Способ сейсмической разведки Советский патент 1992 года по МПК G01V1/00 

Изобретение относится к способам наземной сейсморазведки на нефть и газ, может применяться на акваториях.

Известен способ сейсмической разведки, включающий размещение вдоль профиля наблюдений сейсмических приемников, возбуждение импульсными поверхностными источниками сейсмических сигналов, размещенными вдоль профиля возбуждения с удалением от ближайшего пункта приема на расстояние, зависящее от глубины залегания верхней отражающей границы (ВОГ), скорости распространения сейсмических волн до нее, скорости звука в атмосфере 1.

Недостаток известного способа состоит в высокой себестоимости работ в связи с

необходимостью определения скоростных свойств верхней части разреза (ВЧР) до уровня приведения (УП) сразу по двум профилям, тогда как в результате наблюдений получают только один профиль общих глубинных точек (ОГТ), расположенных в плане между профилями возбуждения и приема.

Известен также способ сейсмической разведки, включающий полевые наблюдения и обработку данных, состоящий из возбуждения и регистрации колебаний на местности в доступных местах без ограничений по ориентации, расстояниям и геометрии, причем для каждой фиксированной позиции источника выполняют наблюдения на одной или нескольких расстановках приемников, а для каждой фиксированной расVI

00

о

00

становки приемников выполняют наблюдения при одном или нескольких источниках, выбирают площадные базы обработки, для каждой базы формируют композицию сейсмических трасс, относящихся по положению точки симметрии источник-приемник к выбранной площадной базе, каждую композицию подвергают трехмерному регулируемому направленному суммированию, причем кинематические поправки рассчитывают с учетом изменяющихся азимутов линий источник-приемник 2.

Недостатком такого способа является то, что в результате выполнения наблюдений по нерегулярной сети невозможно обеспечить достаточно равномерную и высокую кратность прослеживания ВОГ, а именно от этой границы выполняют структурные построения по нижележащим горизонтам (используя интервальные времена А Т пробега и скорости распространения сейсмических волн VHHT между опорными отражениями). При значительных удалениях пунктов возбуждения от пунктов приема отражения от верхней опорной границы не прослеживает- ся. так как годограф становится крутым и корреляция соседних трасс нарушается. Кроме того, этот годограф может пересекать более пологие годографы отраженных волн от нижележащих границ, после чего прослеживание первого становится невозможным. В третьем случае - отраженная волна при больших удалениях от источника становится закритической, что исключает возможность ее прослеживания. Поскольку дальность прослеживания ВОГ ограничена, то и кратность перекрытия невысока. Таким образом, известный способ обладает недостаточной геофизической эффективностью. При планировании работ необходимо устанавливать наперед заданную минимальную кратность перекрытий ВОГ, а также стремится к соразмерной кратности его прослеживания по соседним .профилям ОГТ. Однако отсутствие каких-либо ограничений по ориентации, расстояниям и геометрии не позволяет достичь высокой стабильности прослеживания ВОГ, а следовательно, и геофизической эффективности.

Наиболее близким технической по технической су щности к предлагаемому принят способ сейсмической разведки, включающий прокладку на исследуемой площади профилей возбуждения и приема, размещение на профиле приема групп сей- смоприемников с заданным шагом между центрами групп, размещение на профилях возбуждения импульсных поверхностных источников сейсмических сигналов с интервалом ДХпв между ними, который зависит от величины бокового выноса. При выбранном боковом выносе ЛХпв зависит от максимального расстояния между пунктами

возбуждения и приема, радиуса зоны помех и кратности прослеживания ВОГ.

Использование известного способа позволяет обеспечить равномерную кратность прослеживания главных отражающих границ вдоль профиля и, при необходимости, поперек него 3.

Недостатком способа является его высокая себестоимость в связи с тем, что требуется изучать скоростные свойства ВНР до

уровня приведения по 2k + 1 профилям, а в результате получают столько же временных разрезов ОГТ, относящихся к серединам интервалов между профилями возбуждения и приема.

Цель изобретения - снижение себестоимости разведки, а также повышение геофизической эффективности путем одновременного увеличения числа линий общих точек отражения и обеспечения одинаковой кратности прослеживания верхнего опорного горизонта по каждой из линий в сечении, поперечном направлению профилирования.

Поставленная цель достигается тем, что

согласно способу сейсмической разведки, включающему определение по априорным данным дальности L прослеживания отраженной волны от верхнего опорного горизонта, прокладку на исследуемой площади

профилей возбуждения и профиля приема с заданным удалением d друг от друга, размещение пунктов возбуждения с интервалом АХпв, размещение на непродольном профиле приема групп сейсмоприемников с шагом АХпп между центрами групп, возбуждение сейсмических сигналов в пунктах возбуждения, прием в пунктах приема, многократное прослеживание общих точек отражения с разных пунктов возбуждения в

пределах базы приема, профили приема совмещают с профилями возбуждения, удаление d совмещенных профилей возбуждения и приема от соседних профилей приема и возбуждения выбирают равным

d ( Vr3/2)L, прием сейсмических сигналов осуществляют одновременно на продольном и непродольном профилях при поочередном возбуждении на каждом -/из профилей возбуждения, прослеживание общих точек отражения осуществляют как вдоль совмещенных профилей возбуждения и приема, так и по линиям, расположенным между ними на удалении d/2.

Сущность способа заключается в том, что совмещают профили возбуждения и приема, назначают между ними удаление d. Это обеспечивает прослеживание общих точек отражения по продольным профилям с кратностью n L/(2 ДХпв). При возбуждении сигналов на одном профиле, а приеме на другом (кепродольном) обеспечивают половинную кратность прослеживания общих точек отражения по линии, лежащей между профилями возбуждения и приема. Поскольку возбуждение сигналов производят поочередно то на одном, то на другом профилях, а прием ведут сразу на обоих профилях, то в результате обеспечивается одинаковая кратность прослеживания ВОГ по всем трем линиям общих точек отражения. Получение сразу трех (а не двух как в подобном случае у прототипа) субпараллельных профилей повышает достоверность интерпретации данных из-за увеличения обьема информации. Поэтому растет геофизическая эффективность сейсморазведки.

Одновременно снижается себестоимость единицы работ, поскольку выполняя наблюдения на двух профилях, информацию получают по трем линиям общих точек отражения. Результат отработки одной системы согласно изобретению эквивалентен по геофизической эффективности двум системам продольно-непродольного профилирования. Снижение затрат равно стоимости отработки одной стандартной системы продольно-непродольного профилирования с одним профилем возбуждения и двумя профилями приема (согласно прототипу) за вычетом расходов на выполнение буро-взрывных работ по второму профилю возбуждения.

Кроме того, дополнительное снижение себестоимости возникает вследствие относительного сокращения объемов работ по изучению скоростных свойств ВНР (выполняемых другим отрядом).

Кроме того, упрощается топопривязка, так как ДХпв не зависит от бокового удаления профиля приема от профиля возбуждения, как это имеет место в прототипе.

Кроме того, применение прототипа предполагается в случаях, когда на сейсмической записи присутствуют интенсивные низкоскоростные помехи (звуковая волна и др.), не позволяющие прослеживать отраженную волну от ВОГ в ближней к пункту возбуждения зоне. Иначе говоря, применение прототипа ограничено сейсморазведкой с поверхностными источниками возбуждения.

Совместное применение всех перечисленных существенных признаков позволяет понизить себестоимость работ вследствие исключения их двукратного повторения (со- 5 гласно прототипу) и одновременно повысить геофизическую эффективность результатов за счет равной кратности прослеживания ВОГ сразу по трем линиям в сечении, поперечном направлению профи0 лирования, и расширения диапазона применения способа (как с поверхностными, так и с погружными источниками).

На чертеже приведена схема, поясняющая предлагаемый способ.

5 Профили 1 и 2 возбуждения совмещены с профилями 3 и 4 приема, а линии 5-7 общих точек отражения расположены параллельно профилям 1-4. Линия 5 общих точек отражения получена при возбуждении

0 сигналов на профиле 1, приеме сигналов на профиле 3. Линия 7 получена в результате . возбуждения сигналов на профиле 2 и приеме 4 на профиле . Линия б получена при поочередном возбуждении сигналов на про5 филях 1 и 2 и приеме на профилях 4 и 3 соответственно. Расстояние 8 между линиями 5 и 7 составляет d. Расстояние 9 между линиями 6 и 5, расстояние 10 между линиями б и 7 составляют d/2.

0 Способ реализуют следующим образом.

На площади производства работ известными способами выполняют операции, связанные с определением дальности L

5 прослеживания отраженной волны от ВОГ. Например, в предположении горизонтальности границ раздела сред по акустической жесткости вычисляют как наименьшее из двух выражений„

°LU V-VBOrV °- °-вог

у 2 W -2 V - V вот

(D

, / Г2 Н вог VBor

L -..- г, 2

V2-V

(2)

5 . « вог

где V - скорость сейсмических волн в отложениях, подстилающих ВОГ;

вог - эффективная скорость распространения сейсмических волн до ВОГ;

0 to.eor и to - двойные времена пробега сейсмической волны по нормальному лучу до ВОГ и до ближайшего к ВОГ нижерасположенного опорного горизонта;

Неог - глубина до ВОГ, известная по

5 данным структурно-параметрического бурения на площади.

Значения V, VBor, t0,eor, to берут по результатам ранее выполненных на исследуемой площади скважинных или поверхностных сейсмических наблюдений.

Величина L может быть непосредственно установлена и по результатам ранее выполненных на площади наземных наблюдений (методика многократных перекрытий, сейсмозондирование).

Для установления интервала АХПв между пунктами возбуждения на профиле, который обеспечивает заданную кратность п прослеживания ВОГ, выполняют следующий расчет: ДХпв 1-/2п (3)

Предпочтительно, чтобы ДХпв было кратным 10 или 5 м, а шаг АХпп между центрами групп сейсмоприемников был кратным ДХпв.

Если L (т - 1) ДХпп, где т - число каналов сейсмостанции на продольном профиле 3 приема, то удаление d соседнего параллельного профиля 4 приема назначают равным d ( V 3/2) L Такое удаление обеспечит кратность прослеживания общих точек отражения по линии 6 при возбуждении сигналов на профиле 1 и приеме на профиле 4, равную п/2. Это следует из того, что на профиле 4 приема сигнал, отражен- ный от ВОГ, будет принят на длине V| 2 - 9 2 (при фланговой системе наблюдений).Посколькум- - d VL 2 - ( 3/4 ) L 2 L/2, то кратность прослеживания ВОГ по линии 6 составит п/2.

При последующем возбуждении сигналов на профиле 2 и приеме на профиле 3 кратность прослеживания общих точек отражения у ВОГ по линии 6 также составит п/2. Суммарная кратность по линии 6 будет равной п, как и по линии 5 и 7.

П р и м е р. В качестве верхнего опорного горизонта (ВОГ) принимают Aj, глубина которого НАТ 1000 м (скв. 1), t0A 0,564 с, глубина Нт нижележащего опорного отра- жения I равна 2092 м, to1 0,922 с. Расчетт показывает, что пересечение годографом t (х) годографа t1 (х) наступит при х 8 км. Однако, начиная с расстояния Цф 1,48 км, отраженная волна от горизонта А становит- ся закритической, так как подстилающие этот горизонт отложения характеризуются скоростью V 5950 м/с.

Выполненные оценки позволяют заключить, что прослеживание горизонта Ат на удалениях L свыше 1,5 км отраженными волнами невозможно. Зная L, определим остальные параметры системы наблюдений. Пусть требуется проследить горизонт Ат с кратностью п 7. Тогда интервал ДХпв будет равен 1500 м/(2п) 100 м. Шаг ДХПп назначают кратным интервалу ДХпв так, чтобы длина расстановки сейсмоприемников превышала величину L, с одной стороны, а, с другой стороны, позволяла бы про изводить на этапе обработки вычисление кинематических поправок по всем опорным горизонтам с заданной точностью. Таким шагом при использовании двух 48-каналь- ных сейсмостанции Прогресс, располагаемых на профилях 3 и 4 каждая, является ДХпп 50 м, который обеспечивает длину расстановки приборов I (48- 1) 50м 2350 м. Удаление d профилей 1 и 3 от 2 и 4 на расстояние d f j372) Цф 1,2 км. Допустимая абсолютная погрешность определения d, как правило, состоит несколько десятков метров. Погрешность d может быть такой, в пределах которой суммарная кратность п прослеживания общих точек отражения по среднему профилю 6 не меняется.

Применение способа предпочтительно в платформенных условиях с пологим залеганием границ пластов (т.е. при поисках нефти и газа), а также в доступной для параллельного размещения профилей приема и возбуждения местности. Использование способа снижает затраты на него вследствие исключения двукратного повторения работ для обеспечения заданной информативности и относительного сокращения исследований ВНР. Геофизическая эффективность повышается за счет увеличения объема информации, обладающей к тому же одинаковым качеством в сечениях, перпендикулярных направлению профилирования.

Форм у л а и з об р е т е н и я Способ сейсмической разведки, включающий определение по априорным данным дальности L прослеживания отраженной волны от верхнего опорного горизонта, прокладку на исследуемой площади профилей возбуждения и профиля приема с заданным удалением друг от друга, размещение на профилях возбуждения в пунктах возбуждения источников сейсмических сигналов с интервалом ДХпв между пунктами возбуждения, размещение на непродольном профиле приема групп сейсмоприемников с шагом ДХпп между центрами групп, возбуждение сейсмических сигналов в пунктах возбуждения, прием в пунктах приема, многократное прослеживание общих точек отражения с разных пунктов возбуждения в пределах базы приема и обработки полученных данных, отличающийся тем, что, с целью снижения себестоимости разведки, а также повышения геофизической эффективности путем одновременного увеличения числа линий общих точек отражения и обеспечения одинаковой кратности прослеживания верхнего опорного горизонта по каждой из линий в сечении, поперечном направлению

профилирований, профили приема совмещают с профилями возбуждения, удаление L совмещенных профилей приема и возбуждения от соседних профилей приема и возбуждения выбирают равным d - V3/2 L, прием сейсмических сигналов осуществляют одновременно на продольном и непродольном профилях при поочередном возбуждении на каждом из профилей возбуждения, прослеживание общих точек отражения осуществляют как вдоль совмещенных профилей возбуждения и приема, так и по линиям, расположенным между ними на удалении d/2.

Изобретение относится к способам наземной сейсморазведки на нефть и газ, может применяться на акваториях. Целью изобретения является снижение себестоимости работ, а также повышение их геофизической эффективности путем одновременного увеличения-числа линий общих точек отражения и обеспечения одинаковой крайности прослеживания верхнего опорного горизонта по каждой из линий в сечении, поперечном направлению профилирования. Для этого профилч приема совмещают с проф илями возбуждения, удаление d совмещенных профилей приема и возбуждения от соседних профилей приема и возбуждения выбирают равным/d V3/2 L, где L - эффективная дальность прослеживания отраженной волны от верхнего опорного горизонта, прием сейсмических сигналов осуществляют одновременно на продольном и непродольном профилях при поочередном возбуждении на каждом из профилей возбуждения, прослеживание общих точек отражения осуществляют как вдоль совмещенных профилей возбуждения и приема, так и по линиям, расположенным между ними на удалении d/2. 1 ил. со С