГИС может состоять из: Блока сейсмической инверсии (БСИ), на вход которого подают совокупность характеристик нескольких глубинно-скоростных разрезов, получая на выходе набор глубинно - скоростных моделей, Преобразователя (конвертора) геоэлектрических параметров и данных ГИС в масштаб временного сейсмического разреза, осуществляющего также прогнозирование скоростных параметров среды по комплексу данных сейсмоэлектроразведки и ГИС, Блока формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели по кровле соляных структур, их внутреннего строения и подсолевых горизонтов с использованием данных ГИС и Блока построения уточненных рельефов кровли соли и подсолевых горизонтов и прогноза нефтегазоносности подсолевых горизонтов (Блок построения и прогноза нефтегазоносности) с использованием прогнозных скоростных моделей, полученных по комплексу данных сейсмоэлектроразведки и ГИС. При этом Блок сейсмической инверсии может включать набор модулей, например 3 модуля: первый модуль расчета сейсмической модели на основании глубинно-скоростного разреза; второй модуль сравнения построенной сейсмической модели с наблюденным волновым полем; третий модуль множителя вариаций глубинно-скоростных разрезов в пределах заданного диапазона параметров - глубина, скорость, плотность, на выходе его получают набор глубинно-скоростных моделей в заданном количестве, рассчитанных вероятностным способом в пределах заданного диапазона. Все три модуля связаны между собой и с БСР прямой и обратной связью, и каждую глубинно-скоростную модель подают на вход модуля расчета сейсмической модели, а полученную сейсмическую модель, рассчитанную по каждой глубинно-скоростной модели, передают на модуль сравнения построенной сейсмической модели БСИ вместе с наблюденным волновым полем по сейсмическим параметрам, что обеспечивает расчет оптимальной сейсмической модели с наименьшей погрешностью расхождения с параметрами наблюденного волнового поля, полученной на выходе. При этом последовательное взаимодействие блоков и модулей, например. Обеспечивает после осуществления требуемых взаимодействий блоков попадание оптимальной сейсмической модели на вход блока формирования согласованной сейсмогеоэлектрической временной модели, и полученную в каждой точке измерения модификацией ДНМЭ на выходе этого блока сейсмоэлектроразведочную временную модель сопоставляют в БЭР с наблюденным электромагнитным сигналом на основе 3D инверсии до получения максимального совпадения с наблюденным электромагнитным полем на выходе БЭР, и которая поступает на вход Преобразователя, на выходе которого получают конечный рассчитанный параметр «а», который поступает на вход Преобразователя, на выходе которого получают конечный рассчитанный параметр «а», который в дальнейшем используют при корректировке прогнозной скоростной модели, а скорректированная прогнозная скоростная модель поступает на вход Блока построения и прогноза нефтегазоносности. Причем Блок сейсмической инверсии, Преобразователь, Блок формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели и Блок построения, и прогноза нефтегазоносности связаны прямой и обратной связью между собой. На вход Преобразователя поступают данные (сигналы) от БСР, БЭР и данные ГИС, а на каждый вход Блок формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели и на вход Блока построения и прогноза нефтегазоносности поступают данные (сигналы) от БСР, БЭР и Преобразователя. Блок построения и прогноза нефтегазоносности имеет выход на графопостроитель или интерфейс.

Предложенное техническое решение иллюстрируется чертежами, которые не отражают всех возможных вариантов реализации, но демонстрируют работу комплекса и результаты этой работы.

На Фиг. 1 показана схема расположения блоков комплекса.

На Фиг. 2 показана функциональная схема Комплекса.

На Фиг. 3 показана двухсторонняя дипольная криволинейная установка с использованием модификации ДНМЭ с двумя питающими линиями (линиями возбуждения) AB и приемной линией MN с точкой заземления О.

На Фиг. 4 показано внутреннее строение соляных структур, построенное на базе сейсмоэлектроразведочного временного разреза, полученного в пределах АГКМ в результате использования Комплекса. а) показано выделение кровли соли на схеме интервального сопротивления Rн; б) показан расчет коэффициента «а» - график и фрагмент профиля с пикетами ДНМЭ, участвующими в расчете коэффициента «а»; в) показана схема изменения интервального сопротивления в масштабе (x, t0) без фильтрации и г) показана схема изменения интервального сопротивления в масштабе (x, t0) с фильтрацией.

На Фиг. 5 показана схема площадного распределения аномалий вызванной поляризации ВП (ДНМЭ), полученная на основе 3D электромагнитной инверсии в пределах АГКМ.

Комплекс устроен следующим образом.

Имеются система геофизических исследований скважин (ГИС) (1) единая сеть сейсморазведочных профилей (2). В сеть сейсморазведочных профилей входят скважины глубокого бурения (параметрические скважины) (3) для сейсмокаротажа (СК) (4) и для электрокаротажа (КС) (5). Скважины (3) могут быть как несколько, так и одна скважина, а также для каждого каротажа своя. Скважины глубокого бурения (параметрические скважины) (3) устанавливают (используют имеющиеся) и используют для получения комплексной сейсмоэлектроразведочной информации в масштабе временного сейсмического разреза с помощью данных, полученных от сейсмокаротажа (СК) (4) и электрокаротажа (ЭК) (5), которые хранятся в ГИС (1). Это могут быть как априорные данные, снятые заранее, так и данные, полученные в процессе описываемой геофизической разведки.

В единой сейсморазведочной сети профилей (2) осуществляют отработку сейсмоэлектроразведки по единой сети профилей измерительными установками (6, 7): сейсмо- (4) и электро- (5) каротажей (разведки).

При этом используют скважины глубокого бурения (3), в которых изучают характеристики указанными выше видами каротажа: сейсмокаротажем (СК) (8), или вертикальным сейсмическим профилированием (ВСП), или акустическим каротажем (АК); и электрокаротажем (ЭК) (5) всех видов: стандартным (КС), боковым каротажем (БК), боковым электрическим зондированием (БКЗ). В установках 2D или 3D сейсморазведки (6) в широкоазимутальном исполнении используют блоковую, псевдодиагональную систему наблюдения, в которой все линии возбуждения (ЛВ) (8) и линии приема (ЛП) (9) расположены в крест простирания соляных структур, образуя сеть профилей (2) сейсморазведки. Так, в измерительных установках 2D или 3D сейсморазведки (6) в широкоазимутальном исполнении используют блоковую, псевдодиагональную систему наблюдения, в которую входят приемные линии (ЛП) (9). Измерительные установки (6) в сейсморазведке 2D или 3D используют следующие параметры: расстояниями между линиями возбуждения (8) и приема (9) - 200 м; шаг наблюдений по профилям ЛП (9) и ЛВ (8) - 50 м, номинальная кратность наблюдения 324.

В качестве измерительной установки электроразведки (7) используют взаимно встречную соосную установку электроразведки AB-MN с использованием дифференциально-нормированного метода электроразведки (модификация ДНМЭ), например двухстороннюю дипольную криволинейную установку (см. Фиг. 2) с двумя питающими линиями (линиями возбуждения) AB (10) и приемной линией MN (11) с точкой заземления О. Предложенный Комплекс использует расчет для установки электроразведки (7) на основе параметров (измеренных данных), полученных вдоль сейсмических профилей 2D.

Все изученные характеристики скважин в процессе работы Комплекса подают в базу данных ГИС (1). Измерительные установки (6, 7) на основе априорных данных, позволяющих определить территорию с развитой соляной тектоникой, установлены вблизи параметрических скважин (3), изученных с помощью ГИС (1).

Комплекс дополнительно снабжен телеметрической аппаратурой (12) типа 428 XL и программным технологическим комплексом (ПТК) (13), включающим в себя следующие структурные блоки (См. Фиг. 1).

Программно-технологический комплекс (ПТК) (13) связан с сейсморазведочным блоком (БСР) (14) и электроразведочным блоком (БЭР) (15), которые в свою очередь получают данные из ГИС (1) и связаны соответственно с сейсмокаротажем (СК) (4) и электрокаротажем (ЭК) (5), с которых передают данные в ГИС (1). В ПТК (13) наряду с необходимыми электронными блоками для функционирования ПТК включены: Преобразователь (16) (конвертор) в масштаб временного сейсмического разреза геоэлектрических параметров среды, использующий данные из БСР (17) и БЭР (18), и ГИС (1); Блок формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели по кровле соляных структур, их внутреннего строения и подсолевых горизонтов (19) с использованием данных ГИС (1), Блок сейсмической инверсии (БСИ) (20) и Блок построения уточненных рельефов кровли соли и подсолевых горизонтов и прогноза нефтегазоносности подсолевых горизонтов (Блок построения и прогноза) (21) Блок сейсмической инверсии (20), Преобразователь (16), Блок формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели (19) и Блок построения уточненных рельефов кровли соли и подсолевых горизонтов и прогнозирования нефтегазоносности подсолевых горизонтов (21) (показаны условно).

В БСР 2D или 3D (14) осуществляют стандартную обработку данных, специализированную обработку, направленную на выделение кровли соли, и на выходе получают суммарный разрез общей глубинной точки (ОГТ) ГИС (1) получает данные с СК, ВСП, АК сейсмокаротажей и с КС, БК, БКЗ электрокаротажей. В БЭР с использованием модификации ДНМЭ (15) осуществляют стандартную обработку данных, 3D инверсию и на выходе получают разрез интегральных сопротивлений с выделением высокоомных соляных структур и параметры вызванной поляризации (ВП).

Преобразователь (16) или конвектор осуществляет расчет параметра взаимосвязи «а» и прогноза скоростной модели на основе параметра «а».

Блок формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели (19) формирует модель по кровле соляных структур.

Блок сейсмической инверсии (20) включает 3 модуля (см. Фиг. 2). Первый модуль расчета сейсмической модели (22) на основании глубинно-скоростного разреза; второй модуль сравнения построенной сейсмической модели с наблюденным волновым полем (23); третий модуль множителя вариаций глубинно-скоростных разрезов (24) в пределах заданного диапазона параметров - глубина, скорость, плотность, на выходе его получают набор глубинно-скоростных моделей в заданном количестве, рассчитанных вероятностным способом в пределах заданного диапазона. Все три модуля связаны между собой и с БСР прямой и обратной связью.

Блок построения и прогноза (21) осуществляет построение уточненных рельефов кровли соли и подсолевых горизонтов и прогнозирует нефтегазоносность подсолевых горизонтов.

Все вышеперечисленные в ПТК (13) операционные блоки связаны между собой посредством прямой и обратной связи, что позволяет проводить комплексный анализ сейсмогеоэлектрических характеристик в интерактивном режиме с целью уточнения, согласования положения кровли соли и подсолевых отложений на временном сейсмическом разрезе. Такой комплексный подход в значительной степени повышает достоверность структурных построений кровли соли и подсолевых отложений и прогноз их нефтегазоносности в районах с развитой соляной тектоникой.

С помощью Комплекса выполняют следующие операции, реализующие комплексную интерпретацию данных сейсмоэлектроразведки и ГИС:

- корреляцию основных сейсмических границ с учетом данных ГИС и построение глубинных и временных сейсмических моделей;

- сейсмическую инверсию для расчета сейсмической модели на основании глубинно-скоростного разреза и сравнения построенной сейсмической модели с наблюденным волновым полем, на выходе которого получается набор глубинно-скоростных моделей в заданном количестве, рассчитанных вероятностным способом в пределах заданного диапазона Полученная оптимальная сейсмическая модель подается на вход блока построения согласованной сейсмогеоэлектрической временной модели. Полученный сейсмоэлектроразведочный временной разрез в каждой точке электроразведки сопоставляется с наблюденным электромагнитным сигналом и в результате ряда итераций с целью максимального совпадения с наблюденным электромагнитным полем осуществляется конечная настройка параметра «а».

- В интерактивном режиме - специализированную обработку электродинамической составляющей сигнала, полученного с помощью модификации ДНМЭ на основе согласования с данными электрокаротажа и с учетом геометрии глубинной сейсмической модели. Данная обработка направлена на выделение высокоомных соляных структур в интегральных характеристиках электромагнитного поля, с формированием глубинной геоэлектрической модели с рельефом кровли соленосных отложений;

- прогноз скоростной модели по комплексу данных сейсмоэлектроразведки и ГИС (СК или ВСП, АК) с использованием закона взаимосвязи между временами регистрации сейсмического или электромагнитного сигналов (Преобразователь);

- формирование согласованной сейсмогеоэлектрической модели на временном сейсмическом разрезе с уточнением положения кровли соляных структур и подсолевых отложений.

Таким образом, предложенный Комплекс обеспечивает комплексную интерпретацию полученных параметров (характеристик) геологической среды в плоскости (в характеристиках) временного сейсмического разреза, а также построение сейсмогеоэлектрических моделей, согласованных с данными ГИС, и прогноз нефтегазоносности подсолевых отложений.

Комплекс работает следующим образом.

Каждая из набора глубинно-скоростных моделей подается на вход в модуья расчета сейсмической модели (22), а полученная сейсмическая модель по каждой из реализаций глубинно-скоростной модели передается далее в модуль сравнения построенной сейсмической модели с наблюденным волновым полем (23) и таким образом рассчитывается сейсмическая модель с наименьшей погрешностью расхождения с параметрами наблюденного волнового поля. Полученная оптимальная сейсмическая модель подается на вход блока формирования согласованной сейсмогеоэлектрической временной модели (19). Полученный сейсмоэлектроразведочный временной разрез в каждой точке электроразведки сопоставляется с наблюденным электромагнитным сигналом и в результате ряда итераций с целью максимального совпадения с наблюденным электромагнитным полем осуществляется конечная настройка параметра «а» в Преобразователе (20), который в дальнейшем используется при корректировке прогнозной скоростной модели, а скорректированная прогнозная скоростная модель поступает на вход Блока построения и прогноза нефтегазоносности.

Для решения задач выделения кровли соли и подсолевых горизонтов в комплексе с сейсморазведкой используют многокомпонентную установку электроразведки (7) с применением модификации ДНМЭ, результаты которой отрабатывают вдоль линий сейсмопрофилей 2D или в рамках съемки сейсморазведки 3D в крест простирания соляных структур. Сейсмоэлектроразведочные профили (2) отрабатывают вблизи скважин (3), изученных ГИС (1), например, сейсмокаротажем (6) - СК, акустическим каротажем - АК и электрокаротажем (7), например, КС, БК, БКЗ.

В качестве измерительной установки электроразведки (7) берут двухстороннюю дипольную криволинейную установку с использованием модификации ДНМЭ (см. Фиг. 2). Двусторонняя дипольная взаимовстречная установка типа A₁B₁MONA₂B₂ с произвольной геометрией относительно оси (источника) ЛВ (10) со следующими параметрами:

Длина питающих линий AB (10) 600 м Расстояние между AB и MN (B₁M и NA₂) 200-1200 м Длина приемных линий MO и ON (11) 300-400 м Сила тока 30-50 А

Шаг измерений по профилю 150-300 м

Первая и вторая разности потенциалов поля становления и первичного поля регистрируются одновременно разными каналами, с использованием приемной аппаратуры со следующими характеристиками:

Разрядность не менее 24 бита Шаг дискретизации не более 0.25 мс Ступень шага квантования не более 0.7825 мкВ Входное сопротивление не менее 300 МОм Программно устанавливаемый коэффициент усиления (КУ) от 1 до 128 с геометрическим шагом 2 раздельно по каждому каналу

Формирование второй разности потенциалов осуществляется аналоговой схемой перед поступлением на вход ПТК (13), что позволяет подавить синфазные помехи в диапазоне до 160 дБ. При этом используется телеметрическая аппаратура (12) и типы измерителей разности потенциалов геофизических ИРПГ, зарегистрированных в Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии под номером 42970-09 RU.C.34.002.A или аналогичных. Аппаратура должна быть сертифицирована и своевременно пройти все поверки, указанные в паспорте на сертификацию.

Система наблюдений должна представлять собой систему ортогональных профилей (2), при этом длина профилей должна быть увеличена по сравнению с участком, где требуется определение глубины кровли соли, как минимум, на 4 км в обе стороны.

В результате обработки сигналов ДНМЭ с помощью Комплекса формируется следующий набор параметров, поступающий на вход ПТК (13) для инверсии 3D:

- DU(t)=ΔU(t)/ΔU₀, где ΔU₀ - разность потенциалов ΔU, измеренная во время пропускания тока;

- Ps(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме включения тока;

- P₁(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме выключения тока;

- Dϕ(t)=I_t(t)-P₁(t), где I_t(t)=Δt(Δ²U)/Δt(ΔU).

Погрешность расчета данных параметров (как в режиме пропускания тока, так и при регистрации переходных процессов) не должна превышать следующих величин: 0.5% для DU(t), 0.008 - для Ps(t), P₁(t) и Dϕ(t).

Затем на основе использования данного набора параметров проводится количественное разделение полей электромагнитной индукции (EM) и вызванной поляризации (IP) во всем временном диапазоне [3], 3D-моделирование и нелинейная 3D-инверсия электромагнитных зондирований [4] по технологии ДНМЭ.

В Программно-технологическом комплексе (ПТК) (13) для реализации комплексной интерпретации данных сейсмоэлектроразведки (6, 7) и ГИС (1) посредством Блока сейсмической инверсии (2), имеющего в качестве исходного материала глубинно-скоростной разрез и включающего в себя, например, 3 модуля: модуль расчета сейсмической модели на основании глубинно-скоростного разреза (22); модуль сравнения построенной сейсмической модели с наблюденным волновым полем (23) и модуль множителя вариаций глубинно-скоростных разрезов (24) в пределах заданного диапазона параметров (глубина, скорость, плотность), получают на выходе модуля (24) набор глубинно-скоростных моделей в заданном количестве, рассчитанных вероятностным способом в пределах заданного диапазона. Все три модуля (22, 23, 24) связаны между собой и с БСР (6) прямой и обратной связью.

Каждая из полученного набора глубинно-скоростных моделей подается на вход в модуль расчета сейсмической модели (22), а полученная сейсмическая модель по каждой из реализаций глубинно-скоростной модели передается далее в модуль сравнения построенной сейсмической модели (23) с наблюденным волновым полем и таким образом рассчитывается сейсмическая модель с наименьшей погрешностью расхождения с параметрами наблюденного волнового поля.

Полученная оптимальная сейсмическая модель подается на вход блока формирования (построения) согласованной сейсмогеоэлектрической временной модели (19). Полученный сейсмоэлектроразведочный временной разрез в каждой точке ДНМЭ сопоставляется с наблюденным электромагнитным сигналом и в результате ряда итераций с целью максимального совпадения с наблюденным электромагнитным полем осуществляется конечная настройка параметра «а» (20) Преобразователя (конвертора) (20) геоэлектрических параметров и данных ГИС в масштаб временного сейсмического разреза, осуществляющего также прогнозирование скоростных параметров среды по комплексу данных сейсмоэлектроразведки и ГИС (1), блока формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели (19) по кровле соляных структур, их внутреннего строения и подсолевых горизонтов с использованием данных ГИС (1), и блока построения уточненных рельефов кровли соли и подсолевых горизонтов и прогноза нефтегазоносности (21) подсолевых горизонтов с использованием прогнозных скоростных моделей, полученных по комплексу данных сейсмоэлектроразведки и ГИС (1).

Пример работы Комплекса для представления результатов работы с применением измерительной установки электроразведки с использованием модификации ДНМЭ на Пойменном лицензионном участке в 2013 г. приведен ниже.

Исследования проводились в Астраханской области на Пойменном лицензионном участке. Работы Комплекса осуществлялись с использованием ДНМЭ в условиях суши. Использовалась двусторонняя дипольная криволинейная установка с произвольной геометрией относительно оси источника. Использовалось гальваническое заземление.

Разности потенциалов первого и второго порядка - AU и A²U замерялись непосредственно в ходе работ.

С помощью ПТК (13) формируются следующие дифференциально-нормированные параметры (ДНП): DU=ΔU/ΔU_пр,, D2U=Δ²U/ΔU_пр, P1=Δ²U/ΔU, PS=(Δ²U-Δ²U_пр)/(ΔU-ΔU_пр), P1_пр=Δ²U_пр/ΔU_пр. Посредством численного дифференцирования рассчитывают временные производные d(ΔU)/dt и d(Δ²U)/dt, из их отношения получают параметр Im=, который необходим для формирования параметра: Dφ=Im-P1. Проводят обработку данных по спадам, и после устранения тренда выполняют робастную 2D фильтрацию. Сглаженные кривые используют для расчета всего набора кривых ДНП и их доверительных интервалов: P1, P1_пр, PS, Dφ или DφS. Кривые ДНП заносят в базу данных, где вычисляют осредненные параметры для взаимовстречных установок - блок (16). В конечном итоге этот набор параметров используют в качестве входных данных при дальнейшем решении задачи инверсии и построении геоэлектрического разреза в блоках (19, 20).

Поскольку электромагнитное поле переходного процесса характеризуется пространственно-временной структурой и данный набор параметров является эффективным инструментом для ее изучения, который представлен в виде предложенного Комплекса, использование ДНП позволяет уверенно разделить - начиная с некоторого времени - влияние вызванной поляризации и электродинамических процессов. В результате из суммарного поля DU получаем поля EM и IPg [3]. Обязательной процедурой при проведении инверсии данных является проверка воспроизводимости полученных результатов.

На территории Пойменного участка для учета искажающего влияния соляно-купольной тектоники проведена 3D-инверсия, для осуществления которой использовалась программа GEMIR v0.0 (Новосибирский государственный технический университет), реализующая конечно-элементное 3D-моделирование и нелинейную 3D-инверсию электромагнитных зондирований [4] по технологии ДНМЭ. 3D-инверсия данных ДНМЭ выполнялась на основе сигналов DU и D2U.

На карте (см. Фиг. 4) показаны этапы получения окончательной схемы изменения интервального сопротивления в масштабе (x, t0) с фильтрацией и без фильтрации и выделение кровли соли на схеме интервального сопротивления (Rн). При этом показан график расчета коэффициента «а».

По результатам 3D-инверсии данных ДНМЭ получена карта распределения аномалий ВП, согласующаяся с картой распределения аномалий, выделенных на основе инверсии 1-D, и карта положения кровли высокоомного (соленосного) горизонта (см. Фиг. 5).

Таким образом, за счет использования представленного комплекса сейсморазведки 2D или 3D, электроразведки и ГИС, направленного на повышение надежности картирования кровли соли и прогноза нефтегазоносности подсолевых отложений в районах с развитой соляно-купольной тектоникой, достигается заявленный технический результат.

1. Смилевец Н.П. «Комплексирование геофизических полей на основе их адекватного представления в едином координатном пространстве // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук // г. Москва 1999 г., с. 255.

2. Патент №2155977 (РФ) Способ геофизической разведки / Смилевец Н.П., Соколова И.П. // приор. От 19.05.1999 г., зарегистрирован в Государственном реестре изобретений Российской Федерации г. Москва 10 сентября 2000 г.

3. П.Ю. Легейдо, С.А. Иванов, Е.В. Агеенков и др. Способ количественного разделения эффектов электромагнитной индукции и вызванной поляризации. Патент RU 2399931 - Бюл. №12. - 2010.

4. М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, Г.М. Тригубович, М.Г. Токарева. Методы и алгоритмы восстановления трехмерной структуры проводимости и поляризуемости среды по данным электромагнитных зондирований на основе конечно-элементного 3D-моделирования // Физика Земли, - 2013. - №3, - С. 30-45.

Изобретение относится к геологоразведке и может быть использовано при проведении региональных и поисково-разведочных геологических работ при прямых поисках и разведке нефтегазовых месторождений. Назначением изобретения является использование устройства для проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ в сложно построенных районах с развитой соляно-купольной тектоникой. В частности, комплекс геофизической разведки обеспечивает проведение комплексных полевых работ по единой сети профилей для реализации комплексных измерений сейсмического и электромагнитного полей с использованием дифференциально-нормированного метода электроразведки (ДНМЭ), совместного анализа полученных данных в единой информационной среде. При этом разведка с применением данного устройства применяется с целью повышения надежности картирования кровли соляных структур и изучения их внутреннего строения, что существенно влияет на достоверность структурных построений подсолевых отложений и прогноз их нефтегазоносности. Технический результат - повышение точности и достоверности структурных построений подсолевых отложений и прогноза их нефтегазоносности. 8 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Устройство для комплексных геофизических исследований, включающее систему измерительных приборов для геофизического исследования скважин (ГИС), расположенных в скважинах глубокого бурения, именуемых параметрические скважины, для получения комплексной сейсмоэлектроразведочной информации в масштабе временного сейсмического разреза с помощью данных, полученных от сейсмокаротажа (СК) и электрокаротажа (ЭК), и единую сеть сейсмоэлектроразведочных профилей для снятия показаний измерительными установками сейсмо- и электроразведки, отличающееся тем, что устройство снабжено измерительными установками 2D или 3D сейсморазведки в широкоазимутальном исполнении с использованием блоковой, псевдодиагональной системой приборов наблюдения, в которой все линии возбуждения (ЛВ) и линии приема (ЛП) расположены вкрест простирания соляных структур, образуя сейсморазведочную сеть, и взаимно встречной соосной установкой электроразведки AB-MN, использующей дифференциально-нормированный метод электроразведки (ДНМЭ), в измерительных установках, которые установлены вблизи параметрических скважин, изученных на основе данных ГИС с учетом априорной информации о развитии соляной тектоники на изучаемой территории, причем устройство дополнительно снабжено системой измерительных приборов в виде телеметрической аппаратуры типа 428 XL и программно-технологическим комплексом (ПТК), связанным с сейсморазведочным (БСР) и электроразведочным (БЭР) блоками, которые соответственно связаны с сейсмокаротажем (СК) и электрокаротажем (ЭК) ГИС, а блок программно-технологического комплекса осуществляет комплексную интерпретацию полученных функций сейсмогеоэлектрических параметров в масштабе временного сейсмического разреза, и с помощью него на основе интерпретации получают сейсмогеоэлектрическую модель, согласованную с данными ГИС.

2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что в установке сейсморазведки используют 3D сейсмокаротаж (СК), или вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), или акустический каротаж (АК),

3. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что в установке 3D сейсморазведки расстояние между линиями возбуждения и приема составляет 200 м; шаг наблюдений по профилям ЛП и ЛВ 50 м, а номинальная кратность наблюдения составляет 324.

4. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что в рамках сети сейсмоэлектроразведочных профилей измерительной установки 3D выполняют электроразведку с использованием измерительной установки, использующей модификацию ДНМЭ, которая является чувствительной к наличию высокоомных объектов, а с помощью сети сейсмоэлектроразведочных профилей измерительной установки 2D выполняют электроразведку с использованием измерительной установки, использующей модификацию ДНМЭ вдоль сейсмических профилей измерительной установки 2D или вдоль злектроразведочных профилей сети сейсмоэлектроразведочных профилей измерительной установки 3D.

5. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что в установке электроразведки, использующей модификацию ДНМЭ, используют электрокаротаж, включающий стандартный (КС), или боковой каротаж (БК), или боковое электрическое зондирование (БКЗ).

6. Устройство по п. 2, отличающееся тем, что данные сейсморазведочных и электроразведочных профилей, измеренных установками 3D или 2D сейсморазведки и измерительной установкой 2D или 3D электроразведки с использованием модификации ДНМЭ, получают вблизи скважин, изученных ГИС посредством сейсмокаротажа (СК), акустического каротажа (АК) и электрокаротажа типа КС, или БК, или БКЗ.

7. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что установки электроразведки, использующие модификацию ДНМЭ, представляют собой систему ортогональных профилей, длина которых увеличена по сравнению с участком, где требуется определить глубины кровли соли по меньшей мере на 4 км в обе стороны.

8. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что с помощью блока программно-технологического комплекса (ПТК) осуществляют расчет полученных данных от измерительной установки электроразведки, использующей модификацию ДНМЭ, которые измерены и сформированы со следующим набором параметров:
- DU(t)=ΔU(t)/ΔU₀, где ΔU₀ - разность потенциалов ΔU, измеренная во время пропускания тока;
- Ps(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме включения тока;
- P₁(t)=Δ²U(t)/ΔU(t), который рассчитан в режиме выключения тока;
и Dφ(_P(t)=I_t(t)-P₁(t), где I_t(t)=Δt(Δ²U)/Δt(ΔU),
и которые поступают на вход программного блока инверсии 3D для разделения исходного сигнала ДНМЭ на электродинамическую составляющую, используемую для расчета сопротивления среды, и поляризационную составляющую, используемую для расчета параметров вызванной поляризации, и обе составляющие, в которых учтено искажающее влияние на сигнал ДНМЭ элементов соляной тектоники, используют для интерпретации в комплексе с данными сейсморазведки и ГИС в едином информационном пространстве.

9. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что блок Программный технологический комплекс (ПТК) для реализации комплексной интерпретации данных сейсмоэлектроразведки и ГИС состоят из Блока сейсмической инверсии (БСИ), на вход которого подают совокупность характеристик нескольких глубинно-скоростных разрезов, получая на выходе набор глубинно-скоростных моделей, Преобразователя геоэлектрических параметров и данных ГИС в масштабе временного сейсмического разреза, осуществляющего также прогнозирование скоростных параметров среды по комплексу данных сейсмоэлектроразведки и ГИС, Блока формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели по кровле соляных структур, их внутреннего строения и подсолевых горизонтов с использованием данных ГИС и Блока построения уточненных рельефов кровли соли и подсолевых горизонтов и прогноза нефтегазоносности подсолевых горизонтов, именуемого Блок построения и прогноза нефтегазоносности, с использованием прогнозных скоростных моделей, полученных по комплексу данных сейсмоэлектроразведки и ГИС, при этом Блок сейсмической инверсии включает 3 модуля: первый модуль расчета сейсмической модели на основании глубинно-скоростного разреза; второй модуль сравнения построенной сейсмической модели с наблюденным волновым полем; третий модуль множителя вариаций глубинно-скоростных разрезов в пределах заданного диапазона параметров - глубина, скорость, плотность, на выходе его получают набор глубинно-скоростных моделей в заданном количестве, рассчитанных вероятностным способом в пределах заданного диапазона, причем все три модуля связаны между собой и с БСР прямой и обратной связью, и каждую глубинно-скоростную модель подают на вход модуля расчета сейсмической модели, а полученную сейсмическую модель, рассчитанную по каждой глубинно-скоростной модели, передают на модуль сравнения построенной сейсмической модели БСИ вместе с наблюденным волновым полем по сейсмическим параметрам, что обеспечивает расчет оптимальной сейсмической модели с наименьшей погрешностью расхождения с параметрами наблюденного волнового поля, полученной на выходе, после чего оптимальную сейсмическую модель подают на вход блока формирования согласованной сейсмогеоэлектрической временной модели, и полученную в каждой точке измерения модификацией ДНМЭ на выходе этого блока сейсмоэлектроразведочную временную модель сопоставляют в БЭР с наблюденным электромагнитным сигналом на основе 3D инверсии до получения максимального совпадения с наблюденным электромагнитным полем на выходе БЭР, и которая поступает на вход Преобразователя, на выходе которого получают конечный рассчитанный параметр «а», который в дальнейшем используют при корректировке прогнозной скоростной модели, а скорректированная прогнозная скоростная модель поступает на вход Блока построения и прогноза нефтегазоносности, причем Блок сейсмической инверсии, Преобразователь, Блок формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели и Блок построения и прогноза нефтегазоносности связаны прямой и обратной связью между собой, при этом на вход Преобразователя поступают данные от БСР, БЭР и данные ГИС, а на каждый вход Блока формирования согласованной сейсмогеоэлектрической модели и на вход Блока построения и прогноза нефтегазоносности поступают данные от БСР, БЭР и Преобразователя, а Блок построения и прогноза нефтегазоносности имеет выход на графопостроитель или интерфейс.