Метод частотных композиций
Физические основы МЧК
Нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения по морфологическим, литологическим и петрофизическим признакам позволяют рассматривать их как аномальные объекты, отличающиеся от вмещающих толщ по многочисленным параметрам: изменениям вещественного состава, плотности, пористости, пластовых и интервальных скоростей. Для обнаружения влияния этих факторов на сейсмические поля отражённых волн необходимо использовать физические характеристики, генетически связанные с залежью.
На основании опытов, проделанных на физических моделях и в реальной геологической среде, установлено, что нефтегазонасыщенный пласт-коллектор вызывает трансформацию волнового поля отражённых Р-волн /1,8,9/. Наиболее ярко этот эффект проявляется при рассмотрении функций спектральных плотностей сейсмических сигналов. Изменения амплитуд спектральных плотностей были зафиксированы при исследованиях вибросейсмического воздействия с дневной поверхности на продуктивный пласт /1/ на месторождениях: Мортымья-Тетеревское, Мордово-Кармальское, Правдинское, Суторминское, Советское и Ярино-Каменноложское. В результате проведённых исследований авторы /1/ делают вывод, что на собственных частотах нефтяных залежей возникают процессы сейсмической эмиссии, как в терригенных коллекторах (Рис.1), так и в карбонатных (Рис. 2).
Рис.1. Изменение спектральной плотности сейсмической эмиссии продуктивного терригенного пласта /1/
Рис.2. Изменение спектральной плотности сейсмической эмиссии продуктивного карбонатного пласта /1/
Для всех типов эмиссионного отклика нефтепродуктивных пластов присущ дискретный характер. Это свойство выделяет их среди вмещающих пластов плотных глин, для которых отражённый сигнал имеет сплошной спектр. Дискретный спектр сейсмической эмиссии показывает, что нефтегазопродуктивные пласты являются колебательными системами с сосредоточенными параметрами, представленными совокупностью связанных осцилляторов. Такое представление соответствует известной модели блочно-иерархического строения массива горных пород, предложенной М. А. Садовским /1,10/.
В методе частотных композиций в качестве поисковых признаков УВ используют феномен сейсмической эмиссии, выраженный в амплитудных флуктуациях для дискретных интервалах спектра отражённых Р-волн над нефтегазонасыщенным пластом-коллектором. Для выделения интервалов амплитудных флуктуаций волновое поле «очищают» от «лишних» сигналов и проводят анализ распределения амплитуд в заданном частотном диапазоне. Выделенные в ходе обработки сегменты проверяются на соотношения величин расчётных параметров (дисперсия, энтропия Шеннона). В качестве эталонов используются соотношения максимальных и средних значений дисперсий и энтропии, полученных на эталонных нефтегазопродуктивных объектах.
Рис. 3. Расчёт дисперсии по совокупности частотных декомпозиций
Этапы обработки сейсмических данных методом частотных композиций
1). Вычитание когерентных волн: В волновом поле распознаются и вычитаются (или кратно ослабляются) когерентные оси синфазности от жёстких акустических границ. В результате повышается уровень амплитуд сигналов (Рис. 5), характеризующих внутриформационные особенности разреза.
2). Расчёт амплитудно-частотных декомпозиций: По временным разрезам или по сейсмическому кубу, полученным после вычитания когерентных волн, рассчитываются спектральные плотности мощности в диапазоне частот временного разреза с заданным шагом по частоте. Результат представляет собой совокупность частотных декомпозиций распределения амплитуд для заданных дискретных значений частот в координатах временного разреза или куба.
3). Анализ амплитудно-частотных декомпозиций: По совокупности частотных декомпозиций в каждой точке рассчитывается дисперсия (или энтропия Шеннона). В результате получают матрицу дисперсий, количественно характеризующую поисковый признак УВ: — это участки максимальных флуктуаций амплитуд волнового поля временного разреза (или куба). Местоположение максимальных значений дисперсий рассматривается как перспективный интервал существования искомых залежей.
4). Выделение участков высокоамплитудных флуктуаций: В волновом поле трассируются горизонты, на которых получены максимальные значения дисперсий. В заданном временном окне вдоль горизонта рассчитывается средние значения амплитуд по всей совокупности частотных декомпозиций. Каждая частотная декомпозиция в выбранном окне сравнивается с рассчитанным средним значением на заданной базе. Если соотношение дискретной и средней амплитуд не менее трёх, данная декомпозиция выбирается для суммирования. Значение «3» принято как критерий УВ-продуктивности на основании работы с эталонными месторождениями. Выбранные в результате селекции частотные декомпозиции суммируются. По полученной сумме выделяются участки максимальных амплитуд, характеризующие искомый нефтегазопродуктивный объект.
5). Принятие решения о существовании месторождения УВ: Для материалов 2D сейсморазведки проверяются условия нефтегазоносности на пересекающихся профилях: — это корреляция соотношения амплитуд и значения дисперсий в окрестности точек пересечения профилей.
Для сейсмического куба проводится обработка МЧК по системе рассечек, как для профилей 2D. На основании полученных результатов сейсмический куб обрабатывается целиком, рассчитываются карты амплитуд и дисперсий. На построенных картах проверяется местоположение предполагаемой залежи в плане. В случае совпадения местоположений аномалий для суммарных амплитуд частотных декомпозиций и дисперсий принимается решение о существовании залежи.
Рис. 4. Этапы обработки сейсмических данных методом частотных композиций
Рис. 5. Результат вычитания когерентных волн
Литература:
1. Алексеев А.С. , Геза Н.И., Глинский Б.М. и др., 2004, Активная сейсмология с мощными вибрационными источниками – Новосибирск: Изд-во ИВМиМГ СО РАН.
2. Амельченко Н.В. Матаева А.С. Прямой прогноз залежей углеводородов по данным сейсморазведки // Нефть. Газ. Новации. № 2. 2010. С. 41-46.
3. Амельченко Н.В., Матаева А.С. Способ геофизической разведки при поиске нефтегазовых месторождений: Патент Российской Федерации № 2396577 от 10 августа 2010.
4. Амельченко Н.В. Иванов С.Ю. Сейсморазведочный метод раздельного частотного анализа волновых полей: прямое обнаружение и изучение залежей углеводородов // Нефть и газ. № 4. 2013 С. 93-107.
5. Амельченко Н.В. Соболев Д.М. Бембеев А.В. Бембеев В.А. Теория и практические результаты инновационной технологии частотно-динамического анализа сейсмических волновых полей (МЧК). // Недропользование ХХI век. № 4, 2019 С. 97-106.
6. Ампилов Ю.П. Сейсмическая интерпретация: опыт и проблемы // Геоинформмарк. 2004.
7. Бутенко Г.А Новые способы сейсморазведки для прогнозирования нефтегазоносности геологического разреза: Дис. … канд. геол.-минерал. наук : 04.00.12. Саратов. 1999.
8. Голошубин Г. М. Чабышова Э. А. Обменные медленные волны в неоднородной проницаемой флюидонасыщенной среде// Технологии сейсморазведки. № 3. 2015 с. 10-15.
9. Голошубин Г.М., Амельченко Н.В. Аржиловский А.А., Прямой прогноз нефтенасыщенных коллекторов по данным технологии ВСПБ. // Труды четвёртой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» 2000.
10. Корчагин В.А. Механизм низкочастотных резонансов в пористой среде. // Геофизика. 2000. № 6.
11. Садовский М.А. Избранные труды. «Геофизика и физика взрыва» //Москва, Наука. 2004 г.
12. Соболев Д.М., Соболев И.Д., Бехтерев И.С., Бехтерев В.И. Способ сейсморазведки для прямого поиска и изучения нефтегазовых месторождений по данным регистрации, преобразования, обработки и анализа энтропии упругих волновых полей в частотной области: Патент Российской Федерации № 2169381. Кл. GOIV 1/00 от 20.10.2001.