WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

МИРЗОЯН ЮРИЙ ДАВИДОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗВИТИЕ ПОЛЯРИЗАЦИОННОГО МЕТОДА ВЕРТИКАЛЬНОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ

НА АКВАТОРИЯХ

Специальность 25.00.10 – геофизика, геофизические

методы поисков полезных ископаемых

ДИССЕРТАЦИЯ

в виде научного доклада на соискание

ученой степени доктора технических наук

Краснодар, 2010

Работа выполнена в ООО «Ингеовектор» и Кубанском государственном университете на кафедре геофизических методов поисков и разведки

Официальные оппоненты:

доктор технических наук

                                       Шехтман Григорий Аронович

                                       доктор технических наук

                                       Рыжков Валерий Иванович

                                       доктор технических наук

                                       Кострыгин Юрий Петрович

Ведущая организация:

Государственный научный центр

                                     ФГУГП «Южморгеология»

Защита состоится 5 мая 2010 года в 14-00 на заседании диссертационного совета  Д 212.101.09 в Кубанском государственном университете по адресу: 350040, г. Краснодар, ул. Ставропольская 149, ауд. 231.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотеке Кубанского государственного университета.

Диссертация в виде научного доклада разослана ______________________ 2010г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,                                        В.И. Гуленко

доктор технических наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность исследований. В настоящее время основным разведочным методом поиска нефтегазовых залежей является сейсморазведка, важнейшими задачами которой является выявление и подготовка перспективных структур для глубокого бурения. Решение этих задач требует комплексирования наземных методов сейсморазведки на отраженных и преломленных волнах с методами скважинной сейсморазведки – вертикальным сейсмическим профилированием ВСП и методом обращенных годографов МОГ.

Метод ВСП, основателем которого являлся Е.И. Гальперин [1971], предоставил специалистам новые возможности всестороннего изучения волнового поля во внутренних точках исследуемых геологических сред. Широкое внедрение метода в 70-90-х годах XX века привело к созданию высокоинформативной модификации ВСП – поляризационного метода ВСП, позволяющего осуществлять векторный анализ волнового поля [Гальперин, 1978, 1982]. В последующем метод ВСП развивался как разведочный метод, находящийся на стыке между наземной сейсморазведкой и геофизическими методами исследования скважин ГИС. На многочисленных практических примерах доказана возможность решения структурных задач, прогноза литологии, флюидонасыщения, аномально-высоких пластовых давлений и многих других задач нефтепромысловой геологии. Начал применяться поляризационный метод ВСП и для исследования разрезов глубоких морских скважин [Гальперин, Мирзоян, 1986, 1987]. Достигнутый прогресс метода ВСП в решении задач нефтепромысловой геологии привел к новому приложению сейсморазведки в комплексе геолого-разведочных работ (ГРР), так называемому направлению «промысловая сейсмика» - сейсмике ПМ ВСП, ПМ ОГТ в сочетании с данными ГИС и бурения для изучения околоскважинного и межскважинного пространства.

Однако принципиальные преимущества ПМ ВСП реализуются далеко не полностью. Длительное время информативность поляризационного метода не росла из-за отсутствия многоканальных, многоточечных трехкомпонентных скважинных зондов ВСП с цифровой регистрацией, отсутствия методик комбинирования наземных и скважинных объемных унифицированных систем наблюдений, несовершенства приемов обработки трехкомпонентных записей ВСП. Эти задачи являлись актуальными и при исследовании ПМ ВСП морских скважин, учитывая то обстоятельство, что к концу XX века приурочено интенсивное освоение новых нефтегазовых объектов на морском шельфе.

На решение ряда перечисленных задач ПМ ВСП и были ориентированы исследования соискателя за последние три десятилетия, выполненные в морских скважинах на шельфе Северного Ледовитого океана, Охотского, Черного и Азовского морей, а также в сухопутных скважинах в Краснодарском  и Ставропольском краях, в Ростовской области и на островах Сахалин и  Колгуев.

Объектом диссертационного исследования Мирзояна Ю.Д. явились волновые поля в геологических средах осадочного чехла Земли, отображающие стратиграфические, структурно-тектонические, литолого-петрографические и другие особенности и физические свойства геологических тел.

Предметом исследований явились технико-методические средства и приемы изучения поляризационным методом вертикального сейсмического профилирования кинематических, динамических и поляризационных характеристик различных типов упругих волн, возбуждаемых и образующихся в разрезах нефтегазовых скважин и характеризующих геологическое строение околоскважинного и межскважинного пространства при решении задач нефтепромысловой геологии и геофизики.

Целью работы является теоретическое и технико-методическое обоснование высокоинформативной технологии поляризационного метода ВСП в морских скважинах за счет применения современной многоканальной цифровой аппаратуры и рациональной методики наблюдений, новых программно-алгоритмических комплексов обработки и совместной интерпретации  упругих волн различных типов в сочетании с данными МОВ ОГТ, ГИС и бурения.

Основные задачи исследований.

  1. Анализ информативности и технико-методического обеспечения поляризационного метода ВСП в различных геологических условиях на рубеже XXI века с целью определения перспективных направлений его реализации в морских скважинах.
  2. Разработка современной скважинной цифровой многоканальной аппаратуры ПМ ВСП для исследования глубоких нефтегазовых скважин.
  3. Теоретическое обоснование и разработка новых программно-алгоритмических комплексов обработки и интерпретации наблюдений ПМ ВСП в нефтегазовых скважинах.
  4. Развитие технологии ПМ ВСП и промысловой сейсмики в морских скважинах для решения задач структурной геологии, построения скоростных моделей изучаемых сред, детализации строения околоскважинного пространства, прогнозирования геологического разреза.
  5. Опробование и внедрение разработанных технико-методических приемов ПМ ВСП в районах с различными сейсмогеологическими условиями при решении задач нефтепромысловой геологии и геофизики.

Методы исследования и фактический материал. Поставленные задачи решались на базе теоретических и экспериментальных методов, методов математического моделирования, а также промысловых испытаний разработанных приемов ПМ ВСП в морских скважинах. Диссертация базируется на результатах исследований, выполненных соискателем лично или при его непосредственном участии в период работы с 1971г. по 2008г. в трестах «Краснодарнефтегеофизика» и «Севморнефтегеофизика», в научно-исследовательском институте «НИИМоргеофизика», ООО «Ингеосейс» (с 2008 г. ООО «Ингеовектор»).

Объектами исследований являлись разрезы нефтегазовых скважин, пробуренных на Арктическом шельфе, в Охотском море, в акватории Азово-Черноморского бассейна. Широко опробована и внедрена развитая технология ПМ ВСП в сухопутных скважинах в Краснодарском и Ставропольском краях, в Ростовской области, на островах Сахалин и Колгуев.

Научная новизна. Новизна выполненных исследований заключена в  развитии теории метода ПМ ВСП, создании и внедрении многоканальной цифровой аппаратуры, разработке способов прогноза геологического разреза и нефтегазонасыщения в околоскважинном пространстве нефтегазовых скважин.

  1. В области развития теоретических основ ПМ ВСП на акваториях решены следующие задачи:

- разработаны алгоритмы суммирования отраженных волн по системе ОГТ в скважинной модификации на уровенных профилях [34];

- разработаны новые приемы регулируемого суммирования (РС) сейсмических записей на вертикальном и уровенных профилях по общим точкам взрыва и приема, позволяющие проводить уверенную корреляцию волн, увязку вертикальных и наземных наблюдений, определение кинематических параметров и эффективных скоростей упругих волн, построение временных разрезов [35];

- предложены способы спрямления осей синфазности упругих колебаний в условиях наклонных отражающих границ при значительных удалениях ПВ от скважины и построения отражающих границ по продольным, поперечным и обменным отраженным волнам [22, 36, а.с. № 800932];

- разработаны способы определения скоростей продольных VР и поперечных VS волн по наблюдениям ПМ ОГТ, ПМ ВСП на море в сложнопостроенных средах и при наклонах отражающих границ во вскрытой части геологического разреза, а также глубже забоя скважины [2, 16, 20, 28, 45, 48, 64, 65, а.с. №№ 1311442, 1313196, 1345842, 1484111].

2. В области аппаратурных решений впервые в нашей стране разработаны 6-ти точечный цифровой Z-зонд «Вертикаль», скважинная цифровая аппаратура «Вектор-1» в кодах «Манчестр-2» (12 разрядов), а затем компьютеризированный комплекс «Вектор-2» с 24-х разрядным многоуровенным дельта-сигма преобразованием сигналов, изготовлены опытные образцы этой аппаратуры и осуществлено их промысловое испытание [43, 54, 60, 61, 78, а.с. №№ 688885, 1371256, 1430925, 1467525].

3. Разработаны программно-алгоритмические комплексы для обработки поляризационных скважинных ПМ ВСП и позиционных ПМ ОГТ (для морских и наземных наблюдений МОВ ОГТ) в рамках системы СЦС-3 [29, 33, 54, 56].

4. В области разработки новых технологий ПМ ВСП на море предложены и опробованы в производственных условиях следующие решения:

- изучены условия оптимального возбуждения упругих колебаний при наблюдениях ПМ ВСП на море [46, 73, а.с. № 1818991];

- на основе стандартных морских наблюдений МОВ ОГТ с датчиками давления и ПМ ВСП разработана технология выделения  обменных волн PPSP [11];

- разработана технология получения временных разрезов по многократным многоуровенным векторным наблюдениям ПМ ВСП [34, 69];

- применительно к практике морского бурения разработана технология детального изучения скоростного разреза скважин комплексированием методов АК и ВСП, а также изучение и прогноз зон АВПД по наблюдениям ПМ ВСП [50, 52, 59, 63, а.с. № 1603327].

Защищаемые положения.

  1. Принципы конструирования цифровой скважинной аппаратуры ПМ ВСП, реализованные в экспериментальных и опытных образцах аппаратуры «Вертикаль» с 6-ти точечным однокомпонентным Z-зондом и аппаратуры «Вектор-1» и «Вектор-2» с 6-ти точечным четырехкомпонентным скважинным зондом и 24-х канальной косе с датчиками давления (гидрофонами).
  2. Алгоритмы и методики поляризационного метода ВСП в нефтегазовых скважинах, включающие уравнения ОГТ в скважинной модификации; алгоритмы и программные средства регулируемого суммирования и выделения полезных сигналов на вертикальных и уровенных профилях по общим точкам взрыва и приема; способы определения скоростей продольных и поперечных волн по вертикальным ПМ ВСП, уровенным ПМ СОГ и горизонтальным наблюдениям ОГТ; принципы выделения обменных отражений PPSP и получения сейсмических записей МОВ ОГТ, регистрируемых гидрофонами в морских скважинах.
  3. Усовершенствованные методики и системы полевых наблюдений ПМ ВСП и ПМ СОГ для различных глубин моря, включающие оптимизацию условий возбуждения упругих колебаний на море; системы наблюдений ПМ ВСП и ПМ СОГ с приборами, обеспечивающими получение временных разрезов по многократным многоуровенным векторным наблюдениям.
  4. Результаты изучения разрезов глубоких морских скважин в различных комплексах пород осадочного комплекса чехла на шельфе Арктических, Охотского, Черного и Азовского морей, позволившие решить новые задачи нефтепромысловой геологии и геофизики на различных этапах геолого-разведочных работ на нефть и газ.

Личный вклад автора. Результаты исследований соискателя, представленные в настоящем докладе, получены им лично за период работы в трестах Краснодарнефтегеофизика, Севморнефтегеофизика, НИИМорнефтегеофизика, ООО «Ингеосейс» (ООО «Ингеовектор») с 1971г. по 2008г. В период 1985-1997гг под руководством и при непосредственном участии соискателя впервые в РФ были разработаны 24-х канальный цифровой 6-ти точечный зонд, 24-х канальная цифровая коса-гирлянда с гидрофонами, 6-ти точечный Z-зонд с 12 разрядным АЦП с вертикальными геофонами, создано матобеспечение для обработки наблюдений ВСП на море в различных модификациях, разработана и освоена технология ПМ ВСП на море, исследовано до 30 морских скважин в Арктике. Эти исследования позволили осуществить увязку между собой всех ранее выполненных структурных построений, что способствовало открытию крупнейших месторождений нефти и газа на севере РФ. В 1997г. соискатель возглавил созданное им геофизическое предприятие ООО «Ингеосейс». За прошедшее десятилетие под его руководством и при непосредственном участии была завершена разработка скважинной цифровой аппаратуры «Вектор-1» и «Вектор-2» с 24 разрядным АЦП, пневмоисточник ПИК-3 для работ на суше и на море, новые программные средства для обработки наблюдений поляризационным методом ВСП и ОГТ, выполнены наблюдения более чем в 70 морских и сухопутных скважинах. Таким образом, совокупность идей и технических решений, положенных в основу разработки скважинной аппаратуры ВСП, новых теоретических, методических и технологических решений и являются вкладом соискателя в развитие технико-методических основ ПМ ВСП.

В разработке отдельных вопросов метода ПМ ВСП на акваториях наибольшую творческую помощь автору оказали: Е.И. Гальперин, в соавторстве с которым опубликовано 25 статей по теории и практике метода и получено 2 авторских свидетельства на изобретения; А.Н. Слуквенко – разработка скважинных сейсмических приборов; Х.Б. Агаев, Ю.Г. Антипин, В.С. Стародворский, В.В. Мозговой, З.И. Газарян – разработка программно-алгоритмических средств метода; В.Я. Ойфа – разработка технологий наблюдений и обработка данных (соавтор более 20 научных работ); С.Э. Камбарли, И.Б. Фукс – внедрение метода.

Практическая значимость и реализация результатов.

Впервые на шельфе Арктических морей выполнены исследования ПМ ВСП на структурах Мурманская, Северо-Кильдинская, Варандей-море, Медынь-море и др. Для изучения волнового поля осуществлена детальная стратиграфическая привязка волн, определены скорости продольных и  поперечных волн и упруго-деформационные модули среды, построены временные и глубинные разрезы по наблюдениям из непродольных ПВ, проведена совместная интерпретация данных ПМ ВСП, ГИС и бурения [41, 51, 52, 68, 71, 74 и др.].

Работы ПМ ВСП на шельфе Охотского моря (скв. Астрахановская №1) обеспечили не только детальное изучение строения среды в околоскважинном пространстве, но и позволили обосновать новую тектоническую модель надвигового типа, выявить на этой структуре, на основе совместной обработки данных ПМ ВСП, ГИС и ОГТ и внедрения технологии прямого прогноза УВ (Соболев Д.М.), перспективы открытия новых залежей углеводородов [14]. На структуре Медынь-море-1 в скважинах 3, 4 по наблюдениям ПМ ВСП из ближнего ПВ изучены скорости, упруго-деформационные модули среды, выполнен прогноз нефтегазонасыщения ниже забоя скважины, показаны перспективы изучения нижнедевонских и силурийских отложений.

Важным для повышения эффективности морской сейсморазведки явились исследования ПМ ВСП на Северо-Кильдинской площади (скв.№80) в Баренцевом море, где по  наблюдения ПМ ВСП впервые показана возможность выделения и прослеживания интенсивных отраженных волн от границ в перми, карбоне и девоне [70]. В результате оказалась необходимой переобработка сейсмических материалов на этой и соседних площадях, что существенно увеличило перспективы обнаружения залежей УВ в условиях Арктического шельфа. На основе разработанных технических средств и технологии наблюдении ПМ ВСП практически на всех структурах выполнен прогноз зон АВПД, построены схемы распределения параметров упругости , , Е и др., выявлены зоны развития коллекторов трещиноватости и нефтегазонасыщения [12, 42, 52, 53, 58, 59, 63 и др.].

Наблюдениями ПМ ВСП на Северо-Западном шельфе Черного моря детально исследованы волновые поля, определены скорости сейсмических волн, выполнена стратификация отражающих границ, выделены перспективные объекты в виде прогнозных рифовых построек в меловых отложениях на Каркинитской площади, выявлены разрывные нарушения на Штилевой площади, что позволяет считать высокоперспективными отложения палеоцена, верхов верхнего мела и более глубоких отложений [66, 67]. Широко опробована и внедрена технология промысловой сейсмики в сухопутных скважинах Краснодарского и Ставропольского краев, в Ростовской области, на островах Сахалин и Колгуев. С высокой достоверностью осуществлена увязка волновых полей по наблюдениям ВСП и МОВ ОГТ, произведена стратиграфическая увязка волн по геологическим разрезам [5, 7, 10, 13, 16, 26, 27, 32, 66].

Комплексированием данных ГИС, ВСП и МОВ ОГТ обеспечено детальное изучение крупных нефтегазовых структур на суше, в частности, впервые выполнены наблюдения ВСП и ПМ ВСП на о. Колгуев, при этом опробована технология одновременной регистрации скважинных и наземных сейсмических наблюдений, обеспечивших детальное исследование волновых полей и их изменений в окрестности скв. № 46 Песчаноозерской, осуществлена стратиграфическая привязка волн, выполнен анализ скоростного разреза и упруго-деформационных модулей среды, изучены поглощающие свойства среды и проведен совместный анализ данных бурения, ГИС и ВСП [72].

Исследования ПМ ВСП в условиях южного борта Западно-Кубанского прогиба (ЗКП) в сухопутных скважинах на площадях Южно-Ключевое, Дыш обеспечили высокую информативность метода при доразведке нефтегазовых залежей [10, 75]. Все четыре заложенные по результатам промысловой сейсмики скважины вскрыли нефтяные пласты в майкопских песчаниках. Тем самым подтвердился прогноз нефтенасыщения на этих площадях и эффективность доразведки на поздних стадиях разработки месторождений. Аналогичные результаты получены на Хадыженской площади ЗКП.

Разработки соискателя внедрены в многочисленных производственных и научно-исследовательских организациях России, Украины и зарубежья, при этом в нашей стране исследовано более 100 глубоких морских и сухопутных скважин. Основными организациями внедрения являются: ВМН «ПО Союзморгео», ПО «Южморгеология», НИИМоргеофизика, ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз», ОАО «Роснефть-НИИСахнефть», НИПИСахалинморнефть, ФГУП «Арктикморнефтегазразведка», ФГУП «Арктикшельф», ООО «Мурманскнефтегаз», ООО «Каспийгазпром», ГПП «Черноморнефтегаз», тресты «Севморнефтегеофизика», «Ставропольнефтегеофизика», «Краснодарнефтегеофизика», ООО «Нефтегазовая производственная экспедиция», ГП «Кубаньгеолком», ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», ГНЦ «ВСП-море». Исследования ВСП выполнялись соискателем по планам научно-технического сотрудничества нашей страны с Кубой (1961-1965гг.), Китаем (1992-1996гг.), Болгарией (2005-2007гг.). В 1988г. соискатель совместно с Е.И. Гальпериным и В.Я. Ойфа находились в Индии, где разработали план развития в этой стране работ ВСП.

Апробация работы. Основные результаты исследований автора неоднократно докладывались на международных, всесоюзных федеральных и отраслевых  симпозиумах и совещаниях, научно-технических советах, школах-семинарах и других собраниях геологического сообщества: IX Всесоюзной научно-технической конференции в г. Красноярске (1981); совещаниях специалистов стран-членов СЭВ (Братислава, 1982; Москва, 1982, 1986, 1987, 1990; Лейпциг, 1988); Всесоюзном совещании в институте океанологии им. П.П. Ширшова АН СССР «Технические средства и методы изучения океанов и морей» (Москва, 1985); V Всесоюзной научно-технической конференции «Технические средства изучения и освоения мирового океана» в ЛКИ (Ленинград, 1985); I Всесоюзной конференции «Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР» в МИНХ и ГП им. Губкина (Москва, 1986); ученом совете НИИМоргеофизики ВМНПО «Союзморгео» (Мурманск, 1985, 1988; Краснодар, 1990, 1995, 1996); заседаниях научно-технических советов НПО «Южморгеологии», КФ НИИМоргеофизики, НПО «Нефтегеофизприбор» (Геленджик, 1988, 1993, 1999; Краснодар, 1998-2004); Гальперинских чтенииях – 2001, 2004, 2005, М., ЕАГО, ЦГЭ; 4-й международной конференции «Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей, 2007», Геленджик, 2007; кафедре геофизики КубГУ (Краснодар, 2002-2008).

В 1988г. за создание метода вертикального сейсмического профилирования, обеспечившего повышение эффективности поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, автор в составе коллектива специалистов был удостоен Государственной премии СССР.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 93 работы, включая монографию, 13 работ в изданиях, рекомендованных ВАК для докторских диссертаций, 15 авторских свидетельств на изобретения. Результаты исследований соискателя описаны в 70 отчетах о научно-исследовательских работах, переданных в союзные, федеральные и региональные геологические фонды.

Структура научного доклада. Научный доклад изложен на 105 стр.,  включает 29 рис. и следующие разделы: общая характеристика работы; 1) состояние отечественных исследований ВСП в морских скважинах на рубеже XXI века; 2) развитие методических основ метода ПМ ВСП; 3) разработка технологии работ поляризационным методом ВСП в морских скважинах; 4) результаты применения поляризационного метода ВСП на акваториях; заключение; список научных публикаций соискателя из 93 наименований.

Благодарности. Автор считает своим долгом с глубокой признательностью вспомнить своего учителя и старшего коллегу по работе, профессора, лауреата Государственной премии СССР Гальперина Евсея Иосифовича, идеи и постоянная помощь которого способствовали постановке и проведению настоящих исследований. Автор благодарен сотрудникам треста «Краснодарнефтегеофизика» Камбарли С.Э., Ойфе В.Я., Карасику Б.М., ВМНПО «Союзморгео» Кузьменко Л.И., Воложенину Г.Б., Сенину Б.В.; НИИ Моргеофизика-Антипину Ю.Г., Демакину В.А., Воробьеву В.Ф., НИИ Атолл-Шашину В.И. за помощь в решении задач, рассматриваемых в настоящей работе.

Особую благодарность автор выражает сотрудникам и соавторам по работе, выполнявшим вместе с ним исследования в течение нескольких десятков лет – Ойфе В.Я., Слуквенко А.Н., Калашникову В.Г., Иванову М.М., Тюхалову В.И., Мозговому В.В., Куркову В.В., и многим другим работавшим с ним в научно-исследовательских и производственных организациях.

Автор благодарен коллективу кафедры геофизических методов поисков и разведки Кубанского государственного университета, заведующему кафедрой, профессору Дембицкому С.И. и профессору Гуленко В.И., взявшим на себя труд по курированию работы на завершающем этапе. Автор благодарит своих сотрудников Мозгового В.В., Ефимову Н.И., Ерух Д.В., Гуляка И.В., а также Гришко О.А, Олешко Е.С. за помощь в оформлении работы.

1. СОСТОЯНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ВСП

В МОРСКИХ СКВАЖИНАХ НА РУБЕЖЕ XXI ВЕКА

    1. Организация и технико-методическое обеспечение метода

Объемы и оснащение. Основные объемы исследований ВСП в морских скважинах с 80-х годов выполнялись предприятиями созданного в 1979г. ВМ НПО «Союзморгео» - трестами «Севморнефтегеофизика» (СевморНГФ), «Дальморнефтегеофизика» (ДальморНГФ), «Каспморнефтегеофизика» (КаспморНГФ). В институте НИИМоргеофизики велись научно-исследовательские работы по аппаратурному обеспечению морской сейсмики и разработке программно-алгоритмических средств обработки материалов. Однако в целом, этими организациями выполнялись небольшие объемы работ – в среднем, 15-20 морских скважин в год. За период 1981-1987г.г. было отработано 95 скважин общим объемом 340км вертикальных профилей, в т.ч. методом ПМ ВСП 28км. На уровенных профилях выполнены исследования в объеме 345км. Исследования ВСП в морских скважинах составляли 5-7% от объема разведочного и эксплуатационного бурения. Примерно в 20-22% скважин выполнялись работы ВСП на Сахалинском и Магаданском шельфах, в Азово-Черноморском бассейне. На Арктическом шельфе из 4 скважин, пробуренных в 1987г., ВСП проведено в 2 скважинах, а из 10 скважин на о. Колгуев – только в 2-х. Для сравнения укажем, что в норвежском секторе Баренцева моря в этот же период было пробурено 37 скважин и во всех проведены работы ВСП. В большинстве геофизических предприятий при наблюдениях на вертикальных и уровенных профилях осуществлялась однокомпонентная Z-регистрация волнового поля сейсмостанциями «Прогресс-2» или SN-338. Исследования проводились из одного, реже 2-4 ПВ.

При проведении скважинных исследований применялись различные технологии. Так, в трестах "ДальморНГФ" и "КаспморНГФ" использовался односудовой вариант отработки скважины: исследовательское судно являлось одновременно пунктом взрыва и приёмо-регистрирующим комплексом. В трестах "СевморНГФ", "ЮжморНГФ" применялась технология двухсудового варианта: буровое судно или буровая установка использовались для регистрации записей, а вспомогательное - в качестве судна-источника. В условиях небольших глубин судно-источник швартовалось к буровому судну или становилось на якорь, и наблюдения практически велись из одной точки. В условиях больших глубин (свыше 80м) использовалась технология отработки круговых профилей с возбуждением колебаний в заранее заданных азимутах. Такая технология дает значительные смещения точек возбуждения - до 100-150 м, которые трудно учесть при обработке и интерпретации материалов, поэтому возникает необходимость использования судов, снабженных системой динамического позиционирования и обеспечивающих сохранение фиксированного положения ПВ. Передача отметки момента и вертикального времени, а также связь между сейсмостанцией и ПВ, осуществлялась по радио с помощью системы ССВ-РУС. Контроль за положением судна-источника обеспечивался по моменту прихода прямой волны от гидрофона, устанавливаемого у устья скважины. При наблюдениях ВСП в трестах "ДальморНГФ" и "СевморНГФ" в каждой точке вертикального профиля (ближний пункт взрыва) производилось накапливание сигналов.

Из применяемой аппаратуры ВСП на море наибольшим разнообразием и минимальной стандартизацией характеризовались скважинные зонды. Так, в тресте «ДальморНГФ» использовались одноточечные аналоговые скважинные приборы Geolock (фирма CGG, Франция) и АСПУ-3-48 (разработчик ВНИИГИС), в которых были размещены по 5 последовательно соединенных термостойких вертикальных сейсмоприемников. Зонды на коаксиальном кабеле снабжались управляемыми гидравлическими или электромеханическими прижимными устройствами. В тресте «КаспморНГФ» применялся одноканальный зонд с неуправляемым механическим прижимом рессорного типа, в котором была применена система уплотнения сигналов для работы с любым типом каротажного кабеля. В тресте «ЮжморНГФ» применялся зонд АСПУ-3-48 и одноточечный прибор с неуправляемым механическим прижимом эксцентрикового типа, работающем на принципе самозаклинивания. Последний применялся и в тресте «СевморНГФ», при этом простой заменой съемных кассет зонд преобразовывался в трехкомпонентный, либо однокомпонентный с 5 последовательно соединенными сейсмоприемниками. В зонде СППУ-82 (разработчик НИИМоргеофизика), реконструированном для трехкомпонентных наблюдений ВСП, использовалась система уплотнения сигналов с время-импульсной модуляцией. Снаряд мог работать с 3-х или 7-жильным кабелем при давлениях до 80МПа и температурах до 128°С.

Из первых отечественных разработок цифровых зондов ВСП следует отметить экспериментальные образцы аппаратуры «Вертикаль», разработанные в середине 80-х годов в отделе промысловой сейсмики НИИМоргеофизика ПО «Союзморгео» (г. Мурманск) под руководством соискателя. Комплекс аппаратуры «Вертикаль» включал шеститочечный однокомпонентный цифровой Z-зонд с электромеханическим прижимом и систему сбора данных. Скважинный зонд содержал адаптер каналов, служащий для преобразования входных сейсмических сигналов в цифровой код, электромеханический блок со схемой управления устройством контроля прижима и двигателем прижимного механизма, кодер - декодер с цепями согласования, осуществляющий прямое и обратное преобразование данных из параллельного кода в код последовательного мультиплексного канала, и устройство управления.

Скважинный зонд аппаратуры «Вертикаль» состоял из 6 приборов, верхний из которых вмещал микропроцессор для цифрового управления данными. Верхняя полоса частот сейсмического сигнала, определяющая разрешающую способность аппаратуры, составляла 250Гц, период дискретизации в каждом канале 1мс. При динамическом диапазоне входного сигнала, равном 72дБ, цифровые данные представлялись 12-ти разрядным кодом. Канал связи обеспечивал скорость передачи данных от одного сейсмоприемника свыше 16 кБод (для 6 каналов 96 кБод). Питание скважинного зонда производилось по трехжильному кабелю. Две жилы кабеля использовались для передачи цифровых данных и питания двигателя, третья жила для питания электронной схемы зонда. Аппаратура «Вертикаль» послужила прототипом разработки соискателем более совершенной аппаратуры «Вектор», описание которой проводится в третьем разделе доклада.

В качестве средств возбуждения упругой волны применялись различные источники: в тресте «ДальморНГФ» - «Вапорчок», «Старжет» и ПИ-1В, в остальных – пневмоисточники ИГП-1, ПИК-200, ПИ-1В с объемом камер 6-10 л (разработки ВНИИГеофизики, НИИМоргеофизики и др.). В тресте «СевморНГФ» при наблюдениях в скважинах на суше (о. Колгуев) применялись пневмоисточники «Сигнал-5,6» (разработчик НИИМоргеофизики), а в мелких водоемах глубиной 1,5-2,0м аналогичные источники с объемом камер 1,0-1,5л. Необходимо отметить, что частотный диапазон записи при использовании этих источников ограничивался диапазоном 10-60 Гц.

Качество материалов. Полевые материалы зачастую характеризовались различным уровнем полевой обработки и невысоким качеством, свидетельствующими о недостаточной технической оснащенности и укомплектованности подразделений ВСП квалифицированными кадрами. Так как для исследований ВСП применялись, в основном, пневматические источники с узким спектром и невысоким энергетическим уровнем возбуждаемых сигналов, на первичных записях часто наблюдались интенсивные помехи, обусловленные пульсацией воздушного пузыря, реверберацией, кратными падающими волнами. Отмечались также интенсивные нерегулярные помехи, в т.ч. электрические влияния от работающих двигателей и систем динамического позиционирования буровых судов и установок. Первичные сейсмограммы, из-за низкого качества воспроизведения на сейсмостанциях "Прогресс-2", во многих случаях не могли быть использованы для оперативного контроля качества полевых наблюдений.

Во всех трестах материалы ВСП обрабатывались на ЭВМ с той или иной долей ручного труда. Комплексы программ обработки одинаковы – использовались программы СЦС-3 ВСП и пакет программ СЦС-3 ВСП-ПГР. В тресте "ДальморНГФ" обработка данных осуществлялась программами сейсмической операционной системы ЭВМ "Сайбер" и RDS-500, включающими, кроме известных процедур технологического плана, также процедуры суммирования трасс многократных возбуждений на одной глубине, приведения сигнала на трассе к минимально - фазовому, веерную фильтрацию для вычитания падающих волн, выделения восходящих волн путем выведения их на вертикаль, когерентной фильтрации по спрямленным восходящим волнам и определение средних и интервальных скоростей по первым вступлениям.

Наиболее ответственным этапом обработки данных скважинных сейсмических наблюдений является определение времен вступлений первой продольной волны и расчет средних, пластовых и интервальных скоростей. Несмотря на наличие ряда разработанных алгоритмов и программ автоматического выделения первых вступлений Р - волны и машинного сглаживания вертикальных годографов, выделение скоростных границ пластов по-прежнему выполнялось вручную с учетом геологических разбивок разреза, данных промысловой геофизики и др. методов. В тресте "СевморНГФ" была освоена динамическая обработка материалов с целью определения эффективного поглощения волн, параметров поляризации и упруго – деформационных модулей среды (=VS/VP, - коэффициента Пуассона, Е - модуля Юнга) для выявления их связей с неоднородностями геологического разреза.

Выполненный анализ состояния сейсмических исследований в морских скважинах в 80-90-х годах XX века позволил определить перспективные направления развития метода ВСП, которыми ориентировался соискатель в своей работе, и на решение которых были направлены усилия многих отечественных ученых (Гальперин, 1994; Теплицкий, 1983; Урупов, 1988; Стрельченко, 1989; Худзинский, 1990; Шехтман, 1992; Табаков, 1992; Богоявленский, 1996 и др.).

В области дальнейшего совершенствования технических средств ВСП такими задачами являлись:

- разработка скважинных цифровых сейсмических зондов, обеспечивающих однокомпонентную и трехкомпонентную регистрацию сигналов в широком динамическом (80-120дБ) и частотном (5-250Гц) диапазонах с уплотнением сигналов и управляемыми прижимными устройствами для различных термобарических условий исследуемых разрезов;

- разработка, изготовление и внедрение новых морских невзрывных источников возбуждения с высоким КПД и без пульсаций в водной среде в широком частотном диапазоне - от 5 до 300 Гц.

В области совершенствования программно-алгоритмического и технологического обеспечения ВСП такими задачами являлись:

- создание законченного программно-алгоритмического комплекса обработки данных ПМ ВСП в рамках системы СЦС-3, обеспечивающего повышение эффективности выделения различных типов волн (P, PP, PS, PSSP и др.), изучение параметров сейсмических волн и среды для детального расчленения геологического разреза, выполнение структурных построений, прогноз геологического разреза ниже забоя скважины, обнаружение зон АВПД;

- разработка алгоритмов и систем обработки и интерпретации промысловой сейсмики применительно к различным этапам ГРР – от разведки до эксплуатации месторождений, а также для решения технологических задач бурения;

- разработка методики и технологии комплексной интерпретации данных морских наблюдений МОВ ОГТ и скважинных наблюдений ПМ ВСП, а также ГИС и геотехнологической проводки скважин с целью повышения эффективности прогнозирования нефтегазоносности разведываемых структур, зон АВПД и физико-механических свойств геологического разреза;

- развитие способов прогнозирования геологического разреза глубже забоя скважины и в околоскважинном пространстве с целью выявления и оконтуривания нефтегазовых залежей в районе морских скважин.

    1. Прогресс метода ВСП при решении геологических задач

Анализ достижений метода ВСП при решении геологических задач по состоянию на начало 90-х годов приведен в монографии [Гальперин, 1994], в подготовке которой принимали участие его ученики и последователи, среди которых находился и автор настоящей диссертации. В работе было показано, что в конце XX века сейсморазведка могла успешно решать не только задачи сейсмического прогноза на поисковом этапе ГРР, но и другие нефтепромысловые задачи на этапе разведки  и разработки нефтегазовых месторождений. Основными из них являлись: детальное изучение состава и структуры регистрируемого волнового поля в различных геологических средах; определение скоростей продольных и поперечных волн; стратиграфическая привязка продольных, поперечных и обменных волн и их отождествление с одноименными границами отражения - обмена; изучение поглощающих и отражающих свойств разреза; прогноз акустической жесткости и скоростей сейсмических волн ниже забоя скважины; детальное исследование структурных планов в окрестности наблюдаемой скважины, трассирование тектонических нарушений; корреляция отражающих границ при групповом и кустовом бурении, изучение и расчленение тонкослоистых разрезов; выделение зон повышенной трещинноватости и улучшенных коллекторских свойств; прогнозирование геологического разреза в околоскважинном пространстве и ниже забоя скважины с целью определения нефтегазонасыщенности пород, контуров нефтегазовых залежей, зон АВПД; контроль за разработкой месторождения в процессе эксплуатации [23, 65].

Специалистами в этот период было введено понятие «промысловая сейсмика», под которой понимались работы ВСП на площадях, где проводятся разведка и эксплуатация месторождений. Важным отличием промысловой сейсмики от других видов сейсморазведки (региональной, поисковой) является то, что ее применяют на участках, на которых имеется и развивается сеть глубоких скважин. Это позволяет, значительно расширяя геофизические исследования в скважинах (акустические, ультразвуковые, электрические, нейтронные и др.), и, в особенности, вертикальное сейсмическое профилирование, получать новую обширную информацию о прискважинном и околоскважинном пространстве. Кроме того, эта информация делает возможным значительное увеличение объема, полноты и обоснованности сведений о геологическом строении изучаемого района, полученных по результатам наземной сейсморазведки. Сочетание наблюдений в скважинах и на поверхности существенно повышает надежность и точность сейсмического прогноза. Опираясь на такой прогноз, можно более обоснованно выбирать заложение точек последующего глубокого бурения. В свою очередь, использование результатов наблюдений ВСП во вновь пробуренных скважинах позволяет уточнить и расширить область надежного сейсмического прогноза. Таким образом, тесное сочетание промыслово-геофизических, буровых и сейсморазведочных работ должно приводить к существенному повышению эффективности всего геологоразведочного процесса на поисково-разведочном и этапах разбуривания месторождения УВ и выработки схемы его рациональной эксплуатации. Отказ от разбуривания площадей (структур) по геометрически правильной сети и переход к целенаправленному размещению разведочных и эксплуатационных скважин сулит значительный народно-хозяйственный эффект.

Промысловая сейсмика в настоящее время может решать широкий круг задач, которые  по  их назначению  разделяются  на  три  категории:  а) разведка месторождения; б) эксплуатация месторождения; в) технология бурения скважин. В соответствие с этой классификацией, определим задачи каждой категории, в решении которых соискатель принимал деятельное участие.

Разведка месторождения. На этапе разведки необходимо уточнить сведения о его структурно-фациальных особенностях и тектонике района, определить наличие и положение залежей полезного ископаемого. Наличие пробуренных скважин позволяет прежде всего скорректировать, опираясь на результаты геофизических измерений в скважинах, первоначальный сейсмический прогноз на этапе поисков. Уточнение параметров, необходимых для интерпретации сейсмических наблюдений, новые сведения о геологической обстановке (структурных построений, тектонике, стратиграфии, литологии, нефтегазонасыщения) позволяют обосновать и провести дополнительные наблюдения на поверхности более рациональными путями. Разработки соискателя в этой области изложены в публикациях [10, 14, 23, 30, 39, 47, 49, 57 и др.].

Эксплуатация месторождения. К моменту подготовки месторождения к эксплуатации существует достаточно густая сеть разведочных скважин, которые могут быть использованы для проведения в них дополнительных геофизических, главным образом сейсмических исследований. Выполненные с необходимой детальностью и на необходимом высоком научно-техническом уровне, эти исследования проводятся как на конечных этапах разведки, так и в процессе эксплуатации месторождений. Перед такого рода работами могут быть поставлены задачи изучения контуров залежи и их изменения в процессе разработки с целью управления внеконтурным или внутриконтурным заводнением пластов; оценка эффективности различных способов воздействия на пласт; определение изменений свойств пласта (залежи) в процессе эксплуатации; контроль за изменением давления в залежи и др. Работы автора в этой области изложены в публикациях [8, 47, 66, 67, 69, 71, 75, 76 и др.].

Технология бурения. Для повышения производительности бурения, в первую очередь скорости проходки скважин, необходимо предсказать физические свойства разбуриваемого разреза. Опираясь на сейсмический прогноз, своевременно получают сведения о глубине залегания пород с резко различными физико-механическими свойствами; о положении зон аномально высокого пластового давления (АВПД); положении в пространстве забоя бурящейся скважины с целью управления направленным бурением и др. Исследования автора в этой области изложены в  [40, 42, 52, 56, 58, 59, 63 и др.].

Отметим также наиболее значимые работы отечественных ученых, оказавших наибольшее влияние на развитие метода ПМ ВСП. Усилия специалистов в анализируемом периоде были направлены на решение трехмерных задач комплексирования скважинных и наземных сейсмических исследований, расширения частотного диапазона возбуждаемых упругих колебаний (как в сторону высоких, так и низких частот) для увязки материалов ВСП с данными ГИС, разработки моделей геологических сред с учетом градиентов сейсмических скоростей и анизотропии в горных породах (Кашик А.С., Гогоненков Г.Н., Табаков А.А.). При исследовании околоскважинного пространства значительные успехи достигнуты в детализации геологического строения исследуемых объектов, прогнозе их нефтегазонасыщения (Гогоненков Г.Н.,Табаков А.А., Шехтман Г.А., Кузнецов В.М., Амиров А.Н., Касимов А.Н. и др.), оценке трещиноватости и коллекторских свойств горных пород (Тихонов А.А., Чудинов Ю.В., Ишуев Т.Н., Адиев Р.Я.) При этом важное значение приобрели работы, связанные с изучением особенностей динамических характеристик волновых полей в нефтегазонасыщенных объектах. Изучению трещиноватости пород по параметрам гидроволн посвящены интересные работы Амирова А.Н.

Одновременно шло развитие математического обеспечения для обработки двумерных и трехмерных наблюдений ВСП (Табаков А.А., Баранов А.Ю., Баев А.В. и др.). В разных организациях были разработаны новые пакеты программ выделения и прослеживания отраженных волн во внутренних точках геологической среды (Табаков А.А., Шехтман Г.А., Кривицкий А.Б., Ференци В.Н., Редокоп В.А.). Большой вклад в развитие метода обращенных годографов внесен группой специалистов (Глан Ю.Р., Кривицкий А.Б. и др.) под руководством Теплицкого В.А. Детальными исследованиями поляризационных характеристик сейсмических сигналов занимались в ИФЗ АН РФ группа ученых под руководством Александрова С.А. Отметим также интересные исследования Ленского В.А. по повышению эффективности метода ВСП в сложнопостроенных средах. Серьезного внимания заслуживает технология применения ВСП для сопровождения бурения скважин (Громыко В.И., Бескопыльный В.Н.).

Решению новых структурных задач были посвящены работы Худзинского Л.А. и Руденко Г.Е., явившиеся одними из первых в этой области. Технология ВСП с подвижным источником (Шехтман Г.А.) дополнила возможности метода при решении структурных задач. Существенно расширилось применение ВСП в Поволжье (Адиев Р.Я., Чудинов Ю.В., Ишуев Т.Н.), направленное на решение новых геологических задач - прогноз нефтегазонасыщения пород.

Значительный успех в разработке скважинной цифровой аппаратуры был достигнут во ВНИИГИСе (Мамлеев Т.С., Бандов В.П., Сафиуллин Г.Г. и др.), НИИМоргеофизике (Мирзоян Ю.Д., Виноградов Е.А., Стрельченко В.В., Слуквенко А.Н. и др.), ОАО «Башнефтегеофизика» (Антипин Ю.Г.), в Крымской геофизической экспедиции (Багмут А.В.), НИИ Атолл (Шашин В.И. и др.). Появились скважинные трехкомпонентные зонды ВСП с гироскопической ориентировкой (ИГГиСО РАН, Лебедев К.А.). Важное значение для практики сейсморазведки имели разработки отечественных ученых (Бадиков Н.В., Балашканд М.И., Гуленко В.И. и др.) мощных пневматических источников для использования в больших группах.

В настоящем обзоре упомянуты наиболее значимые разработки отечественных ученых, поскольку разработка технико-методических основ поляризационного метода ВСП к концу 80-90-х годов была осуществлена, в основном, в нашей стране. Однако в своих исследованиях соискатель учитывал и работы ряда зарубежных исследователей (Ahmed H., Balch A.H., Becker D.F., Benhama A., Crampin S., Hazdage B.A., Stewazt R.R., Toksz M.N. и др.). Полный обзор зарубежных работ в области ВСП приведен в монографии (Гальперин, 1994).

  1. РАЗВИТИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ МЕТОДА ПМ ВСП

Поляризационный метод ВСП является одним из направлений увеличения эффективности сейсмических исследований и его разведочные возможности известны. Однако принципиальное преимущества ПМ ВСП реализуется далеко не полностью, что связано со специфическими особенностями волновых полей, наблюдаемых во внутренних точках среды и, в первую очередь, с изменением направления подхода волн вдоль линии вертикального профиля. При регистрации вертикальных составляющих колебаний меняется как относительная интенсивность записи, так и происходит смена знака вступления, причем для разных типов волн эти изменения могут быть различными. Положение усугубляется при изучении сложнопостроенных сред, для которых неучет пространственного распространения упругих волн не только приводит к существенным погрешностям, но и во многих случаях не позволяет определить природу регистрируемых волн (Худзинский, 1990; Шехтман, 1992).

Направления смещений во внутренних точках среды свободны от искажающего влияния ЗМС и ВЧР и, в основном, соответствуют направлениям распространения сейсмических волн. Поэтому применение ПМ ВСП позволяет существенно повысить эффективность скважинных исследований не только в сложнопостроенных средах, но и в условиях горизонтально-слоистых сред, особенно при решении новых геологических задач (прогнозировании геологического разреза, прямых поисках УВ), которые традиционному методу ВСП с Z- регистрацией недоступны. В последние десятилетия соискателем выполнены значительные объемы работ ПМ ВСП на шельфе Арктических и Дальневосточных морей, на Черном и Азовском морях, в Предкавказье, Ростовской области, на островах Сахалин и Колгуев, на площадях с различным геологическим строением – в условиях платформы, диапировой тектоники, в сложнопостроенных средах. Для обработки материалов ПМ ВСП и совместной интерпретации с данными МОВ ОГТ и РНП были разработаны новые методические приемы, обладавшие на момент соответствующих публикаций научной новизной.

2.1. О выделении волн в ПМ ВСП и построении временных разрезов


2.1.1. Способ ПМ  ОГТ на уровенных профилях [34]

Одной из основных особенностей применения метода ОГТ при ВСП, в отличие от наземных сейсмических наблюдений, является то, что при изменении расстояния «ПВ - вертикальный профиль» меняется направление подхода волны и, соответственно, направления смещений частиц, которые во внутренних точках среды для продольных волн в целом соответствуют направлению распространения волн. В этих условиях целесообразно отказаться от регистрации фиксированных в пространстве Z - составляющих и перейти на суммирование полного вектора колебания или следящих составляющих, для которых отношение сигнал/помеха максимально. Наиболее легко ПМ ОГТ может быть реализован при наблюдениях на уровенных профилях, позволяющих  улучшить соотношение сигналов Аs/Ар и обеспечить выделение слабых глубинных отражений на фоне регулярных волн-помех (Руденко, 1975; Худзинский, 1975). Для реализации ОГТ в скважинной модификации необходимо по записям колебаний из нескольких пунктов взрыва, удаленных на различные расстояния от скважины, сформировать годографы отраженных волн, соответствующих общей глубинной точке. Рассмотрим среду с горизонтальной границей. Совместим при этом начало координат с устьем исследуемой скважины в которой размещены сейсмоприемники 1-4, в точках L1, L2…Li расположим источники возбуждения, точки выхода сейсмических лучей на дневную поверхность обозначим через К1, К2...Кi (рис.1). При выборке каналов по схеме ОГТ  будет обеспечена регистрация

Рис.1. Лучевая схема и годограф отраженной волны ОГТ на вертикальном профиле

отраженных волн от общей глубинной точки В. Время прихода волны в точку К1 и ее положения   на оси L определяются выражениями

tогт(L)=огт(L,H)+(L,H),                                (1)

где tогт(L) - текущее время наземного годографа ОГТ на оси L; огт (L,H) - текущее время годографа ОГТ в скважинной модификации; (L,Н) - время пробега луча от точки приема в скважине до дневной поверхности в точке К1; L - удалени «ПВ – устье» скважины; - расстояние от точки выхода луча на дневной поверхности до устья скважины.

Уравнение годографа ОГТ отраженной волны в скважинной модификации

можно записать как разности времен наземного годографа ОГТ и времени пробега волны от точки наблюдения внутри среды до дневной поверхности:

       огт (L,H)=,  ,                (2)

где НВ=Ногт - глубина до отражающей границы; L - координата общей глубинной точки на оси L.

Решая совместно уравнения (2), и подставив, после соответствующих преобразований получим уравнение продольного годографа ОГТ для однородной среды в скважинной модификации:

огт (L,H) =, L=,                       (3)

где - «нулевое» время годографа ОГТ с учетом глубины регистрации.

Уравнение (3) показывает, что годограф ОГТ в скважинной модификации является гиперболой. Для преобразования оси синфазности в линию необходимо подобрать соответствующие значения скорости V(Vогт). Значение Vогт может быть получено путем регулируемого суммирования сейсмограммы ОГТ по набору гипербол, причем каждому значению будет соответствовать свое значение Vогт (Мешбей, 1973; Матусевич, 1974). Введя в каждую точку (L, Н, t) сейсмограммы ОГТ поправку за нормальное приращение (при горизонтальном залегания - кинематическую поправку), приведем время регистрации канала с координатой (L, Н) ко времени :

.                                        (4)

Приближенно величина кинематической поправки для волн разных типов (РР, РS и SS) может быть рассчитана с помощью выражения (L,Н).

Для приведения полученного разреза к дневной поверхности следует ввести поправку за пробег волны по стволу скважины по вертикали t0h=, где h – глубина регистрации; V0 – скорость продольной волны от точки регистрации до дневной поверхности. Уравнение (4) в этом случае приобретает вид:

,                        (5)

где t – время, приведенное к дневной поверхности.

Системы наблюдения в ПМ ОГТ должны обеспечить надежное выделение и прослеживание волн типов РР, РS SS и др.. При выборе системы наблюдений здесь, как и в наземной сейсморазведке, должны быть определены кратность перекрытий, расстояние между пунктами взрыва и максимальная длина годографа, при которой происходит необходимое запаздывание волны – помехи, а также шаг наблюдений на вертикальном профиле, номера ПВ и каналов, записи от которых принадлежат общей глубинной точке.

Кратность перекрытий зависит от уровня волн-помех. В скважинной модификации ПМ ОГТ эти оценки для волн разных типов (РР, PS, SS) получаются более надежными по наблюдениям ПМ ВСП (Левянт, 1970; Мешбей, 1973). Максимальная длина годографа (база суммирования) находится из условия обеспечения на конце базы суммирования остаточной кривизны годографа волны–помехи в полтора периода (30-50мс), при которой происходит ее подавление. Для качественных оценок длины годографа можно воспользоваться уравнением (5) или функциями запаздывания между многократной и однократной отраженными волнами, получаемыми по данным ПМ ВСП.

Выбор шага  наблюдений и расстояния между ПВ в скважинной модификации ПМ ВСП имеет свои особенности, даже для волн одного типа. Для двух годографов, полученных на соседних глубинах Н1и Н2, расстояние L определяется из выражения:

L= L.

Очевидно, что суммирование по ОГТ может осуществляться лишь для одной границы, причем с изменением L меняется L. Поэтому, для изучения близкорасположенных границ необходимо выбирать шаг суммирования и изменять его для различных интервалов времен, т.е. получать несколько временных разрезов, в совокупности освещающих исследуемый разрез.

В работе (Теплицкий, 1973) показано что при ВСП различие в кинематике однократных и многократных волн с глубиной наступает быстрее, чем при увеличении базы суммирования, поэтому эффективное суммирование при наблюдениях на разных глубинах может быть достигнуто уже при небольших длинах годографа и при сохранении максимальных расстояний между точками наблюдений. Особенно эффективной такая методика будет при многоточечной регистрации (18-24 точек) на вертикальном профиле. Требования к шагу наблюдений на вертикальном профиле аналогичны требованиям наземной сейсморазведки и должны удовлетворять условиям уверенной корреляция волн разных типов, т.е.

, где VК - кажущаяся скорость исследуемой волны; Т - период колебаний. При изучении глубоких горизонтов, представляющих основной разведочный интерес, эти требования, как правило, выполняются.

Уравнения годографа ОГТ в скважинной модификации в случае наклонной границы раздела имеют более громоздкий характер и здесь не приводятся. Общий же подход заключается в том, что в уравнения наземного годографа ОГТ вводятся две поправки: время пробега волны от точки приема на вертикальном профиле до дневной поверхности (по направлению распространения сейсмического луча) и нормальное приращение (кинематическая поправка). При обработке материалов могут быть применены различные виды регулируемого суммирования; алгоритмы и приемы такой обработки изложены в тех же работах.


2.1.2.Суммирование записей ПМ ВСП в общих точках приема и взрыва [35]

В поляризационном методе ВСП для анализа волновых полей используется корреляция ППК, при селекции волн по кинематическим признакам на сравнительно небольших базах применяется направленное суммирование, РНП, вычитание и другие приемы [28]. В условиях регистрации слабых глубинных отражений на фоне высокоскоростных многократных волн, мало отличающихся по кажущимся скоростям и форме годографа от однократных отражений, эти приемы оказываются недостаточно эффективными. Поэтому для обеспечения необходимого разрешения волн в полуторном периоде  базы суммирования должны быть увеличены (Мешбей, 1973; Матусевич, 1974). Суммирование записей ВСП по точкам приема на больших базах в случае горизонтально - слоистой среды описано в (Мешбей, 1973). Нами исследованы возможности такого суммирования для наклонного залегания отражающих границ.

Очевидно, что для волн типов РР, РS и SS,. характеризующихся различными скоростями распространения, базы суммирования будут неодинаковыми, и для их выбора требуется знание параметров анализируемых волн. Такая информация может быть получена при применении к записям скважинных наблюдений ПМ аппарата регулируемого суммирования РС, который хорошо себя зарекомендовал при обработке материалов наземной сейсморазведки (Гамов, 1974; Мурашко, 1975). Регулируемое суммирование представляет собой многократное суммирование записей по криволинейным (гиперболическим или пароболическим) функциям с целью повышения отношения Асигн/Апом. Параметр регулируемого суммирования должен обеспечить аппроксимацию наблюденных годографов для суммирования. РС при ПМ ВСП может быть применено к записям, полученным на уровенных (по общим точкам приема ОТП) и вертикальных (по общим точкам взрыва ОТВ) профилях для выделения волн разных типов. В рассматриваемых моди-фикациях РС выполняется по гиперболическим осям для модели однородной среды или среды с заданным распределением средних скоростей, причем суммирование может быть применено как к записям фиксированных компонент, так и следящим составляющим волн типов  PP, PS или SS (рис.2). Линия суммирования представляет собой теоретические годографы. Для описания функций запаздывания (разности годографа анализируемой волны и линии суммирования) используется как строгое, так и приближенное решение. Последнее с достаточной точностью получается  путем  параболического разложения вертикального годографа отраженной волны (Гальперин и др., 1975):

(L,H)=,                      (6)

где l – расстояние «ПВ – устье скважины»; Vc, Vce – априорная и истинная (эффективная) скорость по пути «дневная поверхность – отражающая граница – точка наблюдений»; , е – априорный и истинный (эффективный) углы наклона границы; toc – нулевое время вертикального годографа отраженной волны с учетом глубины наблюдения; tВ - вертикальное время Р или S волны, снимаемое с годографа прямой волны.

Уравнение (6) и расчеты показывают, что функция суммирования как для уровенного, так и для вертикального годографов отраженной волны является практически линейной даже в случаях существенных отклонений заданной скорости Vc от истинной Vce. При суммировании в записи вводятся кинематические поправки tk=t (L,H) – toc (L,H), где t(L,H) – наблюденный годограф отраженной волны. Величина поправки вычисляется по формуле  tK . Получаемые при суммировании времена to(L,H) легко привести к времени to(L) на дневной поверхности:

to(L)=tB cos+.

При суммировании в качестве переменного параметра принимаем угол i. Будем его изменять в интервале 1-2, в зависимости от углов наклона границ в окрестностях исследуемой скважины. Для расчета используем априорные данные о скоростях Vc=f(toc,H). В результате РС получаются суммоленты. Очевидно, что значения 2 на суммолентах будут соответствовать истинным только в том случае, когда Vc=Vce. Поскольку в общем случае такое условие не соблюдается, то возникает необходимость определения параметров Vce и е по разрастаниям на суммолентах. Максимум разрастания на суммолентах достигается при минимальном сдвиге функции запаздывания на выбранной базе суммирования.

Для уровенного годографа разность функции запаздывания на базе суммирования L2-L1 записывается в следующим виде:

(L,H,)=.        (7)

Если функции запаздывания линейны, то максимум разрастания получим при =0. Тогда для трассы с максимальным разрастанием выполняется условие:

Знак правой части последнего уравнения определяется алгебраической суммой (L2+L1). Анализируя совместно суммоленты различных систем наблюдений, можно найти параметры Vce, e. В частности, для суммолент, полученных на симметричных базах, будем иметь:

,  е=arcsinС Vce,

где: D=; C=.

При суммировании записей встречных наблюдений параметры Vce и е определяются соотношениями:

Vce=Vc; е=arcsin;

где D=; С=; to=(tОС1-tB)+(tОС2-tB).

Для системы вертикальных годографов приведем лишь окончательные уравнения. Более подробно их вывод и процедура РС рассмотрены нами в отчете (Мирзоян, Гальперин и др., 1975). При использовании суммолент нагоняющих вертикальных годографов отраженных волн формулы для вычисления Vce и е имеют вид:

Vce=Vc;         е=arcsin,                        (8)

где D=;  C=.

Для системы встречных вертикальных годографов уравнения (8) имеют аналогичный вид, за исключением величины C=.

Таким образом, выделенные на суммолентах разрастания отождествляются по toc, снимаются значения 1 и 2, а затем по ним проводится вычисление коэффициентов D, C и величин Vce и е. Комплексирование обоих видов РС повышает надежность анализа и интерпретации волнового поля, обеспечивает корреляционную увязку волн на уровенных и вертикальных профилях. Материалы РС дают информацию о параметрах полезных волн и волн-помех, необходимую в дальнейшем процессе обработки, в частности, для построения временных разрезов. При ВСП временные разрезы обеспечивают увязку данных по вертикальным, уровенным и наземным профилям. Способы построения временных разрезов по наблюдениям ПМ ВСП на вертикальных и уровенных профилях при горизонтальном залегании границ описаны в (Музыка, Гамов, 1974). Здесь мы рассмотрим особенности их построения в случае наклонных границ раздела.

Построение временных разрезов в случае наклонных границ сводится к введению кинематических поправок с учетом наклона границ таким образом, чтобы трансформированные годографы на временном разрезе давали правильную линию to(L). Найдем необходимые для этого кинематические поправки в предположении, что наклоны границ известны, например, по данным РС. Пусть среда до границы с наклоном однородна и характеризуется скоростью V. В этом случае уравнение вертикального годографа отраженной волны имеет вид:

t1=.

После ввода кинематических поправок t1 получим линию «t0» на результирующем разрезе, описываемую уравнением:

.                                (9)

Учитывая, что координаты точки отражения при нормальном падении пластов определяются как , то подставляя это соотношение в (9), окончательно получим , что отражает соответствие трансформируемого (преобразованного) годографа линии to(L) временного разреза.

Осуществляя перебор по углам при априорно заданных скоростях, можно с требуемой точностью определить параметры Ve и е для расчета кинематических поправок и получения временных разрезов. Основные этапы построения временных разрезов ПМ ВСП следующие:

1. Ввод трехкомпонентных записей, расчетных поправок, редакция.

2. Ориентирование записей, получение фиксированных компонент.

3. Расчет кинематических поправок с различными значениями для волн разных типов. Суммирование записей, получение суммолент РС, определение параметров исследуемых волн, расчет исправленных кинематических поправок.

4. Ввод исправленных кинематических поправок, получение участков временных разрезов, двумерный перебор участков временных разрезов по V, W, , анализ и определение природы и типов основных групп волн.

5. Получение временных разрезов для волн разных типов по фиксированным и следящим составляющие и их окончательная фильтрация.


2.1.3 Спрямление годографов волн разных типов [36]

При обработке материалов ВСП одним из этапов выделения полезных волн на фоне помех является способ спрямления осей синфазности отраженных волн. Однако этот способ при наблюдениях на продольных профилях может быть использован только для продольных волн в условиях горизонтального залегания границ. В других случаях он неприемлем из-за различий в кинематике первой продольной и отраженных РР-волн, которые приводят к переспрямлению или недоспрямлению осей синфазности волн. Величина переспрямления (недоспрямления) будет зависеть от удаления L и углов наклона границ .

При наблюдениях на продольном вертикальном профиле неучет угла наклона границы приводит к переспрямлению годографов отраженных РР волн на величину t1=t(1-cos )+1, где t – текущее время на годографе отраженной волны; =t(1-cos); =arctqtq (при HB =0).

При наблюдениях на непродольных профилях, даже в случае =0, будет отмечаться переспрямление осей синфазности отраженных волн на величину

t=t(1-cos )+;         = arctg ; 2=t(1-cos2) ;  2=- ; =arctg.

С увеличением HB значения 2 и 2, уменьшаются. Поправка t2 для LO и о будет изменяться в зависимости от величины и знака угла наклона границы и варьировать в интервале t>0 < t=0 < t<0.

Поскольку наблюдения ПМ выполняются в сложнопостроенных средах на различных расстояниях ПВ от скважины и при этом используются волны разных типов, оказалось необходимым развить способ (Демиденко, 1966) с тем, чтобы вводить поправки за переспрямление осей синфазности. Необходимые формулы для этого имеют вид:

t= t(L)-; cos =,        (10)

t(L)=,  Vc=,

где t(L) – время пробега отраженной волны на дневной поверхности; Vн – средняя скорость от дневной поверхности до точки наблюдения; Vt - средняя скорость от дневной поверхности до отражающей границы.

Из уравнений (10) следует, что при HB=H и H=0 скорости Vc=V и они являются наименьшими. Для всех промежуточных глубин значение Vc будут возрастать за счет уменьшения пути пробега в верхней части разреза. При отсутствии данных об углах наклона границ , их значение находятся методом подбора. При этом в первую очередь рассчитываются поправки для =0, а затем после их ввода в записи анализируется форма спрямленных годографов отраженных волн  по величине дисперсии точек спрямленного годографа 2. Значение 2>N свидетельствует о недоспрямлении годографа, знак 2 указывает на то, в какую сторону нужно изменять при его подборе (если 2<0, то следует увеличивать, при 2>0 – уменьшать).

Глубина отражающей границы НВ может быть оценена на основе выражений, приведенных выше. При этом погрешности определения истинных значений глубины Нв могут достигать ±100м, что обуславливается практической параллельностью годографов отраженных волн при таком различии глубин.

Предложенный способ был опробован при модельных и полевых наблюдениях в ЗКП. На рис. 3 показаны возможные отклонения спрямленного годографа за счет неучета углов (кривые 1 изображают исходные годографы, 2 – спрям-ленные). Максимальное недоспрямление годографов составляет 0,04с при =10. Рисунок иллюстрирует эффективность спрямления годографов монотипных (продольных РР) волн по наблюдениям ПМ ВСП в скважине Калужская № 60 при удалениях 500м. Для первой границы значения составляет 7, для второй и третьей - 11. Неучет углов мог привести к недоспрямлению годографов первой и второй волны на 0,04с, а третьей – на 0,05с.

Для спрямления обменных годографов PS-волн величина поправки определяется из совместного решения уравнений годографов обменной отраженной волны на дневной поверхности (Гальперин, 1971; Пузырев, 1965) и во внутренних точках среды. Опуская промежуточные выкладки, запишем:

tB PS =,

где ; L=; is=arccos.

Величина корректирующей поправки для каждой волны определяется соотношением tКОР (Н) =tСПР (Р) -. Результирующая статическая поправка находится как средняя для данной глубины по всем выделенным отражениям .При необходимости используются весовые коэффициенты достоверности поправок по каждой волне.

Предложенный способ обеспечивает преобразование сейсмограмм непродольных наблюдений ВСП в сейсмограммы с вертикальными осями синфазности, что существенно расширяет возможности разделения волн на вертикальных профилях и позволяет осуществлять коррекцию статических поправок.

2.1.4. Способ построения отражающих границ по данным ВСП

в сложнопостроенных средах [22]

Для построения отражающих границ в сложнопостроенных средах предложен способ с использованием принципов РНП для монотипных и обменных волн. Глубина до отражающей границы Н определяется на основе совместного решения уравнения годографа отраженной волны и его первой производной:

t =),                (11)

,  .

Значение производной может быть вычислено по суммоленте РНП  или по кажущейся скорости V* отраженной волны .

Для построения границ необходимо знание координат центра отражающей площадки (Hотр ,L), её угла , величины L. Опуская промежуточные преобразования, получим:

Hотр=H±Ltq,  =arctq=arctq (),                 (12)

L=(O12Q+QN)cos=()[tq] cos2,

Значение угла i подхода волны к линии наблюдения определим через известное соотношение cosi=. Решение задачи может быть неоднозначным, поскольку вследствие осевой симметрии возможны два направления подхода волны. При вычислениях в формулы (12) необходимо подставить два значения угла подхода, удовлетворяющих наблюденному годографу.

Величину отражающей площадки BN определим как

BN=.

Подставляя в последнее выражение значение глубин наблюдения для начала h1, середины h0 и конца h2 базы суммирования, получаем выражение для расчета отражающей площадки, расположенной между центральной точкой и скважиной:

L1=BN (h1)-BN (h0),  L2=BN (ho)-BN (h2).

В последних формулах предполагается, что h1>ho>h2. В случае =0  расчетные формулы упрощаются: L=(H-h)tqi,  Hотр=Н,  BN=.

Реализуем этот же подход при определении координат отражающих элементов по годографам обменных волн РS либо SP:

,

где K=Vp/Vs;L и Нотр - координаты центра отражающей площадки.

Учитывая, что Нотр – h=Lctqis, где is-угол подхода поперечной волны к прибору, регистрирующему вертикальную составляющую, будем иметь

L=.                (13)

Формулы (12, 13) для определения L, Нотр и в случае волн SР имеют аналогический вид. Параметры Ls, Vp, K заменяют соответственно на Lp,Vs,1/К. Формулы для определения размеров отражающей площадки SР либо PS-волн имеют довольно сложный вид, поэтому удобнее вычислять координаты граничных точек отражения соответствующих наблюдений.

Методика построения глубинного разреза заключается в последовательном определении и нанесении элементов разреза по наблюдениям величинам L, Нотр, и L1, L2. При таких построениях должны соблюдаться следующие условия: базы суммирования по данным ВСП не должны пересекать границы с резким изменением скоростей; увеличение базы суммирования повышает точность определения производной .

2.2. Определение скоростей Vp и Vs по наблюдениям ПМ ВСП и ПМ ОГТ

Для селекции волновых полей в ПМ ВСП применяются принципы полярной ПК и поляризационно-позиционной ППК корреляций, основанные на использовании всех параметров волнового поля - скорости, частоты и поляризации колебаний. Среди этих параметров скорости сейсмических волн играют важнейшую роль, так как от их знания зависит точность структурных построений, эффективность различных схем накапливания и преобразования сигналов. Во всех районах, где выполнялись наблюдения ПМ ВСП, выделены и прослежены продольные и обменные волны. Для их анализа, обработки и совместной интерпретации с другими геофизическими данными, оценке скоростей VP и VS, предложен ряд методических приемов (способов), использование которых обеспечивает определение упруго-деформационных модулей , , E.

Использование обменных волн в комплексе с продольными имеет важное значение в сейсморазведке, особенно при решении задач ПГР. Обменные РS-волны образуются практически на всех геологических границах от обычных точечных взрывов, регистрируются на всех доступных глубинах и значительных расстояниях от ПВ, характеризуются высокой интенсивностью. Во многих районах волны PS на Z-компоненте имеют существенную вертикальную составляющую и мешают прослеживанию продольных отражений. Вместе с тем, волны PS содержат полезную информацию о скоростях поперечных волн Vs, для извлечения которой соискателем предложен ряд новых способов, учитывающих специфику наблюдений на вертикальных, уровенных и наземных профилях ПМ. В основу предложенных способов положен принцип совместного использования параметров поляризации обменных волн и разности времен пробега продольных и обменных отражений, на одной и той же границе раздела.






2.2.1 Определение скоростей Vp и Vs по вертикальным годографам отраженных монотипных и обменных волн [28]

Наиболее надежные данные о скоростях получаются по наблюдениям в скважинах на основе первой продольной и прямой поперечной волны. При этом определяются, в основном, скорости продольных волн (Гальперин, 1971; Пузырев, 1965; Рудницкий, 1968). Методика изучения скоростей поперечных волн до конца не разработана и здесь отмечается ряд трудностей. S-волны регистрируются на фоне различного рода кратных, отраженных, обменных и других волн, что существенно снижает точность определения скоростей Vs. В то же время скоростная характеристика разреза не только по Р, но и по S волнам представляет интерес как для решения структурных задач, так и для прогнозирования вещественного состава геологического разреза. Для получения независимых данных о скоростях распространения сейсмических волн целесообразно использовать наряду с прямыми P и S-волнами отраженные и проходящие PS-волны. В работе (Теплицкий, 1973) обсуждаются возможности получения данных о скоростях продольных волн по наблюдениям на уровенных профилях, однако на практике определения обычно выполняются нa вертикальных профилях. Рассмотрим способы вычисления скоростей по вертикальным годографам монотипных волн.

В случае плоской наклонной границы и однородной покрывающей среды (или среды с заданным распределением средних скоростней) уравнения вертикального годографа отраженной монотипной волны и его первой производной имеют вид (Теплицкий, 1973):

V,

V,                        (14)

где t – текущее время годографа отраженной волны; Vc – средняя скорость по пути «дневная поверхность - отражающая граница – точка наблюдения»; L - расстояние от пункта взрыва до вертикального профиля; Н - глубина точки наблюдения; НВ - глубина до отражающей границы; - угол наклона границы.

Решая совместно эти уравнения после преобразований получим:

V.                                        (15)

Уравнение (15) может быть использовано для определения средней скорости по годографам отраженных волн на участке, вскрытом скважиной. Причем знание угла наклона отражающей границы не является обязательным, так как производную dt/dH можно определять по годографам. Этот способ представляет особый интерес в тех случаях, когда начальная часть сейсмограммы осложнена волнами-помехами (трубными, кабельными и др.), а в последующих вступлениях прослеживаются отраженные волны. При этом предполагается что глубина до отражающей границы может быть оценена с точностью ± 100м.

Большой интерес представляет способ определения скоростей ниже забоя глубокой скважины. В уравнениях (14) положим = 0, тогда

V, .

Заменив dt/dH=1/Vк и исключая параметр НВ из уравнения  (15) расчет значений Vei  и Нвi произведем по формулам:

V, .

Далее для каждой точки наблюдений находятся значения Vci и HВi. Из этих данных можно получить сведения о скоростях распространения волн ниже забоя скважины. Поскольку значения Vci, определенные в каждой точке наблюдения, соответствуют одной и той же отражающей границе, то в случае их дисперсии необходимо произвести их выравнивание (осреднение) и дальнейшие расчеты средних  скоростей до отражающей границы Vi  производить по формуле .

Таким образом, по каждому вертикальному годографу находятся глубина НBi и средняя скорость Vi. Значения глубин НBi, найденные по различным точкам вертикального годографа, будут одинаковы лишь в случае правильного определения скоростей Vi. Поэтому по аналогии с (Глан Ю.Р. и др., 1975) представляется целесообразным определить те значения Vi, при котором будет минимально среднеквадратическое отклонение величин НBi , полученных от разных точек вертикального годографа где n – число точек наблюдений. Найденные значения Vi, HBi используются для продолжения вертикального годографа t(HB) или кривой V(НB) ниже забоя исследуемой скважины.

Описанный способ пригоден для определения скоростей монотипных волн ниже забоя скважины в условиях горизонтального и пологого залегания границ (15°) и слабоградиентных сред. В случае больших наклонов отражающих границ необходимы учет углов наклона границ и применение итерационных приемов. Полученные первичные данные рассматриваются как первое приближение оценок Vi. Подставив их в последнее уравнение, можно найти угол наклона границы, в затем вновь повторять вычисления. Итерационной процесс продолжается до тех пор пока различая в скоростях не станут минимальными, т.е.(Vik-Vik+1)V, где V - заданный порог точности.        

Для повышения точности оценок Vci целесообразна совместная обработка вертикальных годографов, отработанных из различных ПВ. При обработке системы из нескольких нагоняющих вертикальных профилей для определения скоростей могут быть использованы следующие уравнения:

V, , sin =,

где L1 и L2 удаления ПВ от скважины; t1i- время регистрации отражающих волн, связанных с одной и той же отражающей границей на одном уровне Нi.

Отметим еще одну возможность повышения точности определения скоростей по вертикальным годографам отраженных волн. В большинстве случаев наблюдения ВСП выполняются из продольного (х = 100-150м) и непродольных ПВ  (х = 600-800 м). Определив глубины до отражающих горизонтов по непродольным наблюдениям и времена пробега волн до этих границ по продольному профилю, можно определить интервальные скорости на участке ниже забоя глубокой скважины

V,

где ti - разность времен вступления отраженной и первой продольной волны на глубине наблюдения Нi.

2.2.2. Определение  Vs по вертикальным годографам  обменных  отраженных  и  проходящих  волн [28]

Задача определения Vs по вертикальным годографам обменных волн наиболее просто решается в случае однородной среды (или среды с заданным распределением средних скоростей) в условиях горизонтального залегания границ обмена. При этих условиях уравнения годографа обменной волны и его производной имеют вид (Гальперин, 1982):

t=,        ,                                ,                                (16)

где Vр - скорость распространения продольных волн до границы; Vs - скорость распространения поперечных волн между границей и точкой приема; n=Vs/Vp ; ip - параметр луча (угол выхода из источника); Н - глубина наблюдения; Нв - глубина до отражающей границы по вертикали. Верхний знак соответствует обменным отраженным, нижний - обменным проходящим волнам.

Исключив параметр n=Vs/Vp и решая совместно уравнения (16) можно вычислить величину угла iр и использовать их при расчетах глубин НВ и средних скоростей Vs поперечных волн на участке границы обмена - точки приема. При известных значениях НВ и ip скорости Vs составляют:

.

Очевидно, что полученные по последней формуле скорости Vsi будут изменяться в зависимости от положения точки приема по отношению к границе обмена. Для определения интервальных скоростей Vsi инт между точками наблюдений и времен пробега волн от границы до точки приема, воспользуемся следующими уравнениями;

, .

Наличие в исследуемом интервале глубин нескольких волн РS, позволяет повысить точность и надежность определения времен и скоростей  поперечных волн (Абдуллаев Р.А.). При их совместной интерпретации выражения для Vs и имеют вид:

,,

где - величина приращения времени пробега S волны между соседними точками приема i и i+1; e - индекс волны.

Оценка точности определения скоростей Vs предложенным способом проводилась по тестовым и экспериментальным материалам в различных сейсмогеологических условиях Западного Предкавказья. Критерием точности определения Vs являлось совпадение вертикальных годографов tS(Н), построенных по прямой S-волне и по обменным PS волнам. Максимальные различия в пластовых скоростях достигали 2-4%, а во временах - 1-2%. На тестах оценивалось влияние ошибок в задании скоростей Vр на точность определения Vs. Разброс в значениях скоростей Vр составлял ±15% при абсолютной величине скорости Vр = 2000м/с. Выполненные расчеты показала слабое влияние заданных ошибок на точность определений интервальных скоростей Vs инт. Некоторые различия отмечены во временах сопоставляемых вертикальных годографов tS(Н). Вертикальные годографы tS (Н), рассчитанные при скоростях Vs, заданных с ошибками, оказались параллельно смещенными на 0,02-0,025с относительно годографа, расчитанного с истинной скоростью.

При исследованиях на уровенных профилях, особенно при значительных удалениях ПВ от устья скважины (L=1,0-3,0 км), на сейсмических записях кроме продольных зачастую наблюдаются хорошо коррелирующиеся обменные волны, представляющие разведочный интерес. В этих условиях определение скоростей Vs возможно для разных точек отражения обмена на границе по формуле

,

где ; ; b1=HB-HР1;  b2=HB-HP2.

Выполненные расчеты с использованием численных примеров и моделей показали, что погрешности в определении скоростей для глубин 2200- 2600м не превышают 3-5%, а времен - 2-3%. Критерием точности являлось совпадение вертикальных годографов поперечных волн, полученных по прямой S - волне и по обменным волнам. В целом результаты исследований позволяют рекомендовать предложенный способ к широкому использованию с целью определения скоростей Vs на вертикальных и уровенных профилях.


2.2.3. Определение скоростей Vs по продольным и обменным

отраженным волнам с использованием параметров поляризации [48]

Рассмотрим возможности определения скоростей поперечных волн методом ВСП по способу, предложенному в работе (Мануков, 1973). Построения произведем для следующих условий (рис. 4). Отражающая граница R- горизонтальна, покрывающая среда однородна или задана моделью средних скоростей, глубина до отражающей границы Нb известна по данным ПМ

ВСП. В точке А на границе происходит отражение-обмен  РР  и РS-волн, регистрируемых на вертикальном профиле соответственно на глубинах Нр и Нs в точках С1 и В1. Пункт взрыва располагается в точке О, – угол падения и отражения продольной волны, - угол отражения (прохождения) обменной волны, удаление ПВ от устья исследуемой скважины L. Скорости продольных Vp и поперечных Vs волн, которые в случае модели средних скоростей определяются с учетом глубин регистрации как  Vp(s)=, где t и t-времена по вертикальному годографу продольной или поперечной волны на глубинах и ; - глубина до отражающей границы; - глубина точки регистрации.

Разность времен пробега обменной и продольной волн составит:

,

где .

Если произвести ряд простых преобразований, то можно получить выражение для определения скорости

  VS=;  .        (17)

Для вычисления скоростей VS по (17) необходимо знание углов или глубин Нр и Hs, соответствующих одной и той же точке отражения - обмена. Величину угла можно найти из рассмотрения треугольника ОО1О2: tg a = . Угол между вектором смещения и вертикалью определяется с помощью диаграмм направленности многокомпонентных записей по соотношению минимальной и максимальной амплитуд:  tg =tg, где - угол наклона компоненты полярной (азимутальной) установки. С целью контроля и повышения точности определений VS значение угла может быть также найдено на основании закона Снеллиуса c использованием выражения, полученного в работе (Васильев, 1976) sin = sin. Связь между величинами НP и HS определяется выражением .

Таким образом, вычислив по приведенным уравнениям параметры, непосредственно по сейсмограммам ВСП определяют значения tPS-P, которые подставляют в формулу (17) для расчета скоростей Vs поперечных волн.

При ранее принятых допущениях получена также формула для определения скоростей Vs на основе решения уравнения годографа обменной волны, заданной в параметрической форме (Берзон, 1966). Не приводя промежуточных выкладок и преобразований, запишем окончательное выражение для определения скоростей VS:

.                (18)

Скорости, полученные по формулам (17) и (18), будут изменяться в зависимости от положения точек регистрации по отношению к границе обмена. Для перехода к определению времен и интервальных скоростей между точками приема используем уравнения:

Наличие в исследуемом интервале глубин нескольких волн PS позволяет повысить точность и надежность определения времен и скоростей поперечных волн на основе их статистической обработки.

2.3. Определение скоростей VP  и VS при позиционных наблюдениях на море

Несмотря на существенный прогресс, достигнутый в морской сейсморазведке за последние годы, связанный с внедрением многоканальных цифровых систем, мощных источников возбуждения, более совершенных способов обработки и интерпретации материалов, эффективность этого вида разведки в сложных средах, особенно при прогнозировании геологического разреза по одним продольным волнам, остается во многих случаях недостаточной. Поэтому в последние десятилетия на море были проведены исследования, направленные на привлечение к интерпретации,  наряду с продольными, и других классов сейсмических волн, в первую очередь, обменных отражений. При использовании обменных волн, благодаря меньшим скоростям их распространения, можно, с одной стороны, рассчитывать на повышение разрешающей способности сейсморазведки, а с другой, на получение новых дополнительных данных о скоростях поперечных волн, упруго-деформационных модулях среды, тесно связанных с литофациальными особенностями геологического разреза.

Обменные волны образуются практически на всех геологических границах, регистрируются на всех доступных глубинах и на значительных удалениях от источника возбуждения. Несмотря на то, что PS волны являются помехами при выделения продольных отражений, они несут в себе ценную информацию о скоростях поперечных волн. Для совместной интерпретации обменных PS волн с продольными должны быть определены границы их образования и получены данные о скоростях поперечных волн. Эти условия обеспечиваются при наличии исследований ПМ ВСП в глубоких скважинах. Соискателем предложен ряд новых способов определения скоростей VP и VS по позиционным наблюдениям.

2.3.1. Определение скоростей Vs по наблюдениям ПМ ОГТ [55]

Для определения скоростей Vs прежде всего должны быть отождествлены одноименные границы продольных и обменных волн, т.е. должны быть установлены границы отражения – обмена для их совместной интерпретации. Для расчетов воспользуемся уравнениями, полученными Н. Н. Пузыревым для годографа PS – волны в методе ОГТ при различных соотношениях /НВ ( - база приема, НВ - глубина до отражающей границы)и углах наклона границы:

;

В практике сейсмических исследований встречаются ситуации, когда /НВ2. Уравнение годографа ОГТ для такого случая нами получено способом Пузырева и представляется полиномом 4-й степени:

,        (3)

где М =1-, h  ,  .

Решение задачи может быть реализовано в два этапа: на первом этапе осуществляется отождествление по кинематическим и динамическим признакам одноименных границ по РР и PS-волнам, на втором – производится расчет скоростей. Наиболее целесообразно отождествление волн выполнять по временным разрезам, полученным на оптимальных для каждой волны фильтрациях. Максимальное подобие достигается в условиях приблизительного равенства длин волн, при которых отмечается сходство формы записи, частотных, энергетических и других характеристик. При корреляции и отождествлении одноименных фаз требуется совпадение времен регистрации доминирующих отражений.

Решим систему уравнений, определяющих взаимосвязь обменных и продольных волн по временным разрезам ОГТ [ ]:

,  tq,  2t  ,

где - приращение времени на базе; Vps - средняя скорость обменной волны.

Решив совместно эти уравнения и приняв после соответствующих преобразований будем иметь:

.                                (19)

Если в (19) принять и , то получим формулу для определения скоростей при небольших удалениях «ПВ - пункт приема»:

.                        (20)

Использование уравнений (19) и (20) обеспечивает определение скоростей VP по обменным отражениям. Полученные данные сопоставляются по скоростям VP, вычисленными по продольным волнам, и осуществляется достаточно строгая идентификация по РР и PS-волнам одноименных отражающих горизонтов на временных разрезах ОГТ. С этой целью строятся зависимости Vp(top) и Vp(tops) и по ним определяются времена top и tops, соответствующие одной и той же скорости Vp. После этого становится возможным определение скоростей Vs. Необходимые расчетные формулы получаются на основе совместного решения уравнений годографов ОГТ по РР и PS-волнам. Значения скоростей Vs определяются из уравнений:

; .

При значениях l=2НВ формула для определения Vs имеет более сложный вид, и здесь не приводится. Однако, независимо от этого, на основе полученных уравнений представляется возможным определение скоростей поперечных волн VS с использованием обменных отражений при любых соотношениях /НВ. Широкое использование волн PS и их параметров для совместной интерпретации с РР волнами может оказать существенную помощь при изучении упруго-деформационных характеристик разреза, напряженного состояния, трещиноватости и нефтегазонасыщенности горных пород и, в целом, способствовать повышению эффективности решения задач ПГР в морской сейсморазведке.


2.3.2. Определение  скоростей  Vp в сложнопостроенных  средах [17]

Рассмотрим решение этой задачи на примере отложений южного склона Северо-Западного Кавказа. Геологическое строение района очень сложно и характеризуется развитием линейно вытянутых складок и узких синклинальных прогибов, в ряде случаев предполагается наличие опрокинутого залегания слоев. В районе широко развиты дизъюнктивные нарушения. Рельеф местности резко пересеченный, сейсмические  работы проводятся вдоль долин, прорезающих горные хребты. Опыт сейсморазведочных работ показывает, что на сейсмических записях, как правило, отсутствуют протяженные оси синфазности и запись осложнена нерегулярными помехами. Особенности геологического строения района определяют существенную изменчивость скоростей как и вертикальном, так и в горизонтальном направлениях, что подтверждается данными сейсмического каротажа в ряде скважин. Указанные обстоятельства не позволяют применять обычные схемы наблюдений, и методика сейсморазведки должна основывается на применении различных вариантов  РНП.

Для определения эффективной скорости была разработана методика, основанная на идее метода взаимных точек (Пузырев Н.Н.). Для получения исходного материала были заданы наблюдения по схеме, характеризующейся высокой плотностью и оптимальным расстоянием между пунктом взрыва и центром расстановки сейсмоприемников. Наблюдения производились на крестообразно расположенных установках, рассчитанных на последующую обработку по методу РНП: выделение разрастаний на суммолентах и определение приращении времени t11 и t1, на ветвях крестов соответственно параллельным и перпендикулярным линиям, соединяющим точку взрыва и центр креста. Расстояние между пунктом взрыва и центром креста составляло 1500-3000м, что обеспечивало ошибку в определении Vэф~3000 м/с не более 5-10% на временах до 3с. Суммирование проводилось на базе 220м.

Кривая эффективной скорости определялась на основе следующих соображений. На расстоянии от ПВ во взаимных точках измеряются приращения времени t11 и t1. Измерения L производятся только с целью выявления боковых волн, которые в расчетах не используются. Поскольку изменение величины t производится методом РПН, то  t11=t=mt, где t шаг суммирования, m-номер трассы, соответствующей максимуму расстояния на суммоленте.

Формула для вычисления скорости методом взаимных точек в этих условиях имеет вид:

.                        (21)        

Поскольку при х=220м и t=0,008с можно считать >> и>>m1+m2 , то формула (21) упрощается и принимает вид

,        где M=m1+m2, .

Процедура определения кривой эффективной скорости VЭФ предлагаемым способом заключается в следующем:

1. По достаточно боль-шому количеству взаимных волн, выделенных на суммолентах, определяются значения M, которые наносятся на график M(t). Далее производится осреднение и определяется осредненная зависимость (t).

2. С помощью формулы (21) по осредненным значениям (t) находится зависимость V(t). Пересчет V(t) в зависимость V(to) производится по приближенной формуле , которой можно пользоваться при углах наклона отражающих границ <20°. Для больших углов наклона необходимо введение поправок, после учета которых и необходимых преобразований скорость V определяется по формуле [17].

Для того чтобы определить действительное значение скорости V, должна быть введена поправка Ошибка в определении скорости может быть вычислена по формуле . Основные требования описываемого метода определения V заключаются в следующем: при наблюдениях используются расстояния достаточно большие, чтобы обеспечить точность в 5-10%; осреднению по закону среднего арифметического подвергаются отсчеты градиентов времени М, а не вычисленные значения эффективной скорости V. Второй из указанных факторов равносилен осреднению по формуле .

По описанной методике были проведены скоростные зондирования ряда скважин в районе южного склона Западного Кавказа. В качестве примера на рис. 5 приведены результаты определения скоростей в скважинах Ново-Михайловская №1 и Дефановская №3. Как видно из этих данных отмечается хорошее совпадение кривых средней и эффективной скорости.


2.3.3. Определение скоростей Vp по данным ОГТ и PНП [20]

Многократное профилирование с суммированием записей по методу ОГТ, как известно, позволяет увеличить глубинность сейсморазведки и обеспечить высокую информативность геофизических материалов. Однако однозначное определение скоростей Vp оказывается невозможным из-за отсутствия сведений об углах наклона отражающих границ, особенно в сложно построенных районах. В этих условиях для исключения влияния угла наклона и уменьшения искажений, связанных с кривизной границ, целесообразно совместное использование данных ОГТ и MOB (РНП) в сопоставлении с результатами ВСП. В случае наклонной отражающей границы уравнения соответствующих годографов и их первых производных имеют вид

,  , ,

где – время наблюденной волны.

Поскольку и то их подстановкой  получаем . Окончательно формулы для определения эффективной скорости Vэф и угла наклона границы имеет вид:

VЭФ= , .        (22)

Таким образом, чтобы определить эффективную скорость по данным ОГТ, необходимо по годографу выборки ОГТ найти для точки 2kx=х время и расчетным путем получить время 0, для чего следует использовать параметр Vcp/cos, принятый для расчета кинематических поправок. Кроме времен и 0 на годографе выборки ОГТ, по годографу полевой сейсмограммы в точке х=2kx, определяется  (методом РНП) градиент времени dt / dx. Эти исходные данные используются для вычисления величин VЭФ и . Структура формул (22) показывает, что при малых х, а следовательно, и при малых разностях (), результаты вычислений будут неустойчивы, и поэтому для вычислений целесообразно использовать времена на достаточно больших расстояниях 2kx. Описанный прием определения VЭФ был опробован в одном из районов ЗКП. Результаты вычислений по данным метода ОГТ удалось сопоставить с данными сейсмокаротажа глубокой скважины. Кривые VЭФ и VСР по материалам каротажа для этого случая имеют расхождение в 50-110м/с для глубин до 3 км. Таким образом, результаты оказались вполне удовлетворительными. Описанный прием целесообразно применять, если углы наклона границ превышают 10-15°. Однако необходимым условием его использования является наличие отражающих границ, прослеживающихся на достаточном протяжении. В заключение следует заметить, что при применении данного способа следует производить определение скорости в нескольких точках одного и того же годографа ОГТ. Число точек зависит от кратности перекрытия. Результаты дополнительных вычислений могут быть использованы для повышения точности путем осреднения.

Таким образом, приведенные в этом разделе доклада материалы иллюстрируют новые способы анализа и обработки материалов ПМ ВСП, позволяющие проводить уверенную корреляцию волн, увязку вертикальных и наземных наблюдений, определение кинематических параметров и эффективных скоростей упругих волн, построение временных разрезов. Предложены эффективные способы спрямления осей синфазности упругих колебаний в условиях наклонных отражающих границ при значительных удалениях ПВ от скважины и построения отражающих границ по продольным, поперечным и обменным отраженным волнам. Разработаны способы определения скоростей продольных VP и поперечных VS волн по наблюдениям ПМ ВСП, ПМ ОГТ, ОГТ и РНП на море и на суше в сложнопостроенных средах и при наклонах отражающих границ во вскрытой части геологического разреза, а также глубже забоя скважины.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ РАБОТ ПОЛЯРИЗАЦИОННЫМ

МЕТОДОМ ВСП В МОРСКИХ СКВАЖИНАХ

3.1 Методика и системы полевых наблюдений

ПМ ВСП [1, 21, 23, 25, 34, 40, 46, 49, 62, 65, 69, 73, 76]

Основные отличия ВСП на море от наблюдений в сухопутных скважинах связаны с условиями возбуждения, радиогеодезическим обеспечением работ и в некоторых различиях используемого оборудования. При работах ВСП на море может использоваться такая же скважинная и регистрирующая аппаратура, как и при наблюдениях на суше. При наблюдениях на уровенных профилях и при выполнении трехмерных наблюдений сейсмостанция должна быть дополнена вторым регистратором для обеспечения непрерывной работы. Кроме того, для автоматического управления пневмоисточниками при профильных и площадных наблюдениях сейсмостанция должна быть обеспечена пультом управления - таймером, применяемым при наблюдениях МОВ-ОГТ на море. Используемые пневмоизлучатели должны иметь соответствующие пульты управления, позволяющие вводить временные задержки в работу групповых пневмоисточников с целью подавления пульсаций газового пузыря за счет наложения на неё в противофазе отражений от свободной поверхности.

Радиогеодезическая система, используемая при работах ВСП на море, должна обеспечивать необходимую точность определения координат точек возбуждения. Для ближнего ПВ погрешности в определении координат не должны превышать 2-3 м, для удаленного - 5 м. Особенно важна высокая точность при работах ОГТ – ВСП или трехмерных наблюдениях, где расстояния между ПВ не превышают 25-50 м. Это требование обеспечивается использованием высокоточных радиогеодезических систем «Siledis» и GPS, устанавливаемых на буровой платформе и геофизическом судне-источнике при отработке непродольных профилей ВСП и уровенных наблюдений.

Условия возбуждения при работах ВСП в морских скважинах существенно влияют на качество сейсмических материалов. Это связано прежде всего с наличием толщи морской воды, физические свойства которой определяют характер возбуждения и регистрации сейсмических волн. Сравнительная однородность водного слоя, отсутствие в нем резких акустических границ весьма благоприятны для возбуждения упругих колебаний. Однако наличие в разрезе свободной границы вода - воздух (Котр = -1) и менее жесткой границы вода - дно моря (Котр = 0,1-0,15) оказывает значительное влияние на формирование волнового поля. Эти границы обусловливают образование волн-помех большой интенсивности - реверберационной последовательности отражений, донно-кратных отражений и многократных волн.

Особенностью возбуждения упругих волн при ВСП как на море, так и на суше является необходимость производства в одной точке большого количества возбуждений при отработке вертикального профиля. Если на суше это требование может быть легко выполнено, то при работах ВСП на море, особенно при глубинах, превышающих 80-100м, возникают серьезные трудности, обусловленные подвижностью судна-источника. Сохранение постоянства условий возбуждения здесь также является обязательным для получения качественных сейсмических записей [25, 46].

Системы наблюдений при работах ВСП являются преимущественно однократными, поэтому на исходных сейсмических записях должны прослеживаться основные целевые волны. При этом особый разведочный интерес представляет прямая продольная волна. Формирование прямой волны зависит от условий интерференции исходного импульса и волны-спутника от водной поверхности. Одно из них обусловлено различиями в интенсивности интерферирующих волн в связи с отличиями в значениях геометрического расхождения волн в точках приема. Критерием стабилизации формы прямой волны, является соотношение < 1,5 , при этом положение датчика, контролирующего форму прямой волны, определяется из условия Li = L0 + h > 5h, где d - отношение геометрических расхождений начальной волны и волны-спутника в точках регистрации волнового поля; L0 - расстояние от источника до приемника; h - глубина погружения. При малых h возбуждение и прием близки к высокочастотному, с увеличением h происходит понижение спектра регистрируемых частот за счет сложения прямой волны и волны-спутника.

Наблюдения ВСП на море выполняются с использованием искровых, пневматических источников или источников на газовой смеси. Наибольшее распространение получили пневматические источники, обладающие высоким КПД. В 70-80-х годах в институтах НИИМоргеофизики и ВНИИГеофизики  были разработаны  пневматические источники ИГП, ПИ-200, Сигнал, Пульс и др., обладающие повышенной мощностью и возможностью использования в больших группах (Н.В. Бадиков, М.И. Балашканд, А.М. Грибанов, В.И. Гуленко и др.). При выбранной глубине погружения h  и объеме камеры V пневмоисточника устанавливается давление P, при котором достигаются высокоразрешенные достаточно интенсивные колебания в необходимом интервале времен. Эти параметры возбуждения (h, V, P) в последующем сохраняются неизменными.

Для подавления пульсаций, образующихся при выхлопе сжатого воздуха из рабочей камеры, используется группирование пневмоизлучателей с разными объемами камер. При выбранных базах группирования, наряду с увеличением энергии единичного воздействия, обеспечивается возможность создания направленных излучающих систем и формирование сигнала с заданными характеристиками. Подавление пульсаций достигается совместным действием излучателей, сигналы которых имеют различные периоды пульсаций. Глубины погружения источников выбираются такими, чтобы обеспечить возбуждение короткого по длительности и простого по форме импульса прямой волны, свободного от пульсаций воздушного пузыря, возникающего в водной среде. Контроль за формой возбуждаемого импульса осуществляется гидрофоном, помещенным на 4-5 м глубже источника. На этой глубине обычно стабилизируется форма сигнала, возбуждаемого в водной среде вблизи источника. Для контроля за стабильностью условий возбуждения и положением источника на дне моря у устья скважины помещается сейсмоприемник  смещения (Z или трехкомпонентный) или над устьем (на расстоянии 0,5-1 м) подвешивается гидрофон.

Для увеличения соотношения сигнал/помеха АС/АП использовалось накапливание сигналов от слабых воздействий. Число суммируемых сигналов (обычно не более 4-9) подбирается экспериментально и сохраняется постоянным для всего вертикального профиля. В качестве примера приведем параметры группирования пневмоисточников и накапливания сигналов на площадях Шмидта и Штилевой [66]. На площади Шмидта использовалось 6 пневмоисточников «Сигнал» на базе 2х5м с общим объемом камер 8,5л, глубиной погружения - 5м, рабочим давлением 150 атм. При давлении 150 атм запасаемая энергия достигла 319 кдж, амплитуда суммарного сигнала группы составила 10 бар/м, степень гашения пульсации 1:7, плотность потока энергии 4,0-5,0 кдж/м2, при этом основная энергия сигнала была сосредоточена в полосе частот 10-100 Гц. На Штилевой площади оптимальная группа имела 8 пневмоисточников "Сигнал" на базе 2 1,5 м с общим объемом камер 13,2 л. Глубина погружения не превышала 5 м, рабочее давление - 150 атм, диапазон возбуждаемых частот группой пневмоизлучателей 5-100 гц. При выбранных параметрах возбуждения была обеспечена достаточно высокая интенсивность сигнала в области первых вступлений Р – волны с соотношением сигнал/помеха Ас/Ап > 20-40.

В целом, в результате проведенных исследований были выбраны оптимальные параметры  возбуждения и определена методика полевых наблюдений при обработке вертикальных профилей на шельфе Арктических морей и в Азово-Черноморском бассейне [41, 50, 67, 71]. Отметим, что эксперименты с целью выбора оптимальных условий при ВСП в морских скважинах оказали существенной влияние на методику морской сейсморазведки МОВ ОГТ на шельфе Арктических морей. До исследований автора глубины погружения пневмоисточников выбирали на уровне длины волны, т.е. возбуждение колебаний осуществлялось на глубине 10-12м. В результате на временных разрезах МОВ ОГТ отмечалась многофазная (3-4 и более) сейсмическая запись. Исследования соискателя показали, что глубины погружения пневмоисточников не должны превышать 5-6м.

Соискателем исследованы проблемы, связанные с увязкой записей ВСП и МОВ ОГТ при применении различных датчиков-гидрофонов, геофонов и акселерометров. Определены условия подобия сигналов гидрофона и акселерометра, а также независимость сигнала акселерометра от заглубления, которые обеспечивают улучшение прослеживаемости и увязки отражающих горизонтов при сейсморазведочных работах ВСП и MOB ОГТ в переходных зонах, особенно при изучении около - и межскважинного пространства [11, 18, 19]. Полученные результаты могут быть использованы и в других сейсмогеологических условиях (глубокая вода, мелководье, транзитные зоны).

Технические средства. При работах ВСП на море использовались серийная регистрирующая сейсмическая станция «Прогресс» и одно-трехточечные трехкомпонентные, в редких случаях однокомпонентные зонды. Серийная сейсмостанция, как правило, дополнялась вторым магнитным регистратором для обеспечения непрерывной работы при уровенных наблюдениях. Для автоматического управления пневмоисточниками при профильных и площадных наблюдениях станция оснащалась пультом управления - таймером.

Наблюдения ПМ ВСП и ПМ СОГ в морских скважинах Северо-Западного шельфа Черного моря проводились трехточечными трехкомпонентными зондами, использующими для уплотнения и передачи время - импульсную модуляцию сигналов (ВИМ) [61]. В условиях шельфа Баренцева моря наблюдения ПМ ВСП выполнялись, в основном, одноточечными трехкомпонентными зондами, позднее трехточечными цифровыми зондами [60]. Для получения качественных полевых материалов скважинный снаряд жестко прижимался к стенке скважины. Регистрация сейсмических сигналов производилась на открытой фильтрации, при необходимости применялись фильтры со стороны высоких частот. Граничная частота фильтров определялась шагом дискретизаций и позволяла полностью осуществлять прием колебаний в заданном рабочем диапазоне частот.

Все наблюдения ПМ ВСП, ПМ СОГ выполнялись с использованием симметричных трехкомпонентных установок, снабженных дополнительно 4-ой вертикальной компонентой. Симметричная установка состояла из 3-х взаимно-перпендикулярных сейсмоприемников I, II, III. Однако в отличие от установки X, Y, Z оси максимальной чувствительности сейсмоприемников наклонены к горизонту под одинаковыми углами, равными 3520', а азимуты осей соседних сейсмоприемников отличаются на 120. Эти установки позволяют контролировать идентичность параметров приборов (чувствительность, частотные и фазовые характеристики) непрерывно в процессе наблюдений [61]. С этой целью сейсмостанция была дополнена Z -сумматором. Режимы работы аппаратуры - открытый канал, максимальное усиление, длительность записи - 6с, шаг дискретизации - 2мс. Выбранные экспериментально перед началом наблюдений режимы работы обеспечивали получение интенсивных и неискаженных записей во всем временном интервале регистрации. Эти режимы аппаратуры в процессе полевых работ сохранялись неизменными.

Cпуско-подъемные операции выполнялись каротажным подъемником ПКС-5 с трёх-семижильным кабелем. Синхронизация возбуждения упругих колебаний и регистрация отметки момента взрыва производилась по радиоканалу с помощью серийного устройства ССВ-1-РУС. Контроль глубины погружения скважинных снарядов осуществлялся по отметкам механического счетчика на блок - балансе и по сельсин - датчику.

Радиогеодезическая система, используемая при работах ВСП на море, обеспечивала необходимую точность определения координат точек возбуждения. Для ближнего ПВ погрешности в определении координат не превышали 5м, для удаленного - 10м. Особенно важна была высокая точность при работах ПМ СОГ – ОГТ, где расстояния между ПВ не превышали 25-50м. В этих случаях погрешность определения координат точек возбуждения составляла не более 5-10м, что легко обеспечивалось использованием высокоточных радиогеодезических систем, установленных на буровой платформе и геофизическом судне-источнике при отработке непродольных профилей ВСП и уровенных наблюдений. В частности, при наблюдениях в скважине Штилевая, Шмидта, Каркинитская радиогеодезическое обеспечение осуществлялось с помощью системы «Siledis» с бортовым комплексом «SR – 3», на других площадях применялась аналогичная радиогеодезическая аппаратура и комплекс «GPS», связанный со спутниковой системой.

Системы наблюдений. Для исследования околоскважинного пространства в морских скважинах опробованы различные варианты наблюдений – однократные непродольные наблюдения ПМ ВСП с размещением ПВ в разных азимутах и на различных удалениях, взаимоувязанная система вертикальных и многократных многоуровенных линейных и кольцевых наблюдений ПМ СОГ, корелляционная увязанная система наблюдений ВСП с поверхностными наблюдениями МОВ ОГТ или с донными линейными и круговыми трехкомпонентными наблюдениями. Для изучения скоростей продольных и обменных волн и стратиграфической привязки отраженных волн, регистрируемых в морской сейсморазведке датчиками давления, независимо от глубины моря должны быть использованы 1-2 пункта возбуждения упругих колебаний, причем скорости поперечных волн могут быть определены по обменным (отраженным и проходящим) волнам, при этом должен быть обработан весь вертикальный профиль.

Система непродольных наблюдений ПМ ВСП  обеспечивает детальное изучение геологического строения околоскважинного пространства в условиях сравнительно небольших (<50м) глубин моря. Она наиболее проста в реализации и высокотехнологична. Удаления «ПВ-скважина» не должна превышать глубины скважины. Обязательным элементом системы является отработка вертикального профиля из ближнего ПВ. Такая система применена  при исследовании скв. №2 Фланговая, где глубины моря достигали 50м, а судно-источник крепилось на 2-х якорях. Наблюдения проведены из 10 ПВ, расположенных в окрестности исследуемой скважины. Наблюдения из ближнего ПВ (удаление 32м) выполнены по всему стволу вертикального профиля в интервале глубин 3300-100м с шагом 10м. Непродольные профили с шагом 20м отработаны из 9 ПВ (на удалениях от 120м до 2460м), размещенных на 2 профилях, ориентированных в крест и по простиранию структуры.

Комбинированная система наблюдений ПМ ВСП и ПМ СОГ, увязывающая вертикальные и уровенные наблюдений ПМ, применяется в сложных сейсмогеологических условиях, где на записях регистрируются интенсивные волны-помехи и возникает необходимость их подавления за счет многократного суммирования полезных волн. При этом обеспечивается определение природы и типов волн, выявление основных кратнообразующих границ. Вертикальные профили отрабатываются по всей длине, уровенные наблюдения отрабатываются ниже уровня возбуждаемых волн-помех. Подобная система реализована на площадях Каркинитская (скв. №1), Штилевая (скв. №2) и Шмидта (скв. №5). В качестве примера рассмотрим систему наблюдений на первой площади. Работы ПМ ВСП в скв. 1 Каркинитская выполнены в интервале глубин 3820-50м из трех ПВ – одного продольного и двух непродольных, расположенных на профиле, пересекающем изучаемую структуру в широтном направлении на удалениях 2148 и 2295м. Многократные уровенные наблюдения ПМ СОГ проведены по 2 взаимно-перпендикулярным профилям длиной 9 км каждый с пересечением на устье скважины. На широтном профиле отработано 30 уровней в интервале глубин 1040-460м, а на меридиональном – 63 уровня в интервале глубин 2880-460м. Кроме того, в интервале глубин 1600-1560м, были выполнены трехуровенные наблюдения ПМ СОГ по диагональному кресту профилей длиной 9 км каждый с центром на устье скважины и круговые профили с радиусом 10км и 16км. Шаг между уровнями составлял 20м, расстояние между ПВ для линейных профилей 50м, для круговых – 100м.

Комбинированная система скважинных ПМ ВСП и позиционных донных наблюдений наиболее эффективна при оценке нефтегазонасыщения геологического разреза на значительных удалениях от исследуемой скважины. Не имеет технических ограничений при регистрации отраженных волн на дне моря. Легко реализуется при глубинах моря до 10-25м. При отработке профилей ПМ ВСП судно-источник устойчиво фиксируется на 2-х якорях. Такая система отработана на 2 площадях акватории Азовского моря, в скв. №258 Геологическая и № 245 Октябрьская. Наблюдения выполнены по 2 взаимно-перпендикулярным профилям, которые корреляционно увязывались 3 кольцевыми профилями на Октябрьской площади и 4 – на Геологической. Шаг между ПВ на линейных профилях составлял 50м, на кольцевых – 100м. Длина каждого из линейных профилей 11км, профили пересекались на устье скважины.

Комбинированная система скважинных ПМ ВСП и морских МОВ ОГТ наблюдений. Данная система синтезируется по наблюдениям на продольных и непродольных вертикальных профилях, отработанным в разное время с различными техническими средствами (станции, источники) и неодинаковыми условиями возбуждения. Достаточно легко реализуется при любых глубинах моря, не имеет технических ограничений при отработке позиционных наблюдений. Обеспечивает детальное изучение околоскважинного и межскважинного пространства, выделение и привязку обменных отражений, которые совместно с продольными волнами обеспечивают получение полных сведений об упруго-деформационных параметрах изучаемой среды. Позволяет прогнозировать возможное нефтегазонасыщение разреза. По этой системе отработаны профили ВСП на Штокмановской площади в скв. 1 и скв. 4. Все профили ВСП  отработаны с Z-регистрацией из ближнего ПВ с шагом между точками регистрации 10м. Наблюдения МОВ ОГТ выполнены по схеме 60-ти кратного суммирования на базе 3000м с расстоянием между центрами группируемых приемников 25м, база группы и расстояние между ПВ-25м, вынос источника за пределы базы – 100м.

3.2. Разработка цифровой скважинной

аппаратуры ПМ ВСП [43, 54, 60, 61, 76, 78]

Анализ патентных и конструкторских решений, применяемых технических средств и результатов исследований ВСП в последние десятилетия XX века позволил сформулировать основные требования, предъявляемые к разработке современных многофункциональных регистрирующих систем ПМ ВСП. К их числу отнесены следующие [51].

  1. Современные регистрирующие комплексы ПМ ВСП должны включать многоточечный цифровой зонд с управляемым прижимом и телеметрической системой передачи цифровых данных по каротажному кабелю длиной до 6000м.
  2. Наземная часть регистрирующего комплекса должна строиться на блочно-модульном принципе и включать систему сопряжения с серийной сейсмостанцией и автономно работающей ПЭВМ для первичной обработки данных.
  3. В регистрирующем комплексе ПМ ВСП должна предусматриваться возможность постоянного мониторинга качества работы основных узлов аппаратуры: контроля идентичности работы каналов трехкомпонентных установок, управления взрывом и прижимным устройством, движением и остановкой скважинного зонда.
  4. Комплекс должен обладать высокой унификацией и ремонтопригодностью на межблочном уровне, быть устойчивым к воздействию климатических и механических факторов, надежным и удобным в эксплуатации.
  5. Скважинный зонд должен обеспечивать возможность исследований на малых базах обсаженных и необсаженных нефтегазовых скважин диаметрами от 108 до 350мм при температуре до 120 и давлениями до 110МПа.

На этих принципах сконструирована цифровая аппаратура «Вектор» и цифровой зонд с датчиками давления.

3.2.1. Цифровая аппаратура «Вектор»

Разработанный комплекс технических средств «Вектор» предназначен для векторной регистрации волнового поля во внутренних точках геологической среды в морских и сухопутных скважинах. Комплекс позволяет проводить исследования скважин поляризационным методом ВСП и осуществлять оперативную обработку сейсмических данных непосредственно на буровой с целью решения ряда нефтепромысловых задач и принятия решений по безаварийной проводке скважины (прогноз геологического разреза глубже забоя скважины и зон АВПД, изменение конструкции и ориентировки оси скважины, оптимизация процессов бурения и др.). В 1983-1996гг соискателем в тресте «СевморНГФ» и институте НИИМоргеофизика (г. Мурманск) был разработан первый в РФ цифровой скважинный прибор поляризационного метода ВСП «Вектор-1», а в 1997-2008гг в ООО «Ингеосейс» (г. Краснодар) осуществлена разработка 24 канального цифрового 6-ти точечного зонда «Вектор-2», 24 канальной цифровой косы-гирлянды с гидрофонами, 6-ти точечного Z-зонда с вертикальными геофонами.

Аппаратура «Вектор-1(2)» обеспечивает выполнение наблюдений на компьютере Pentium-IV с сейсмостанцией «Прогресс» и каротажным подъемником, снабженным трехжильным кабелем КГ-3-100-180 длиной до 5500-6000м. Ее отличие от ранее применяющихся в нефтегазовой отрасли средств измерения ВСП связано с высококачественной цифровой регистрацией упругих колебаний и возможностью получения эффективной динамической и кинематической информации для решения круга геолого-геофизических задач, указанных в разделе 1.2.

Комплекс измерительных средств «Вектор» состоит из 3-х блоков (рис. 6):

  1. Скважинный цифровой зонд.
  2. Устройство сопряжения скважинного цифрового зонда с компьютером Pentium-IV и сейсмостанцией «Прогресс-48».
  3. Регистрирующая и обрабатывающая система на базе компьютеров Pentium-IV.

Скважинный цифровой 6-ти точечный 24 канальный зонд (табл. 1) может быть использован при наблюдениях ВСП как в морских, так и в сухопутных скважинах диаметрами от 108 до 350мм. Регистрация упругих колебаний осуществляется одновременно в 6-ти точках вертикального профиля. В каждом модуле помещается трехкомпонентная симметричная установка с 4-м контрольным Z-прибором. Кассета с 4 электродинамическими сейсмоприемниками СВ2-10ЦТ располагается в непосредственной близости от точки прижима снаряда к стенке скважины, причем прижим является электромеханическим и независимым для каждого из 6-ти модулей.

Таблица 1. Техническая характеристика аппаратуры «Вектор»

Количество сейсмоприемных каналов

24

Количество точек регистрации

6

Динамический диапазон регистрации, дБ, не менее

150

Рабочий диапазон частот АЧХ сквозного тракта, Гц

5-250

Уровень шумов, приведенных ко входу аналого-цифрового тракта, мкВ, не более

0,1

Шаг квантования, мс

1,0

Количество разрядов преобразования

24

Скорость передачи по кабелю, Кбит

260

Система передачи данных

Код НDB-3

Неидентичность аналого-цифрового канала, %

0,15

Взаимное влияние каналов, дБ

115

Коэффициент ошибок в линии передачи, не более

10-8

Максимальное время регистрации во внутреннее ОЗУ,

40

Диапазон рабочих температур С

-10 +120

Гидростатическое давление, МПа

110

Габариты электронного модуля, мм,

длина

Диаметр

200

62, 73

Масса одного сейсмического модуля в сборе, кГ, не более

15

Расстояние между точками наблюдения, м

10-20

Длина бронированного геофизического кабеля типа КГ-3-60-180, м

до 6000

Диаметр исследуемых скважин, мм

108-350

Число отжимов-прижимов рычага, не менее

1000

Наземная регистрирующая аппаратура, контроллер для сочленения компьютера (системы сбора, регистрации и обработки) и сейсмостанции с цифровым зондом обеспечивают запись сигналов, поступающих по 3-7 жильному кабелю от сейсмоприемников скважинных зондов, а также от контрольных приборов, сейсмоприемников или морской косы. Компьютерами (сейсмостанцией) осуществляют запись упругих колебаний, возбуждаемых любыми видами невзрывных и взрывных источников, которая обрабатывается на автономном компьютере. Стандартная длительность записи – 6с, при вибросейсмических наблюдениях – 18с и более.

В процессе полевых наблюдений осуществляется управление и диагностика различных блоков аппаратуры, обеспечивается контроль идентичности каналов трехкомпонентных установок, управление взрывом и прижимными устройствами, движением и установкой зонда с помощью специального электронного пульта.

Полевая система предобработки и регистрации данных обеспечивает оперативную обработку материалов ВСП в различных модификациях с целью получения необходимых геолого-геофизических данных непосредственно на буровой. В процессе обработки осуществляется [56]:

  • ввод, демультиплексирование записей, сортировка, редактирование, оценка качества записей и их ориентирование, ввод априорных данных о среде;
  • выделение первых вступлений, построение вертикального годографа, определение средних, пластовых и интервальных скоростей;
  • селекция волн разных типов, получение сейсмограмм в локальной и пространственной системах координат;
  • получение временных и глубинных разрезов, прогноз разреза в окрестности и глубже забоя скважины.

Система регистрации, сбора и обработки информации «Вектор» создана на базе персонального компьютера Pentium и включает следующие подсистемы:

  • подсистему управления и отображения, расширенную дополнительным цветным монитором V6A (SV6A) и обеспечивающую связь с регистрирующей аппаратурой;
  • подсистему ввода, контроля и обработки информации;
  • подсистему архивации, состоящей из 2-х наполнителей на магнитной ленте или жестком диске.

Таким образом, разработанный комплекс технических средств «Вектор-1(2)» создан на основе цифрового многоканального зонда, современной персональной ЭВМ, комплексов обработки данных ВСП на ЭВМ РС – АТ, включая при необходимости серийную цифровую сейсмическую станцию. Это позволяет обеспечить высокое качество полевых материалов, выполнять оперативную обработку результатов скважинных измерений ВСП непосредственно на буровой, использовать расчетную систему визуализации данных и их консервацию.

Скважинная часть. В комплект цифрового зонда входят (рис. 7):

  • модуль скважинный управляющий (МСУ), обеспечивающий прием и преобразование дистанционного питания в ряд стабильных напряжений питания скважинной аппаратуры и формирование линейных управляющих и информационных сигналов;
  • модуль скважинный приемный (МСП), осуществляющий прием, аналого-цифровое преобразование сигналов сейсмодатчиков и вывод цифровой информации в линейный информационный поток, а также прием команд управления работой аналого-цифрового тракта и двигателя прижимного устройства.

Модуль МСП содержит два 2-х канальных блока аналого-цифрового преобразования (АЦП), конструктивно выполненных в виде многослойной (8 слоев) платы поверхностного монтажа. На плате расположены 2 усилителя с программируемым коэффициентом усиления, равным 2, 8, 32, 128, а также 2 аналого-цифровых дельта-сигма преобразователя и сигнальный процессор семейства ADSP 2100. Сигнальный процессор представляет собой мощный 32-разрядный микрокомпьютер, применение которого позволило осуществить 24-разрядное преобразование аналогового сигнала в цифровую форму и цифровую фильтрацию в полосе частот 5 – 250 Гц. Процессор имеет двунаправленный синхронный последовательный порт для последовательной передачи данных и межпроцессорных связей. Для связи процессоров в модулях МСП и МСУ введены дополнительные электронные блоки – кодек и трансивер. Трансивер (приемо-передатчик) предназначен для приема сигналов из дифференциальной линии связи, представляющей собой, образованную жилами N2N3 характерного кабеля КГ-7, и передачи сигналов в линию, образованную жилами N4N5 каротажного кабеля. В качестве приемника  применяется дифференциальный приемник типа LIU-01, в качестве передатчика цифровой трансивер R8070. Кодек (кодер-декодер) осуществляет согласование сигналов синхронного порта сигнального процессора с трансивером для приема и передачи необходимой информации и выполнен на микросхеме PLM, заменяющей 15 микросхем обычной логики.

Модуль  МСУ включает следующие электронные устройства:

- трансивер I, обеспечивающий прием команд управления от наземного пульта (НП) и передачи данных по кабелю КГ-3 на НП;

- кодек I, предназначенный для декодирования команд управления и кодирования данных в коде HDB-3;

- сигнальный процессор, позволяющий управлять по определенной программе работой всех МСП, выполнять сбор данных от МСП и передачу данных на НП;

- кодек II, кодирующий команды управления от сигнального процессора для передачи в линию и декодирующий данные, полученные из линии для процессора;

- трансивер II принимает данные из линии и передает команды в линию;

- источник вторичного питания, преобразует напряжение 100В, поступающее от НП по кабелю КГ-3 в напряжения ±5В для питания всех блоков МСУ и МПС.

Команды управления передаются формирователем, принимаются трансивером II, декодируются кодером II, необходимые для работы сигнального процессора, который в свою очередь формирует все необходимые сигналы для управления электронными блоками МСП. Сигналы управления процессора кодируются кодеком I и через трансивер I поступают в линию связи, образованную двумя жилами кабеля КГ-3. Эти сигналы принимаются трансивером в каждом МСП, декодируются и поступают в аналого-цифровые модули, где сейсмические сигналы от датчиков усиливаются, преобразовываются в цифровую форму, отфильтровываются, кодируются и через трансивер поступают в другую линию связи. Информационные сигналы от всех МСП поступают в МСУ по двухпроводной линии связи, принимаются трансивером, декодируются кодером I и поступают в сигнальный процессор, который в зависимости от заданной программы формирует необходимый информационный поток и через кодек II и трансивер II двумя жилами N2 и N3 кабеля КГ-3 передает данные на НП.

Узел прижимного рычага. Конструкция разработана на основании требования гарантированного прижима измерительного модуля к стенке скважины, что возможно как за счет снижения веса модуля, т.е. его габаритов, и одновременного увеличения силы прижима, т.е. создания мощного редуктора. Силовой привод скважинного зонда состоит из корпуса, в котором установлен 4-х ступенчатый планетарный редуктор и собственно прижимный рычаг с уплотнительными резиновыми кольцами. С внешней стороны корпуса на валу установлен рычаг со съемными удлинителями. Соединение вала редуктора с валом двигателя осуществлено посредством зубчатохраповой муфты. Привод обеспечивает прижим зонда к стенке скважины с усилием в 8-10 раз превышающем собственный вес зонда. При выборе конструкции обеспечена надежность управления электромеханическим приводом, что позволяет избавить прижимной рычаг от перегрузок, возникающих при прижиме зонда к стенке скважины. Конструкция прижимного рычага позволяет удлинить его рабочее плечо без разборки, что снижает вероятность повреждения уплотнительных колец и упрощает замену рычагов. При конструировании узла большое внимание уделялось выбору материалов и покрытий на отсутствие гальванопар, а также на свинчиваемость - развинчиваемость резьбовых соединений кожухов и корпусов.

Элементами новизны разработанной конструкции является предохранительная храповая муфта, установленная между валом двигателя и валом редуктора, а также конструкции рычага, позволяющая удлинить его рабочее плечо в полевых условиях без разборки узла.

Наземная часть. Наземный прибор (НП) аппаратуры «Вектор» предназначен для приема, регистрации, преобразования и выдачи на внешние устройства информационного потока, а также для формирования и выдачи на скважинные модули команд управления. НП обеспечивает следующие функции:

- обеспечение скважинной аппаратуры (СА) напряжениями питания;

- формирование и выдачу на СА команд управления;

- прием, регистрацию, преобразование и выдачу на внешние устройства информационного потока из СА;

- преобразование цифровой информации из СА в аналоговую форму специальными ЦАП-ми (для контроля каналов скважинной аппаратуры по осциллографу сейсмостанции);

- усиление, фильтрацию, оцифровку сигналов наземных датчиков и выдачу цифровой информации на внешние устройства.

Конструктивно наземный прибор состоит из несущего блочного каркаса, панели управления, блока питания и 5-ти функциональных блоков: стабилизатора; линейного регенератора; цифро-аналогового преобразователя; блока информации; блока АЦП наземных каналов.

Блок регенератора. Основным назначением блока регенератора (БР) является преобразование выходного информационного сигнала МСУ в коде HDB-3 на тактовой частоте FT=260 кГц, прошедшего через геофизический кабель со значительным затуханием (до 50дБ на полутактовой частоте), в информационный сигнал в коде NRZ и сопровождающий его тактовый сигнал в ТТЛ уровнях, а также для формирования сигнала ошибки передачи данных.

Процесс регенерации цифрового сигнала описывается следующей последовательностью действий: усиление и корреляция формы импульсов цифрового сигнала, приходящего из линии связи; поддержание постоянства амплитуды и формы импульсов при изменении АЧХ линии связи вследствие старения, воздействия повышенной температуры и механических нагрузок; формирование сигнала тактовой частоты; определение наличия или отсутствия импульсов цифрового сигнала во время фронта сигнала тактовой частоты. Функциональный состав регенератора: корректирующий усилитель с АРУ, выделитель тактовой частоты, стробирующее решающее устройство.

Блок информации (БИ) предназначен для приема от блока регенратора информационного потока в виде последовательного кода и преобразования его в параллельный код с последующей его выдачей на внешнее устройство.

Канал управления и телеконтроля предназначен для формирования и передачи от НП к модулю МСП команд управления режимами работы аппаратуры, в том числе управление работой АЦП по изменению его полосы пропускания (125, 250 Гц) и изменения параметров входного усилителя (КУ = 2, 4, 16, 32, 64, 128) автоматического и ручного управления усилением; управление включением реле двигателя прижима; включение записи в память СА.

Блок стабилизатора напряжения предназначен для получения стабилизированных напряжений питания РЭА МП (±12В; ±5В) и преобразователя напряжения МСУ (100В). Блок питания предназначен для гальванической развязки цепей МП от сетевого напряжения и преобразования его в ряд требуемых постоянных нестабилизированных напряжений (+60В; +150В; ±16В; ±10В).

Адаптер предназначен для аппаратно-программного сопряжения устройств и элементов сейсмического комплекса ВСП с компьютером РС с шиной ISA наземного прибора, датчика глубин, системы сейсмоизлучателей. Для наземного прибора адаптер обеспечивает съем сейсмоданных в соответствии с протоколом интерфейса и передачу инструкции (для расширения). Для датчика глубины адаптер обеспечивает привязку и преобразования сигналов с возможностью гальванической развязки. Для сейсмоизлучателей адаптер обеспечивает выдачу команд «Пуск» и «Подготовка» и прием сигналов «Отметка времени» и «Отметка момента».

3.2.2. Цифровая вертикальная коса с датчиками давления

В последние годы в практике сейсмических исследований усилился интерес к изучению гидроволн, образующихся в проницаемых зонах геологического разреза нефтегазовых скважин. Причиной возникновения таких волн является вытеснение из коллектора в скважину пластового флюида при прохождении сейсмической продольной волны проницаемой зоны. Гидроволны уверено выделяются при регистрации давления в столбе промывочной жидкости с помощью гидрофонов – датчиков давления. Первые скважинные исследования с гидрофонами показали, что на участке обводненного пласта возбуждаемая гидроволна в 5-7 раз интенсивнее, чем в нефтеносном интервале. Эти результаты стимулиро вали использование гидрофонов для решения самых разнообразных задач нефтепромысловой геологии и геофизики, межскважинного прозвучивания, изучения фильтрационных параметров коллекторов, оценки анизотропии горных пород, обнаружения газовых шапок до глубин 500-700м, изучения ВЧР при инженерно-геологических изысканиях и др. Представляется перспективным использовать этот метод при сейсмических исследованиях МОВ ОГТ по технологии 4D, при непрерывных наблюдениях ВСП в необсаженных скважинах с вибросейсмическим возбуждением.В последнем случае методом ВСП может достигаться разрешенность разреза, близкая к детальности ГИС (Гогоненков и др., 1992; Кашик; Табаков, 1992, 1993). Для решения этих новых геологических задач в 1992-1993гг. по заказу ЦГЭ Минтопэнерго в отделе промысловой сейсмики НИИМоргеофизики впервые в РФ под руководством соискателя была разработана и передана заказчику цифровая вертикальная коса с датчиками давления.

В 2002-2003гг. в ООО «Ингеосейс» коса-гирлянда была модернизирована при этом было осуществлено построение единого компьютеризированного комплекса ВСП  на основе ПЭВМ Pentium и цифрового канала передачи информации.

Вертикальная сейсмическая коса с гидрофонами включает скважинный 24-х точечный зонд с датчиками давления – гидрофонами и систему регистрации, сбора и первичной обработки сейсмоданных (рис. 8, табл. 2). Скважинная часть обеспечивает безприжимную регистрацию, преобразование аналог-код и передачу на поверхность сейсмических сигналов. Наземная часть обеспечивает согласование цифрового потока с ПЭВМ.

Приемный цифровой модуль ПЦМ представляет собой герметичный цилиндрический контейнер высокого давления, имеющий герметичные электромеханические проходные разъемы и встроенный гидрофон с круговой диаграммой направленности. Внутри приборного контейнера размещается электронный блок АЦП, представляющий собой электронное устройство приема и преобразования сигнала и цифровой сигнальный трансмиттер. Через шинные формирователи ШФ все ПЦМ соединены с центральной шиной сбора данных от 1-24 модуля.

Линейный сейсмический терминал ЛСТ представляет собой устройство, обеспечивающее согласование приема и передачи данных на основе многоуровенного кодирования, а также обеспечивает электропитанием гирлянду ПЦМ. ЛСТ выполняется в виде отдельного герметичного контейнера с электрическими и грузонесущими разъемами.

Адаптер связи сигнальный АДС представляет одноплатный субблок и служит для форматирования и согласования цифровых данных с портом ПЭВМ.

Центральное вычислительное устройство ЦВУ представляет собой Note Book с набором стандартной периферии для регистрирующей системы. ЦВУ обеспечивается пакетом прикладных системных и информационно-вычислительных программ.

Таблица 2. Техническая характеристика сейсмической вертикальной косы

Тип датчика

Гидрофон

Количество приемных каналов

24

Расстояние между точками, м

2

Диаметр контейнеров приемного устройства, мм

56-80

Частотный диапазон принимаемых сигналов, Гц

5-1000

Диапазон частот гидрофона, Гц

5-1500

Полный динамический диапазон, дБ

170

Коэффициент нелинейности сигнала в канале, %

0,1

Погрешность преобразования аналог-код, % не более

0,1

Разрядность АЦП, бит

24

Дискретизация сигналов, мс

0,5-1

Уровень шумов, приведенный ко входу, мкВ, не более

0,12

Неравномерность АЧХ в полосе пропускания фильтра, дБ

0,1

Взаимные влияния каналов, дБ

74

Система передачи данных (код Манчестер)

2

Рабочее давление для приемной системы, МПа

60

Диапазон рабочих температур, С

-10120

Длина магистрального кабеля, м

5000

Экспериментальный образец вертикальной сейсмической косы испытан в глубокой скважине ЗКП - Суздальская 3 (глубина 4600м). Наблюдения выполнены из непродольного ПВ () с длиной записи 6c при взрыве заряда ВВ 1кг. На сейсмограммах, полученных выборкой через 10м, зарегистрированы достаточно интенсивные отраженные и проходящие волны разной природы и типов, среди которых существенна роль поперечных колебаний. Регистрируемые волны характеризуются устойчивой корреляцией и непрерывной прослеживаемостью в широком диапазоне частот от 5 до 125Гц. Промысловые испытания косы выполнены также в сейсмогеологических условиях Татарии, где получены положительные результаты (Кашик и др., 1996).

Таким образом, в результате проведенных соискателем исследований были разработаны и изготовлены экспериментальные образцы скважинной аппаратуры ПМ ВСП «Вектор» и вертикальной косы-гирлянды с гидрофонами, проведены промысловые испытания, разработан комплекс технологических программ, подготовлена эксплуатационная документация.

3.3. Развитие методики цифровой обработки и интерпретации

материалов ПМ ВСП

3.3.1.Граф обработки материалов ПМ ВСП [1, 29, 33, 54, 61]

Специфические особенности обработки материалов поляризационного метода ВСП обусловлены тем, что в отличие от однокомпонентного ВСП (Z), где применяется скалярный анализ волнового поля, в поляризационном методе производится его векторный анализ. Отсюда обязательным условием является сохранение амплитудных соотношений между тремя исходными компонентами как на этапе предварительной, так и на всех последующих этапах обработки.

Основной задачей при обработке материалов ПМ ВСП является выделение регулярных волн разных типов-продольных, обменных и др. Это достигается путем комбинирования селекции волнового поля по направлению смещения частиц в точке (по признаку поляризации) с традиционной селекцией по направлению распространения волн в объеме (по линии профиля). Такое комбинирование реализуется поляризационно-позиционной корреляцией ППК. Разработанный граф обработки материалов ПМ ВСП реализуется в несколько этапов (рис.9).

На  этапе предварительной обработки осуществляется ввод, демультиплексация, редактирование трехкомпонентных записей глубинного и контрольного приборов и их визуализация без применения фильтров и амплитудных регулировок с целью оценки качества первичного материала. Уровень усиления подбирается путем тестирования для отдельных интервалов вертикального профиля. При необходимости выполняется амплитудная коррекция записей с целью повышения точности последующего определения параметров поляризации сейсмических волн. Контроль идентичности каналов проводится по записям 4-го вертикального сейсмоприемника. При этом корректирующие множители выбираются из условия наилучшего совпадения записей 4-го сейсмоприемника и записи, полученной путем пересчета исходных трех компонент на направление его оси. После соответствующих коррекции определяются времена первых вступлений Р-волны по Z-компоненте в качестве априорной информации. По трехкомпонентной записи уточняются времена первых вступлений, определяются параметры поляризации и спектры сигналов. Статические поправки рассчитываются по контрольным приборам.

Очень важной процедурой, от которой зависит точность всей последующей обработки, является определение ориентировки установки по направлению смещения в Р-волне. В случае линейно - поляризованного колебания направление смещения в Р-волне определяются по амплитудам составляющих одного дискрета, например, экстремума колебаний. Если направление Р определено правильно, то на записях R и Т составляющих Р - волна должна быть занулена, что и контролирует качество ориентировки. Однако в случае нелинейно - поля ризационного колебания в волне Р, что может иметь место на отдельных интервалах разреза из-за наложения вторичных волн, для ориентирования записей следует осреднять значение направлений смещений (азимутов и углов с вертикалью), рассчитанных по дискретным значениям амплитуд одного периода колебания или определять осредненное значение направлений смещений не по мгновенным амплитудам, а по энергии колебаний. При этой коррекции сейсмограммы РRТ получаются как без регулировок усиления во времени, так и с выбранными в результате тестирования оптимальными параметрами нормировки, АРУ и полосовой частотной фильтрации. При применении направленных источников для возбуждения поперечных волн при наблюдениях в сухопутных скважинах, зарегистрированные записи от знакопеременных (+) и (-) воздействий предварительно выравниваются по интенсивности, а затем специальной программой осуществляется их вычитание для РР и РS-волн и выделения SН волн. Полученные трехкомпонентные записи в дальнейшем обрабатываются по общему графу с учетом специфики обменных волн.

Рис. 9. Граф обработки результатов наблюдений ПМ ВСП

На втором этапе реализуются возможности ПМ для селекции волнового поля и определения поляризационных параметров сейсмических волн. Для уточнения природы волн и определения преобладающих в них смещений получают сейсмограммы фиксированных компонент. На основе переборов направлений и их дискретности локализуются области для оптимального выделения волн различных типов. Сейсмограммы фиксированных составляющих визуализируются при оптимальных параметрах АРУ, нормировки и полосовой фильтрации, выбранных для соответствующих типов волн на основе тестирования. Анализ набора фиксированных компонент позволяет выделить те составляющие волнового поля, отличные от Z (для продольных) и Х (для обменных волн), на которых возможно улучшение качества прослеживания исследуемых волн, т.е. позволяет выделить оптимальные (следящие) составляющие для РР, PS и др. волн. В зависимости от качества записи применяются частотная и обратная фильтрации с использованием линейных и нелинейных поляризационных фильтров, а также вычитание пакетов волн с оценками разностного волнового поля. Параметры поляризации для волн разной природы и типов (Р, РР, PS и др.) определяются в спектральной и временной областях. Наиболее достоверно их определение по первой продольной Р и S-волнам, если для возбуждения последней использовались направленные источники.

На заключительном этапе определяются скорости продольных волн Vp по прямой Р-волне и скорости Vs поперечных волн с использованием обменных волн. Обменные волны выделяются на оптимальных для них составляющих. Расчет скоростей Vs осуществляется для различных моделей сред - средних скоростей, горизонтально-слоистой и более сложных моделей. При совместной интерпретации продольных и поперечных волн определяются средние, интервальные и пластовые значения упругих параметров среды (= Vs/Vp, - коэффициент Пуассона, Е- модуль Юнга и др.)

Увязка скважинных ПМ ВСП и наблюдений МОВ-ОГТ выполняется по временным разрезам РР и PS-волнам, полученным на оптимальных для их прослеживания составляющих. При этом осуществляется уравнивание спектров волн разных типов на сопоставляемых записях путем применения соответствующей фильтрации. По выделенным волнам разных типов строятся детальные глубинные разрезы и структурные карты, освещающие строение околоскважинного пространства. Полученные на разных этапах данные о параметрах волнового поля и среды сопоставляются с данными ГИС и моделирования с целью выявления связей волнового поля с неоднородностями геологического разреза.

      1. Обработка многоуровенных наблюдений ПМ СОГ

Для обработки данных ПМ СОГ разработан специализированный комплекс ПМ СОГ – РС (рис.10), применение которого обеспечивает получение высокоразрешенных временных разрезов ВСП ОГТ с частотой значительно выше, чем на временных разрезах MOB ОГТ. Комплекс программ ПМ СОГ - PC включает более 20 программ, условно разделенных по следующим функциям: обработка базы данных; визуализация; обработка сейсмозаписей.

В программах обработки базы данных предусмотрена возможность моделирования различных систем наблюдений. Оно проводится путем задания координат пунктов приема точек отражения и определения положения точек взрыва, исходя из однородной модели среды. Программы обработки разработаны в формате СЦС-3. База данных организационно выполнена в виде двух подразделов - один подраздел соответствует сортировке в виде СОГ, другой - сортировке в виде ВСП. Основная задача базы данных -  хранение координат пунктов взрыва и приема по каждой точке зонда, а также времен первых вступлений, статических поправок за пункт взрыва и логических номеров трасс, через которые производится поиск соответствующих координат.

В алгоритмическом плане основой комплекса являются программы получения разрезов ВСП – ОГТ. Исполь-зование криволинейного суммирования без ввода кинематических поправок с переменными окнами, как по удалению взрыв-прибор, так и по времени, а также расчетом весовых коэффициентов в зависимости от положения точки отражения в пространстве, позволяет значительно улучшить результат обработки по сравнению с другими известными способами. Программа работает с пластовой моделью среды и производит трассировку лучей для любых типов волн (продольных, обменных, поперечных) в трехкомпонентном варианте регистрации. В комплексе ПМ СОГ – PC содержится достаточное количество программ визуализации различных параметров и диаграмм, а также сервисных функций, таких как учет инклинометрии скважин, автоматическое снятие времен первых вступлений, автоматическая коррекция статических поправок и т.д.

Обработка материалов проводится в следующей последовательности: вначале получаются сейсмические записи (коррелограммы) сверткой сигналов, а затем осуществляется перевод записей из внутреннего формата цифрового зонда в формат СЦС-3. После просмотра и редакции выполняется накапливание сигналов и формирование сейсмограмм СОГ всех уровней из сейсмограмм ПМ ВСП. Поляризационно-позиционной корреляцией ППК получают сейсмограммы Z-составляющей и выделяют продольные отраженные волны вычитанием падающих волн. После сортировки по ВСП вычитаются оставшиеся падающие волны. Перед вычитанием производится автоматическое снятие времен первых вступлений с записью их в базу данных. Деконволюция производится перед вычитанием с настройкой на падающую волну с параметрами: интервал предсказания 4мс, уровень шума - 0,2,  широкий полосовой фильтр (10-60 Гц) в окне 150мс.

Учет геометрического расхождения выполняется по экспоненциальному закону с коэффициентом экспоненты 0,3. Суммирование сигналов уровенных наблюдений проводится с вводом кинематических и статических поправок, с использованием вертикального годографа из ПВ1. Линией приведения суммарного разреза выбирается дневная поверхность или уровень моря. По временным разрезам уровенных наблюдений выполняется вычитание остатков падающих и обменных волн. Для увязки с данными ВСП - ОГТ временные разрезы РР-волн переводятся в глубинные динамические разрезы, которые используются для решения различных промысловых задач, в частности, для прогноза нефтегазонасыщения нижней части вскрытого бурением геологического разреза.

3.3.3. Методика интерпретации и определения параметров волнового поля и изучаемой геологической среды [1, 28, 42, 44, 48, 50, 53, 55, 58, 74]

Пространственно-временная характеристика волнового поля, выявляемая трехкомпонентными наблюдениями ПМ ВСП, позволяет оценивать оптимальность систем сейсмических наблюдений, выделять и оценивать кинематические и динамические параметры продольных и обменных волн во внутренних точках среды и межскважинном пространстве, расширять разведочные возможности поляризационного метода ВСП.

Моделирование является одним из важнейших этапов обработки и интерпретации материалов ВСП. Моделирование при ВСП применяется как на этапе проектирования работ, так и при интерпретации данных ВСП. При проектировании работ ВСП на скважине моделирование используется для расчета и обоснования оптимальной системы наблюдений - определения количества и расположения источников, оценки максимального удаления источников, выбора интервала наблюдений на вертикальном профиле и др. При этом рассчитываются синтетические сейсмограммы непродольного ВСП. В качестве модели для расчета применяются данные наблюдений ВСП по продольному профилю,  данные ГИС и наземных наблюдений ОГТ. Применение синтетического ВСП позволяет также оценить эффективность изучения структурного плана горизонтов, тектонических нарушений, линз песчаников и др. в различных геологических ситуациях (моделях). Модельные исследования обычно включаются в обязательный комплекс подготовительных работ при проектировании наблюдений ПМ ВСП. В первую очередь получают сейсмограммы для условий нормального падения лучей на отражающие границы (аналог продольного ВСП). Разработанные под руководством соискателя программы обеспечивают расчет суммарного поля однократных и многократных отраженных волн, а также получение поля однократных волн, причем в качестве исходного импульса используются осредненная форма Р-волны по данным ВСП или модельные сигналы Риккера, Берлаге и др..

Сопоставление различных вариантов синтетических сейсмограмм с наблюденными материалами ВСП позволяет оценить их качество и эффективность обработки. При хорошем совпадении динамических особенностей и формы записи, а также времен регистрации основных отражений, по синтетическим сейсмограммам выполняется детальная стратиграфическая привязка отраженных волн даже в условиях тонкослоистого разреза. С этой целью исследуется вклад каждой элементарной границы в суммарное волновое поле, а для каждой изучаемой волны выявляется граница или группа границ, отражения от которых доминируют в волновом поле на соответствующих временах.

Сопоставление полей однократных и многократных волн, а также суммарного волнового поля, позволяет предварительно изучить положение основных кратнообразующих границ и оценить их влияние на эффективность выделения целевых отражений. Ввиду использования при моделировании ряда упрощений свойств среды, эти данные в последствии уточняются по экспериментальным материалам ВСП.

Изучение скоростей распространения сейсмических волн. Регистрация полного вектора колебания позволяет изучить скоростную модель среды по Р и S-волнам. При этом для определения скоростей Vp используются наблюдения из продольного пункта взрыва (Z-компонента), для определения Vs – в основном наблюдения из непродольных ПВ. Приведение годографа к вертикали, вычисление средних и пластовых скоростей осуществляется без учета преломления сейсмических лучей. Для более детального расчленения разреза по кинематическим параметрам определяются также интервальные значения скоростей.

Скорости продольных волн Vp. Скорости Vp рассчитываются по приведенному вертикальному годографу Р-волны, полученному в результате обработки времен первых вступлений из ближнего ПВ. Времена первых вступлений определяются с выводов сводных сейсмограмм ВСП в масштабе, позволяющим снимать времена с точностью до 1мс. Кроме того, используются возможности машиной корреляции и автоматического определения времен первых вступлений Р-волны. В условиях развития трубных волн (верхняя часть скважины глубины до 600-1100м) для выделения первых вступлений выбирается горизонтальная компонента полного вектора, на которой трубные волны практически полностью отсутствуют. В наблюденные времена вводятся поправки за отметку момента взрыва (по сигналу "сигнатура") и за глубину погружения пневмоисточников с целью приведения времен первых вступлений к уровню моря или к линии приведения. Поправка за фазу вычитается путем осреднения поправок в нескольких опорных интервалах вертикального профиля, характеризующихся высоким соотношением сигнал/помеха. Затем значения поправок интерполируются между полученными значениями в опорных точках.

Наблюденный годограф приводится к вертикали, по нему определяются интервальные скорости при различных базах осреднения. Выделение интервалов для расчета пластовых скоростей основывается на анализе графика интервальных скоростей, кривых ГИС, а также данных о литологии и стратиграфической разбивки скважины. Погрешности определения пластовой скорости при этом обычно не превышают 2-3%, средней - 0,5%, отклонение точек наблюденных времен от осредняющей составляет 1-2 мс.

Скорости поперечных волн Vs. Скорости Vs определяются по годографам прямых поперечных и обменных (отраженных, проходящих) волн, регистрируемых достаточно надежно из всех непродольных ПВ. С этой целью используется Х - компонента, на которой после специальной обработки выделялись и устойчиво прослеживались PS волны. Приведенные к вертикали годографы S-волн и интервальные скорости Vs рассчитываются по программе Velps, причем для повышения точности определения Vs в каждом интервале вертикального профиля анализируются данные нескольких годографов обменных волн. Параметр = Vs/Vp вычисляется по соотношению пластовых и интервальных скоростей поперечных и продольных волн.

Изучение параметров поляризации. Изучение поляризации сейсмических волн выполняется в рамках модели линейно - поляризованных колебаний. С этой целью исследуются направления смещений, определяемые двумя углами в вертикальной () и горизонтальной () плоскостях, коэффициент эллиптичности (В, Г). Наиболее надежно эти параметры определяются для Р-волны, регистрируемой в первых вступлениях с высоким соотношением сигнал/помеха. Кроме того, они изучаются также и для поля вторичных продольных (отраженных, падающих) и обменных (отраженных, проходящих) волн. Определение поляризационных характеристик сейсмических волн выполняется для пунктов взрыва всех ПМ ВСП, а также для уровенных наблюдений ПМ СОГ.

Параметры поляризации определяются во временной и частотной областях обычно в окне 30-45 мс. С этой целью строятся графики изменения азимута, угла с вертикалью , коэффициента эллиптичности и энергии Е с глубиной, траектории движения частиц среды, а также их изменения для разных частотных составляющих спектра Р-волны в полосе частот 30-90Гц. Графики (Н) анализируются с целью выделения скоростных границ и акустических неоднородностей в разрезе исследуемых скважин; графики (Н) используются для выделения неоднородных интервалов разреза. Анализ параметров поляризации Р-волны для разных спектральных составляющих позволяет выявлять неоднородности разных размеров. По мере увеличения анализируемой частоты повышается детальность расчленения разреза.

Изучение параметров поляризации продольных и обменных (отраженных, проходящих) проводится по набору фиксированных компонент, равномерно распределенных в пространстве, а также по сейсмограммам локальной системы координат (Р, R, Т). Сравнение различных компонент позволяет выявить в пространстве области оптимального прослеживания волн разных типов. Эти области на стереографической сетке отражают преобладающее направление поляризации для каждого типа волны.

Изучение эффективного поглощения р. Изучение эффективного поглощения Р-волны выполняется, как правило, для продольного ПВ по Z-составляющей. В качестве контрольного прибора, относительно которого рассчитывается коэффициент эффективного поглощения, используется фиксированный уровень наблюдений, характеризующийся неискаженной и типичной для конкретной скважины формой Р-волны. При этом анализируется соотношение логарифмов амплитуд для различных составляющих спектра Р-волны на частотах 30-90Гц. Для каждой спектральной составляющей зависимость соотношения амплитуд от глубины осредняется с целью определения коэффициента эффективного поглощения.

Прогнозирование акустической жесткости ниже забоя скважины. При решении задач ПГР в МОВ ОГТ широко используются данные псевдоакустического каротажа (ПАК). Восстановление скоростной характеристики среды способом ПАК требует увязки с данными АК и ВСП. Графики ВСП-ПАК необходимы для настройки процедуры ПАК при обработке данных МОВ ОГТ и, особенно, для прогноза скоростей и акустической жесткости (АЖ) ниже забоя скважины. По прогнозным восстановленным скоростям и АЖ глубже интервала исследования можно оценить параметры разреза и использовать полученные результаты для оптимизации процесса бурения. Прогноз сейсмоакустического разреза по данным ВСП реализуется на основе решения одномерной обратной динамической задачи (ОДЗ). Граф обработки включает следующие процедуры:

- разделение полей падающих и отраженных волн из продольного ПВ по программе, использующей итеративный алгоритм вычитания С.А. Нахамкина. Разделение осуществляется на скользящей базе с итерациями. Поля отраженных и падающих волн приводятся к вертикали с использованием первых вступлений;

- оптимальную обратную фильтрацию падающих и отраженных волн, при которой деконволюция трасс выполняется по форме сигнала падающей волны по программе, работающей в частотной области. При этой для расчета оператора используется трасса падающих волн длиной 2000 мс, параметр регуляризации задается равным 0,05. Поскольку спектр отраженных волн оказывается низкочастотным (максимум спектра 32-34 Гц), то после деконволюции удается достигнуть уровня заполнения спектра примерно 0,32-0,38;

- синфазное накапливание трасс падающих и отраженных волн в заданном интервале глубин. При прогнозе интервал накапливания составляет 21-31 трассу (200-300м). Уровень коэффициентов корреляции по отраженным волнам желательно иметь выше 0,95, что свидетельствует об устойчивости характера отражений и, следовательно, достоверности прогнозной кривой.

Динамическая инверсия осуществляется по программе, реализующей обращенный алгоритм Баранова-Кюнетца. При этой начальная акустическая жесткость задается по данным ГИС, средняя скорость для пересчета кривой АЖ в масштабе глубин определяется по данным ближнего ПВ. Полученная результирующая кривая визуализируется с другими данными по скважине с целью их сопоставления и анализа.

Выявление зон АВПД [52, 59, 63]. Зоны АВПД определяются по данным ГИС и геотехнологического контроля проводки скважин, прогнозируются по материалам сейсморазведки MOB ОГТ. Физической основой прогнозирования АВПД по сейсмическим данным служит то обстоятельство, что в связи с компенсацией насыщающим флюидом части геостатического давления, породы в этой зоне имеют неполную нагруженность скелета, повышенную пористость и, как следствие, пониженные скорости и плотности. Для выявления зон АВПД устанавливаются корреляционные связи между акустической жесткостью пород W, скоростями сейсмических волн Vогт, Vэф, Vинт, пластовыми давлениями Рэф и др. параметрами разреза. Акустическая жесткость породы W более чувствительна к наличию зон АВПД по сравнению с традиционно используемыми скоростями упругих волн. Оценкой W для невскрытой части разреза (с учетом коэффициентов отражения) находят местоположение  и величину АВПД по уменьшению акустической жесткости в функции глубины скважины. Достоверный прогноз оценивается в 600-800м ниже забоя скважины. Для реализации такого подхода выполняется расчет W во вскрытой части скважины. Полученная последняя точка значения W используется как эталонная величина, далее выполняется несколько итераций для оценки максимального и минимального диапазона изменения акустического импеданса V. Полученные значения W сопоставляются с оценками порового давления и удельного веса бурового раствора по данным ГТИ или ГИС. В последние годы соискателем развивались новые подходы к решению проблемы прогнозирования зон АВПД ниже забоя скважины, основанные на решении обратной динамической задачи ВСП [59, 63, 91].

Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов. Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов является одним из наиболее важных этапов обработки данных ВСП. Поэтому для ее осуществления, как правило, привлекается весь комплекс геолого-геофизической информации, полученной на исследуемой скважине. Учитывая, что данные ГИС характеризуют среду в ближней зоне скважины, для их увязки с материалами ВСП используются только данные ВСП из продольного ПВ. С целью совместного анализа материалов различных геофизических исследований используются: сейсмограммы полей восходящих и нисходящих волн, полученных с оптимальной обратной фильтрацией в двух полярностях; сейсмограммы с выведенными на вертикаль осями синфазности отраженных волн в двух полярностях; сейсмограммы коридорного суммирования с целью оценки на записях ВСП однократных волн в двух полярностях; вертикальный годограф; литолого-стратиграфический разрез скважины; временные разрезы ОГТ, проходящие через скважину.

Для стратиграфической привязки волн к геологическому разрезу и увязки данных ВСП и МОВ ОГТ используются временные разрезы ОГТ и сейсмограммы коридорного суммирования в одной и той же полярности. При детальном анализе и интерпретации материалов на сейсмограммах выделяются восходящие волны, определяются границы образования однократных и кратных волн, исследуется природа и типы регистрируемых колебаний. Критерием правильности привязки опорных отражающих границ является совпадение глубин отражающих горизонтов с границами изменений физических свойств пород на кривых ГИС-АК, КС, ПС, ГК, НГК и кавернометрии. Корреляция отраженных волн производится по наиболее устойчиво прослеживаемой фазе, для привязки время регистрации волны приводятся к первым вступлениям с учетом поправки за фазу.

Структурные построения в околоскважинном пространстве. Для детального изучения строения околоскважинного пространства получаются мигрированные глубинные динамические разрезы по наблюдениям ВСП из непродольных пунктов взрыва и временные разрезы СОГ-ОГТ по многоуровенным наблюдениям на горизонтальных профилях. Используются как продольные, так и обменные волны. На основе этих данных строятся структурные схемы по всем основным отражающим горизонтам, которые дополняют результаты структурных построений по профилям МОВ ОГТ. Предварительно все разрезы ВСП увязываются между собой в точке пересечения на устье скважины. После этого выполняется корреляция по целевым горизонтам, причем по каждому лучу вблизи скважины корреляция проводится по разрезу из ближнего ПВ, а затем осуществляется переход на увязанный с ним разрез, полученный из удаленного ПВ.

Необходимость такого подхода обусловлена тем, что для дальнего ПВ вблизи скважины характерны большие искажения формы сигнала, связанные с растяжением импульса при вводе кинематической поправки в условиях резкой скоростной дифференциации разреза. Наличие резкой скоростной границы приводит к тому, что в ближней зоне РР-волны практически некоррелируемы после ввода кинематических поправок и миграции разрезов. В то же время в дальней зоне градиент кинематических поправок РР-волн понижается, что позволяет нарастить глубинные динамические разрезы до удалений 1000-1100м. Снятые с глубинных разрезов ВСП отметки глубин наносятся на планшет, согласовываются со структурными построениями МОВ ОГТ, которые уточняются и детализируются. Для выполнения глубинных построений по временным разрезам СОГ – ОГТ используется обычно метод «to» на основе скоростной кривой, полученной на исследуемой скважине. Разрезы строятся с большой детальностью, времена снимаются, как правило, через 25мс.

Обработка данных ВСП, ВСП-ОГТ и СОГ-ОГТ по технологии САЭЭ – анализа [13]. Сейсмоакустический энтропийно-энтапийный анализ является способом сейсморазведки, ориентированным на прямое прогнозирование, поиски и изучение нефтегазоносности геологического разреза по волновым полям продольных отраженных волн, сформированных различными сейсмическими методами. Исходными данными для САЭЭ – анализа являлись временные разрезы PP-волн. Процесс определения значений энтропии и энтапии выполняется в несколько этапов:

- мультихроматическая корреляция исходных временных разрезов в частотной области в диапазоне частот 6-75 Гц с дискретным шагом – 0,5 Гц;

- комплексный широкодиапазонный амплитудно-частотный анализ для формирования мультичастотограмм спектральной плотности мощности с целью вероятностной оценки распределения значений САЭЭ в плоскости исследуемого профиля во временной области;

- синтез мультичастотограмм раздельного частотного анализа в поле распределения значений САЭЭ в плоскости профиля на принципах модально-инверсионного преобразования. Этот термин введен Д.М. Соболевым и соискателем, т.к. собственно синтез мультихромограмм заключается в знакопеременном энтропийном и неэнтропийном накапливании спектральных плотностей мощности в поле распределения значений САЭЭ исследуемого волнового поля;

- формирование и построение в плоскости профиля карт распределения значений рассчитанной энтропийной и энтапийной составляющих. Максимальные их значения могут быть приурочены исключительно к местоположению в волновых полях нефтегазовых месторождений;

- пространственное отображение результатов САЭЭ - анализа, необходимое для увязки САЭЭ - аномалий к отражающим границам и установления простирания нефтегазовых залежей в структурных построениях.

Таким образом, в результате многолетних работ соискателя разработана методика обработки материалов ПМ ВСП на вертикальных и уровенных профилях, созданы системы обработки однокомпонентных и многокомпонентных наблюдений ПМ ВСП. Создан граф обработки ПМ СОГ-РС однокомпонентных наблюдений, одновременно с этим разработана методика обработки наблюдений ПМ ВСП. Разработаны специализованные комплексы как для обработки материалов ПМ ВСП, так и для обработки уровенных наблюдений поляризационным методом ВСП. В обработке данных ПМ ВСП и ПМ СОГ обеспечена достоверность ориентировки записей в локальной системе координат и переход от неё к декартовой системе координат. Последовательность процедур обработки, их многообразие, разветвленность обеспечивают изучение на основе поляризационно-позиционной  и полярной корреляций и наиболее полное извлечение параметров из сейсмических записей – скоростей Vp и Vs , упруго-деформационных модулей среды , , Е, эффективного поглощения, акустической жесткости W ниже забоя скважины, стратиграфическую привязку волн, структурные построения в околоскважинном пространстве.

  1. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛЯРИЗАЦИОННОГО МЕТОДА ВСП

НА АКВАТОРИЯХ

Первые исследования ПМ ВСП предприятиями ВМНПО «Союзморгео» были проведены на шельфе Арктики в 1984-1990гг., позже эти работы стали выполнятся и в других нефтегазовых районах. В этот период были оценены возможности поляризационного метода ВСП в различных сейсмогеологических условиях шельфов, определены условия возбуждения и приема сейсмических волн на море, внедрены различные схемы комплексирования скважинных ПМ ВСП и морских позиционных наблюдений МОВ ОГТ, созданы действующие образцы цифровой аппаратуры ПМ и несколько программно – алгоритмических комплексов для обработки материалов, т.е. по существу разработана технология работ поляризационным методом ВСП на море. Соискателем в этот период были проведены исследования ПМ ВСП в Арктике на площадях Мурманская, Северо-Кильдинская, Варандей-море, Медынь-море и др. [41, 47, 49, 52, 57, 68, 71, 72, 74 и др.], в Охотском море на Астрахановской площади [14], в Азово-Черноморском бассейне на площадях Каркинитская, Штилевая, Шмидта, Октябрьская и Геологическая [5, 11, 58, 62, 66, 67, 76 и др.]. В настоящем разделе доклада приводятся примеры разработанных соискателем новых приемов ПМ ВСП при решении различных нефтепромысловых задач.

4.1. Наблюдения ПМ ВСП на шельфе Арктических морей

4.1.1. Исследования ПМ ВСП на Мурманской площади [74]

       Исследования поляризационным методом на Мурманской площади были ориентированы на оценку возможности повышения эффективности сейсмических исследований в сложных условиях тонкослоистого разреза Арктического шельфа. Для этого обработка сейсмических материалов осуществлялась способом оптимальной деконволюции, при которой оператор обратного фильтра определялся по сигналу произвольной формы с учетом оптимальной временной задержки. Для определения истиной формы сигнала соискателем разработан метод, основанный на численном решении задачи Лэмба в вертикально-неоднородной среде. Достигаемое при этом улучшение разрешенности сейсмических записей обеспечило повышение точности стратиграфической привязки волн и взаимную увязку волновых полей, регистрируемых при скважинных и позиционных наблюдениях МОВ ОГТ.

Системы наблюдений. При исследованиях на Мурманской площади в скважине № 23 (глубина 3545м) применено комбинирование продольных и непродольных вертикальных профилей с расположением ПВ в разных азимутах и на различных расстояниях, с максимальным удалением до 1500м. Вертикальные профили корреляционно увязывались между собой уровенными наблюдениями ПМ по системе линейных и круговых профилей с центром у устья скважины и шагом между ПВ 50м. Профили ОГТ также проходили через устье скважины и отрабатывались по схеме 24-48-кратного накапливания сигналов на базе 2400м. Возбуждение колебаний проводилось групповыми пневмоисточниками ПИ-200 на глубинах 5-6м с накапливанием 4-9 воздействий. Контроль за стабильностью условий возбуждения и положением ПВ осуществлялся по записям гидрофонов в дальней и ближней зонах и глубинными контрольными трехкомпонентными приборами. Применение судна-источника «Спрут» с системой динамического позицирования обеспечило проведение исследований из нескольких ПВ в условиях больших глубин моря (140-160м) и в неблагоприятных погодных условиях.  Выбранная методика и техника полевых работ обеспечили регистрацию сейсмических волн, связанных практически со всей осадочной толщей.

Рис. 11. Стратиграфическая привязка отражающих горизонтов скв. 23

1 – синтетическая сейсмограмма (лучевой метод); 2 – сейсмограмма ВСП; 3 – трасса однократно отраженных волн; 4 – фрагмент временного разреза МОВ ОГТ

Приемы обработки материалов. Сравнение материалов ВСП, морской сейсморазведки МОВ ОГТ и бурения на Арктическом шельфе показывает, что основные погрешности в определении глубины залегания продуктивных горизонтов объясняются невозможностью строгой стратиграфической привязки отражающих горизонтов из-за интерференционной природы сейсмических волн в тонкослоистых разрезах. Анализ волнового поля на реальных сейсмограммах Мурманской площади позволил установить наличие вблизи отражающего горизонта А2(Т2), приуроченного к продуктивной пачке триасовых отложений, когерентных волн-помех. Опробование в этих условиях субоптимальных процедур обратной фильтрации, основанных на статистической модели, должных результатов не дал из-за отсутствия достоверных данных о форме сигнала входного импульса. Разработанный метод определения истиной формы  сигнала на основе решения задачи Лэмба путем разложения волнового уравнения по пространственным гармоникам в цилиндрической системе координат позволил рассчитать передаточную характеристику «источник-приемник» с учетом волн, отраженных от поверхности моря и дна и неоднородностей водной толщи. Для исключения волн-помех при обработке материалов МОВ ОГТ, кроме стандартных вычислительных процедур (фильтрации, деконволюции и т.д.), выполнено вычитание волн-помех в частотно-волновой области и проведена фазовая коррекция по сейсмограммам годографов отраженных волн, приуроченных к юрскому, триасовому и пермскому комплексам. Материалы наблюдений обрабатывались комплексом СЦС-З-ПМ.

Волновые поля – стратификация, кинематические и динамические характеристики. В волновом поле выделены и прослежены продольные, обменные и другие типы волн в юрском В(J3), B(J2), триасовом А3(Т3), А2(Т1-2) комплексах (рис. 11). Продольные волны уверенно прослежены из всех ПВ на

Рис.12. Упругие параметры разреза скв.23 Мурманской площади

1 – приведенный вертикальный годограф Р-волны; 2 – приведенный вертикальный годограф S-волны

временах от 0,4 до 5,0с. Области их оптимальной регистрации для всех ПВ близки к вертикали и отклоняются не более чем на 30°. Видимые частоты РР - волн составляют 25-40 Гц,  кажущиеся скорости - 1800-4200 м/с. Для направлений смещений волн от глубоких границ отмечены азимутальные уклонения от лучевой плоскости. Обменные РS-волны выделены во всем временном интервале регистрации. Прослежено до полутора десятков волн, приуроченных к отражающим границам на глубинах до 5,5км. Волны PS характеризуются значительной интенсивностью на компонентах, составляющих с вертикалью угол 60-90°. Их привязка к границам осуществлена на R и других составляющих. С приближением ко дну моря интенсивность PS - волн значительно возрастает. На границе «дно моря – вода» они претерпевают обмен с колебания типа S на Р и регистрируются датчиками давления как продольные отражения. Кажущиеся скорости изменяются от 1100 до 450 м/с, видимые частоты 15-25 Гц. Области следящих составляющих располагаются в лучевой плоскости и близки к горизонту. В большинстве своем они поляризованы как колебания типа SV, однако наблюдаются также и колебания типа SH, что свидетельствует об анизотропности исследуемой среды. С обменными проходящими PS - волнами связано образование волн типа PPSP или PSSP.

Для исследуемого района характерно существенное увеличение скоростей Vp и Vs с глубиной, причем скоростные границы для этих волн совпадают (рис. 12). В интервале глубин 250—700м скорости Vs изменяются от 450 до 900м/с, Vp - от 1900 до 2200м/с. В интервале глубин 1350-3050м выделяются песчано-глинистые отложения со скоростями Vp от 3000 до 3800м/с, Vs — от 600 до 800м/с. По скоростям VP волн исследуемая среда расчленяется на ряд слоев, границы которых совпадают с границами литостратиграфических комплексов. Параметр = Vs/Vp изменяется с глубиной от 0,25 до 0,65-0,68. Значения коэффициента по разрезу варьируют от 0,46 на глубинах 210-250м до 0,22 в интервале 2900-3050м. Изменения параметров и обусловлены, в целом, уплотнением пород с глубиной и отражают особенности литофациального строения разреза. По модулю Е наиболее значимые аномалии выделяются в интервале 1700-2785м, где его значения изменяются от 17·10-9 до 26·10-9; зоны повышенных значений модуля Е соответствуют плотным глинами, аргиллитам, в песчаниках его величина  уменьшается до 18·10-9.

Рис. 13. Графики зависимости дифференциального давления Р от параметров , , Е (а) и порового давления Рпор от жесткости W глинистых пород (б)

Поглощающие параметры разреза изучались по амплитудам прямой волны и пластовым коэффициентам эффективного поглощения эф. Основная энергия волны сосредоточена в частотном диапазоне 10-40 Гц. Вдоль вертикального профиля максимум амплитудно-частотного спектра смещается незначительно в сторону низких частот и практически не меняется. Графики пластовых коэффициентов эф, несущественно отличаются друг от друга, за исключением интервала 2000-2800м, представленного тонкослоистым разрезом. По величине коэффициента эф разрез расчленяется на четыре слоя: 850-1250м, эф =1,5 ·10-3; 1350-1850м, эф = 2,2 ·10-3;1900-2325м, эф =3,1 ·10-3; 2530-3050м, эф = 0,9·10-3.

Поляризационные характеристики. Поляризация упругих колебаний в разрезе скв. 23 обладает свойством локальности, и ее характер определяется строением среды в окрестности точки наблюдений. Наиболее сложная поляризация P - волны отмечена в верхней части разреза на глубинах до 700м. Коэффициенты эллиптичности на отдельных участках разреза достигают значений 0,35-0,5 и их изменения совпадают с глубинами залегания основных отражающих и преломляющих границ. Дифференциация кривых (H) в толще песчано-глинистых отложений позволяет разделить ее на два однородных интервала. На глубине 1220м наблюдается значительный перепад углов (до 90°) на границе разновозрастных пород. В интервале глубин 1220-1710м значения углов стабилизированы, глубже резким увеличением углов выделяется пачка пористых песчаников. В самой нижней части разреза (2850-3050м) на графиках (H) на частотах 30-40 Гц выделяется переходная зона изменений РПЛ понижением углов и зона АВПД — увеличением углов .

Комплексная интерпретация данных ПМ ВСП, ГИС и ГТИ. В поляризационном методе ВСП использовались данные о скоростях VP, VS, коэффициенте затухания ЭФ , видимых частотах fВ , интервальном времени t, упруго-деформационных и поляризационных характеристиках , , Е, , , ; данные ГИС включали диаграммы КС, ПС, НГК, ГГК, АК, кавернометрии; наблюдения ГТИ характеризовали механические скорости бурения (ROP) и ее производные, скорости бурения, нормализованные за уплотнение пород (d-exp), градиенты пластового давления (FPG), эквивалентные плотности бурового раствора, градиенты гидроразрыва. Анализ фактических данных позволил расчленить исследуемую среду на 5 сравнительно однородных толщ, в пределах которых отмечаются следующие закономерности: повышение скоростей сейсмических волн в гранулярных отложениях (песчаниках, алевролитах) и понижение в глинистых;  изменение поляризационных характеристик при переходе границ разноскоростных пачек; повышение интенсивности затухания волн в отложениях с повышенной пористостью; изменение характера поведения кривых и на границах смен литологической обстановки; изменение значений t и в интервалах изменения физических свойств пород. Интервальные времена t, скорости VP и VS, упругие константы , , Е оказались при этом наиболее информативными. В зоне АВПД пластовые давления резко возрастают (градиенты до 1,7-1,9г/см2м), наблюдается резкая дифференциация интервальных скоростей – возрастание для зернистых разностей и уменьшение в глинистых разностях.

В результате исследований ПМ ВСП на Мурманской площади впервые были определены скоростные характеристики разреза, выделены волны различной природы и типов, осуществлено их стратифицирование. Показано, что в условиях моря поперечные колебания играют существенную роль в формировании волнового поля. Совместной интерпретацией выделенных Р, РР, PS-волн получены новые данные об исследуемой среде, в частности, определены упруго-деформационные характеристики разреза и установлена их связь с литологическими особенностями разреза. По поляризации колебаний в сейсмических волнах выделены участки смены физических свойств в разрезе, соответствующие границам литолого-стратиграфических комплексов.

Выявление зон АВПД. В пределах исследуемого региона АВПД широко развиты в триасовых отложениях, представленных песчано-глинистыми породами. Эти отложения характеризуются цикличным строением трансгрессивно-регрессивного типа с увеличением песчанистости вверх по разрезу. Для оценки информативности геолого-геофизических параметров (Unc, J, Kn, к) осуществлен корреляционно-регрессивный анализ, по результатам кото рого установлено, что в разрезе скв. №23 наиболее тесную связь с коэффициентом пористости Кп имеют скорость V и акустическая жесткость W пород. Коэффициенты корреляции сопоставляемых параметров составляют соответственно - 0,889 и 0,804. В зоне АВПД скорость в глинах изменяется от 2900 до 3400 м/с, в песчаниках - от 3600 до 4200 м/с, плотность от 2,2- 2,3 до 2,4-2,5 r/м3, акустическая жесткость - от 5 до 11 км/сг/см3. На графиках зависимостей параметров , , Е от давления P отмечаются обратные корреляционные зависимости (рис. 13). Зависимость акустической жесткости W от пластового давления Рпор, (по результатам замеров в условиях нормальных пластовых давлений), выражается уравнением Рпл =8,5+2,8W, тогда как в зоне АВПД имеет характер Рпл =2,5+6,4W.

На рис. 14 приведен пример прогнозирования геологического разреза ниже забоя скважины. Решение обратной динамической задачи выполнено по трассам отраженной и падающей волн, полученным по результатам синфазного накапливания. В качестве начального значения акустической жесткости, использовались значения W, полученные по данным ГИС. Во вскрытой части разреза (интервал 2600-3050м) отмечается хорошее совпадение между фактическими и прогнозными значениями акустической жесткости пород. В интервале глубин 3150-3500м прогнозируется зона разуплотненных пород с повышенными значениями коэффициента пористости Кп и d-экспоненты. На графиках изменения параметров , , Е с глубиной зона АВПД наиболее четко выделяется по зависимости Е(Н). Переходная зона изменения давления на этих графиках отмечается минимальными значениями (0,25) и наибольшими значениями (0,5). В зоне АВПД =0,4 и Е=1710-9(максимальное значение), различия в изменении этих параметров в переходной зоне и зоне АВПД являются наиболее значительными. Установленные зависимости Р(), Р() и Р(Е) информативны и позволяют осуществлять количественную оценоку пластового давления в зоне АВПД. Для переходной зоны значение давления Р на глубине 2400-2600м составило 3-4МПа, а в зоне АВПД на глубинах 2800-3040м оно достигло 8-10МПа. Установлена связь параметров поляризации (эллипса поляризации и траекторий движения частиц) с глубинами залегания основных отражающих и преломляющих границ.

Таким образом, по результатам исследований ПМ ВСП на Мурманской площади показана возможность прогнозирования физических свойств пород ниже забоя скважины по скоростям VP и VS волн, отраженных от глубинных границ. Установлено, что среди исследуемых параметров наиболее информативны упруго-деформационные модули среды, по которым достаточно четко выявлются переходная зона и зона АВПД.  Корреляционные связи между дифференциальными давлениями и параметрами , , Е обеспечивают количественное изучение зоны АВПД и предоставляют возможность прогнозирования зон АВПД ниже забоя скважины.

4.1.2. Применение ПМ ВСП для повышения эффективности морской сейсморазведки на Северо-Кильдинской площади [70]

Одним из важнейших направлений повышения эффективности ГРР на море при поисках нефти и газа является комплексирование ВСП и морской сейсморазведки. Это позволяет решать широкий круг задач, связанных с детальной привязкой горизонтов к геологическому разрезу, увеличением точности и достоверности структурных построений, прогнозированием геологического разреза.  На Северо-Кильдинской площади в Баренцевом море в скважине № 80 (глубина 3326м) были проведены исследования ПМ ВСП на вертикальном и круговых профилях. Впервые на этой площади получены достоверные сведения о скоростном разрезе, выделены и прослежены отраженные Р-волны и осуществлена их стратиграфическая привязка, по данным ПМ ВСП и ОГТ выполнены новые структурные построения. Данные ВСП явились основой для переобработки материалов ОГТ с целью выделения на временных разрезах ОГТ отражающих границ как во вскрытой части разреза, так и глубже забоя скважины.

Стратиграфическая привязка волн (рис. 15). В волновом поле разреза скважины первая продольная волна является наиболее интенсивной и прослеживается по всему профилю без видимых перерывов в корреляции на глубинах до 800-900м. На многочисленных границах раздела Р-волна образует большое количество продольных отраженных волн. Применением различных процедур обработки (фильтрация, вычитание, суммирование и др.) удалось выделить и проследить на записях однократные отраженные волны, связанные практически со всей исследуемой толщей осадков. Среди волн от глубинных границ разделов во вскрытой части разреза на временном разрезе ВСП наиболее динамически выражены отражения, приуроченные к следующим литолого-стратиграфическим комплексам. Первая волна К1 в средней части терригенных неокомских отложений регистрируется на временах 0,6-0,7с в виде двухфазного колебания с частотой 35-40Гц. Вторая волна J2, соответствующая кровле среднеюрских плотных алевролитов, наблюдается на временах 0,75-0,8с с видимыми частотами 28-35Гц. К третьей группе волн отнесены отражения Т3 от плотных песчаников в кровельной части верхнетриасовых отложений (горизонт А3 по данным ОГТ). Время их регистрации на горизонтальном профиле 1,04-1,06с. На этой границе пластовые скорости достигают 3275 м/с. Следующие две группы волн (глубины 1930 и 2090м), приуроченные к кровле глинистой пачки в верхней части чаркобожской свиты нижнего триаса (Т1/1 свк) характеризуются близкими значениями скоростей (2700-3200м/с) и временами прихода к дневной поверхности 1,47-1,57с (горизонт А1-2 по наблюдениям ОГТ). Следующая группа РР - волн (Р2К), приуроченная к песчаникам верхней перми, прослеживается на временах 1,85-1,9с в виде двухфазного колебания с перерывами в корреляции (по данным ОГТ эти отражения не выделяются). В самой глубокой части вертикального профиля выделяются и прослеживаются отраженные волны Р от аргиллитов верхней перми (горизонт 1 по данным ОГТ) на временах 2,10-2,15с. Область наилучшего прослеживания РР - волн локализуется вблизи Z-составляющей. В интервале времен 2,8-4,0с выделяется большое количество волн различной интенсивности, связанных с границами в пермских I(P1) и более глубоких каменноугольных - П (С) отложениях. Характеризуя в целом волновое поле на профиле ВСП, можно отметить наличие в разрезе резких скоростных границ ниже забоя скважины, с которыми связано достаточно интенсивное образование РР - волн.

Рис. 15. Стратиграфическая привязка отраженных волн в разрезе скв. 80

Результаты переобработки временных разрезов ОГТ. Сравнение сейсмограмм ВСП с выведенными на вертикаль осями синфазности отраженных волн с ранее полученными временными разрезами ОГТ по профилям (О1 и О2), проходящим через скважину по простиранию и вкрест простирания пород, указало на почти полное отсутствие коррелируемых отражающих горизонтов.  На переобработанных временных разрезах ОГТ1 (рис.16), полученных на близких к разрезу ВСП параметрах полосовой фильтрации (10-50Гц), прослеживаются все группы отраженных волн. На этих разрезах существенно улучшено прослеживание волн в верхнем терригенном комплексе, от меловых до триасовых включительно, а также с глубинной частью разреза - горизонтами I(P1), П(С) и более глубокими отражающими горизонтами, соответствующими ориентировочно отложениям карбона и девона.

Рис. 16. Профиль МОВ ОГТ 02 до переобработки (а) и после переобработки (б)

Наиболее достоверно стратификация выполнена по горизонтам T3(B), T1, СВ и P1(I), корреляция которых в районе скважины является достаточно уверенной. По характеру волнового поля и поведению отражающих границ в разрезе можно выделить несколько структурных этажей. В верхней части разреза эти данные согласуются с имеющимися геологическими построениями, однако в допермской части разреза в результате дополнительной обработки получены новые, более полные сведения. Прежде всего, следует отметить довольно уверенную корреляцию волн в отложениях перми, карбона, девона, где соответственно на временах 3,1-3,5 и 3,8-4,5с прослежен ряд отражающих границ, освещающих наиболее перспективную часть осадочной толщи района. В средней части профиля 01, в интервале пикетов 570-720, на временах 3,1-3,2с по горизонту P(I) наблюдается аномалия амплитуд типа «яркого пятна», которая подтверждается на разрезе мгновенных частот резким уменьшением значений f на 10-15Гц. Эти изменения в динамике сейсмических волн приурочены к сводовой части Северо–Кильдинской структуры и, возможно, являются отражением нефтегазонасыщенности отложений. В центральной части профиля 01 по горизонтам карбона (С2) и, очевидно девона (Д3), выделяется грабен, который ограничен на крыльях сбросами значительной амплитуды. На временном разрезе профиля 02 в интервале пикетов 110-130 по всем отражающим горизонтам отмечается дизъюнктивное нарушение типа сброса с максимальным временным сдвигом между одноименными горизонтами 0,12-0,15с, которые захватывает практически всю исследуемую осадочную толщу на временах от 0,5 до 1,5 с и постепенно затухают в отложениях мела.

       К числу новых структурных построений по переработанным с (применением скоростной кривой ВСП) профилям ОГТ можно отнести следующие. На профиле 01, пересекающем по малой оси Северо-Кильдинскую структуру, в нижнем структурном этаже карбонатных отложений ордовика и терригенных осадков девона, общей мощностью до 4000м, в центральной подсводовой части структуры выделяется прогиб, осложненный дизъюнктивными нарушениями. Между пикетами 420-640 выделен приподнятый блок с амплитудой вертикальных перемещений 1400-1600м. Наличие этого выступа обусловило различные условия их осадконакопления на СВ и ЮЗ участках профиля. Приподнятый блок послужил причиной нарушения нормальных условий осадконакопления, что привело к появлению в разрезе большого числа эрозионных срезов и повышению фациальной изменчивости пород. Выше по разрезу с резким угловым и стратиграфическим несогласием (вследствие размыва в раннем карбоне) залегает карбонатная толща среднего - верхнего карбона и нижней перми. Толщина отложений этого структурного этажа возрастает с 400 м на ЮЗ до 1200 м на СВ. Приподнятый блок девонских отложений обусловил сокращение толщин (пикеты 420—680) и эрозионный контакт с вышележащими породами. Перерыв в осадконакоплении привел к почти полному размыву нижнепермских осадков, о чем свидетельствует появление на СВ отражающего горизонта, приуроченного, вероятно, к контакту отложений перми и карбона. Наиболее уверенно в структурном этаже прослеживается горизонт Р(Iа), по которому достаточно четко выделяется антиклинальный перегиб слоев.

Рис. 17. Сопоставление структурных построений до переобработки 

и после переобработки  материалов МОВ ОГТ

Отложения вышележащего верхнепермско-триасово-юрского структурного этажа мощностью 4200м имеют простое строение. Углы наклона слоев на крыльях 3-4°. В юрских отложениях намечается ряд отражений, возможно, указывающих на косую слоистость в юго-западном блоке. Верхняя граница структурного этажа представляет собой границу размыва. По поведению горизонта B(J3) в верхнеюрских породах можно предположить выпадение в разрезе части отложений верхней юры (пикеты 620-740). Выше с угловым и стратиграфическим несогласием залегают нижнемеловые и четвертичные отложения самого верхнего структурного этажа общей толщиной 1100м. На профиле 02, пересекающем по большой оси Северо-Кильдинскую структуру в ее сводовой части в направлении с ЮЗ на СЗ, также выделяется четыре структурных этажа. Самый нижний из них освещен наиболее полно, в нем выделено и прослежено до 5-6 отражающих горизонтов, характеризующих строение наиболее перспективной части геологического разреза. По всем этим горизонтам довольно уверенно наблюдается подъем слоев к своду Северо-Кильдинской структуры. В районе ПК 127-132 поведение отражающих границ осложняется разрывным нарушением, которое прослеживается до отложений верхней юры. Амплитуда вертикальных перемещений 50м в верхней части разреза, 300-500м в нижней. В нижней части разреза отложения ордовика и среднего-нижнего девона отличаются от вышележащих пород резкими угловыми несогласиями. Отложения верхнего девона (отражающая граница Д3) залегают в целом согласно вышележащем породам.

На построенной структурной карте по уточненным данным (рис. 17)  горизонт Р(Iа) залегает на 350-400м глубже относительно первоначальных построений. Кроме того, здесь отмечается смещение свода структуры. Наличие приподнятого блока оказало существенное влияние на характер залегания вышележащих отложений и обусловило возможность образования структурно-литологических ловушек в области сочленения блоков. Выявленная аномалия в виде «яркого пятна» в карбонатах перми-карбона приурочена к этой зоне, и свидетельствуют о ее перспективности на обнаружение продуктивных залежей.

Таким образом, применения ВСП обеспечило не только надежную стратиграфическую привязку волн, но и определило необходимость переобработки материалов МОВ ОГТ на исследуемой и сопредельных площадях для получения более надежных и достоверных сведений о геологическом строении западной части Арктического шельфа.

4.1.3. Прогноз параметров залежи на Штокмановском

газоконденсатном месторождении [59, 71]

На крупнейшем газоконденсатном Штокмановском месторождении выявлено существенное влияние неоднородностей геологического разреза на регистрируемое волновое поле как по наблюдениям ВСП, так МОВ ОГТ. Применение специальной обработки, основанной на использовании нуль-фазовой статистической деконволюции, суммирование по временным полям и РНП позволили повысить разрешенность сейсмической записи на материалах МОВ ОГТ и выделить горизонтальные отражающие площадки от зеркальных контактов флюидов (ГВК). На основе детального анализа материалов ГИС, ВСП и морской сейсморазведки МОВ ОГТ определены подсчетные параметры, контуры газонасыщения и построены прогнозные схемы изменения толщины продуктивных горизонтов и их коэффициентов пористости, что позволило оптимизировать объемы морского разведочного бурения.

Литолого-петрофизическая характеристика разреза. Основные продуктивные пласты Ю0 и Ю1 исследуемого месторождения характеризуются неоднородностью строения и значительной дифференциацией петрофизических параметров. Продуктивный пласт Ю0 сложен мелкозернистыми и слабоглинистыми песчаниками. На каротажных диаграммах в этих пластах выделяются плотные прослои, толщиной до 0,7-1,2м, терригенно-карбонатных пород. К подошвенной части продуктивных пластов увеличивается доля алевролитов и глинистой фракции, ухудшающих фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) разреза. Продуктивный пласт Ю1 представлен преимущественно песчаниками мелкозернистыми и алевролитами. Плохая отсортированность пород обусловлена присутствием зерен гравийной размерности и прослоями галечного конгломерата толщиной до 0,5м. Прослои конгломерата залегают в приподошвенной части пласта и могут идентифицироваться как поверхности размыва. Распределение ФЕС отражает сложный литологический состав изучаемых пород. В целом, среднее значение КП пласта Ю1 составляет 14,6%, в продуктивной части – 15,8%. Постепенное увеличение глинистости и уменьшение зернистости пород в подошвенной части пластов привели к заметному снижению пористости (до 4,7%), увеличению объемной плотности (до 2,56 г/см3) и скорости продольных волн (до 3400м/с).

К основным помехообразующим факторам волнового поля на исследуемой площади относятся донно-кратные волны, на фоне которых проявление залежи УВ (оценка положения кровли и подошвы продуктивных пластов и газоводяного контакта ГВК), чрезвычайно затруднены. Сигнал, возбуждаемый линейной группой пневмоисточников, характеризуется широкополосным спектром колебаний (5-160 Гц) и отсутствием повторных пульсаций "газового пузыря". Для вычитания донно-кратных волн была использована процедура двумерной фильтрации при уменьшенной базе расчета оператора (7 трасс). Ввод кинематических поправок позволил обеспечить максимальный уровень подавления волн-помех в целевом интервале (t0 = 1,4-2,0с).

Для повышения разрешенности отраженных волн на сейсмограммах наибольшее распространение  получили статистические методы обратной фильтрации, базирующиеся на известных допущениях. Анализ сейсмограмм, полученных по результатам применения различных программ статистической деконволюции, позволил сделать следующие выводы: эффективное сжатие отраженных волн отсутствует, отмечается интенсивный уровень высокочастотных помех. Наличие в непосредственной близости от целевого интервала опорного отражающего горизонта В(J3) дало возможность использовать запись отраженной волны для оценки формы сигнала при расчете оператора разработанной обратной фильтрации [71]. Визуальный анализ сейсмограмм свидетельствует о сжатии отраженных волн при низком уровне шумов. Фрагменты временных разрезов, полученные по результатам статистической и разработанной детерминистической деконволюции, при прочих равных условиях, по участку профиля МОВ ОГТ 01 сильно различаются (рис. 18). На последних выделяются отражающие горизонты, отождествляемые с подошвой пласта Ю0 и кровлей пласта Ю1.

Наличие фазовых разбросов в годографах отраженных волн после введения кинематических поправок за удаление ПВ весьма затрудняет получение высокоразрешенных временных разрезов. С этой целью сейсмограммы ОГТ были просуммированы по методу временных полей. Полученные временные разрезы ОГП и ОГТ по профилю 01 отличаются незначительно. Для повышения разрешенности отраженных волн на сейсмограммах ОГТ на следующем этапе была использована процедура нуль-фазовой статистической деконволюции при низких значениях регуляризирующего параметра. По результатам последующего применения метода суммирования по временным полям получен временной разрез по профилю 01, на котором отчетливо выделяются аномалии волнового поля,  связанные с газонасыщением пластов Ю0 и Ю1.

Выделение и стратиграфическая привязка отражающих горизонтов. Для ее решения использовали данные ГИС, ВСП (скв. 1-4) и MOB ОГТ (профиля 01-03). Анализ результатов по скв. 1 (глубина 3153м) свидетельствует о том, что кровле продуктивного пласта Ю0 соответствует минимум интенсивной отрицательной фазы отражающего горизонта B(J3), подошве - максимум положительной средней интенсивности. Между ними выделяется отражающий горизонт положительной полярности. Эти выводы согласуются с результатами сейсмомоделирования, выполненного конечно-разностным методом. На синтетической сейсмограмме, полученной лучевым методом, данная волна отсутствует.

Рис. 18. Отражающие горизонты в разрезе скв. 1 Штокмановской площади

1 – исходная сейсмограмма ВСП; 2 – сейсмограмма  после подавления повторных ударов; 3 – сейсмограмма  после вычитания падающих волн; 4 – сейсмограмма после оптимальной обратной фильтрации; 5, 6 – синтетические сейсмограммы ОГТ, рассчитанные конечно-разностным и лучевым методами

Геологическая природа ее, по-видимому, связана с образованием преломленно-отраженных волн в продуктивном пласте Ю0, являющемся своеобразным волноводом относительно вмещающих пород. Сопоставление синтетических и реальных сейсмограмм по скв. №№ 1-3 показало, что кровля залежи продуктивного пласта Ю1, отождествляется с малоинтенсивным, а подошва — со среднеинтенсивным отражающими горизонтами положительной полярности. На первом этапе обработки данных ВСП выполнено подавление "повторных ударов" с помощью разработанной программы детерминистической деконволюции (DK.SWL) донно-кратных волн медианной фильтрацией с использованием в качестве оценки формы сигнала записи волны, отраженной от горизонта B(J3). Сопоставление полученной сейсмограммы и фрагмента временного разреза по профилю MOB ОГТ 01 в районе скв. №4 указывает на их хорошую сходимость.

В результате комплексной интерпретации данных ГИС составлены акустическая и плотностная модели среды в целевом интервале, на основе которых выполнен расчет синтетических сейсмограмм конечно-разностным и лучевым методами. Реальные и синтетические трассы ОГТ и ВСП сопоставляются удовлетворительным образом. Отличия их связаны с наличием на трассе, полученной конечно-разностным методом внутри временного интервала, соответствующему продуктивному пласту Ю0, интенсивного отражающего горизонта положительной полярности и с незначительным несовпадением фаз отражающих горизонтов. Эти отличия вызваны сложным строением среды и допущениями, положенными в основу расчета синтетических сейсмограмм.

Полученные результаты подтверждают ранее сделанные выводы о стратиграфической привязке отражающих горизонтов в районе скв. №1. Отражающий горизонт, отождествляемый с подошвой пласта Ю0, располагается в интерференционной зоне и его выделение возможно лишь на временных разрезах с видимой частотой 50Гц.; в подошвенной части отмечается наличие переходной зоны, где дифференциация акустических жесткостей незначительна. По результатам геологической интерпретации временных разрезов сделаны следующие выводы: дезъюктивные нарушения с амплитудой, превышающей толщину продуктивных пластов, развиты незначительно; отражающие горизонты, отождествляемые с кровлей и подошвой пласта Ю0, коррелируются устойчиво; подошва пласта Ю0 в районе скв. 1 имеет клиноформное строение.

Прогноз параметров залежи. На временных разрезах МОВ ОГТ выделение горизонтальных отражающих площадок от контактов ГВК вследствие интерференции волн, отраженных от опорного горизонта В(J3), и преломлено-отраженных внутри продуктивного пласта Ю0, представляет собой сложную задачу. К тому же, в области ГВК, обладающей по сравнению с выше- и нижележащими пластами значительно меньшим волновым сопротивлением, нарушаются субволновые условия – волновая картина осложняется проявлением интенсивных головных волн. Большую роль при этом играют волны, скользящие по поверхности газонасыщенного пласта, дифрагированные волны, а также вторичные волны, образованные пульсациями в приповерхностной части контурных вод, являющейся контрастной упругой средой. На временном разрезе 01 (ПК 42500-45000) в приконтурной части залежи отмечается усложнение волнового поля, выражающееся в появлении дополнительных отражающих горизонтов. Таким образом, выделение горизонтальных отражающих площадок, соответствующих контактам газ – вода для продуктивного пласта Ю0, - весьма сложная проблема. Для ее решения использовали метод РНП. Регулируемые параметры (база суммирования, частотная полоса фильтрации, число каналов на базе и т.д.) оценивали исходя из условия разрешения сложной записи волнового поля в области горизонтального контакта флюидов. Выделенные разрастания на профиле 03 (ПК 5600-5850, t0= 1680 мс) с максимумом интенсивности на нулевой дорожке суммоленты (рис. 19) могут быть связаны с горизонтальным залеганием отражающей границы на данном участке профиля, суммированием дифрагированной волны в области минимума годографа, наличием горизонтального контакта флюидов. Горизонтальные площадки, отождествленные с контактами флюидов, характеризуются, как правило, малоинтенсивными разрастаниями и прослеживаются на одном и том же времени. Этим признакам удовлетворяют площадки, выделенные на профиле МОВ ОГТ 03 (ПК 5600-5850, ПК 3100-3700), которые соответствуют горизонтальным отражениям на временном разрезе ОГП.

Выделение ГВК для продуктивного пласта Ю1, представленного тонкослоистым чередованием песчано-глинистых пород, весьма затруднительно, так как по данным скв. 3 в его подошвенной части отмечается наличие переходной зоны, где дифференциация акустических жесткостей незначительна. Решение этой задачи осуществлено применением методики временных полей. Наиболее уверенно горизонтальные отражающие площадки выделяются в западной части исследуемой структуры (на профиле MOB ОГТ 01, ПК 13600-16800 и др.). Амплитуда отрицательной фазы резко увеличивается в зоне перехода от водонасыщенной части к газонасыщенной. Результаты динамического анализа, выполненного по профилю MOB ОГТ 01 в интервале залегания продуктивного пласта Ю1, подтверждают эти выводы. На графике параметра обратного затухания в районе ПК 16000 отмечается резкое его увеличение. Факторный анализ динамических параметров позволил выделить границу контура распространения газонасыщенных пород. Уверенная корреляция отражающих горизонтов на исследуемой площади, отождествляемых с кровлей и подошвой газонасыщенных пластов Ю1 и Ю0, наличие тесной корреляционной связи между скоростью Vp и коэффициентом пористости КП, рассчитанных по данным ГИС в скважинах №1-4 в целевом интервале, позволили выполнить по результатам псевдоакустического каротажа ПАК прогнозирование толщины продуктивного пласта Н и коэффициента пористости КП в межскважинном пространстве.

Рис. 19. Выделение ГВК на временных разрезах МОВ ОГТ

1 -  разрез МОВ ОГТ по профилю 01; 2 – разрез ОГП по профилю 01 с выделенной  горизонтальной площадкой (западная часть); 3 – фрагмент временного разреза по профилю 01; 4 – горизонтальная площадка, выделенная РНП на профиле 01; 5 – горизонтальная площадка на временном разрезе ОГТ 01

Анализ параметров, полученных по профилям MOB ОГТ 01, 02, 03 и др., показывает наличие отчетливой связи между интервальной скоростью и временем распространения продольных упругих волн в продуктивных пластах Ю0 и Ю1. Выделение на временных разрезах MOB ОГТ горизонтальных отражающих площадок, отождествляемых с газо-водяным контактом ГВК, позволило построить прогнозные схемы изменения толщины Н и коэффициента пористости КП для газонасыщенной части пласта Ю0 (рис. 20). Максимальные значения указанных параметров отмечаются в своде Штокмановского поднятия (Н = 65-70 м, КП= 25-26 %). Они плавно уменьшаются в периклинальной части, где КП составляет 19-20 % и соответствует водонасыщенным породам, вскрытым в скв. 3. Отметим, что прогнозные схемы распределения общей толщины Н и коэффициента пористости КП газонасыщенного пласта Ю1 позволяют лишь приблизительно оценить изменение указанных параметров, тем не менее, в пределах точности определения этих параметров, можно сделать вывод об однородности его геологического строения на Штокмановской площади.

Рис. 20. Схема распределения пористости КП продуктивного пласта Ю0

Таким образом, результаты выполненных на Штокмановском месторождении работ свидетельствуют о значительных возможностях комплексных геофизических исследований для детального изучения нефтегазовых месторождений с целью прогнозирования таких параметров нефтегазовых залежей как толщины и пористость отложений. Это может привести в конечном счете к уменьшению объемов разведочного бурения для их оконтуривания. Поэтому представляется крайне необходимым выполнение исследований ВСП во всех пробуренных на море скважинах, так как полученные данные ВСП являются связующим звеном между параметрами ГИС и морской сейсморазведкой.

4.1.4. Влияние нефтяной залежи Варандей-море

на параметры волнового поля

С целью оценки влияния нефтяной залежи на параметры векторного волнового поля на площади Варандей-море в скважине № 1 (глубина 1760м) были проведены исследования ПМ ВСП из непродольного ПВ, расположенного на удалении 900м относительно устья скважины с расстоянием между точками приема 10м. При работах применялся 3-точечный  12 канальный цифровой зонд «Вектор-1» с трехкомпонентной симметричной установкой сейсмоприемников, снабженный 4-м вертикальным контрольным прибором. Пневмопушка «Пульс-2» погружалась на глубину 3,5-4,0м; на одной стоянке зонда проводилось три возбуждения, записи которых накапливались при обработке. Неидентичность симметричных установок оценивалась сравнением записей Z-составляющей, полученных при прямой регистрации и суммировании сигналов наклонных сейсмоприемников. При обработке материалов был выполнен детальный анализ волнового поля, определены природа и типы волн, изучены скорости, параметры поляризации, проведена стратиграфическая привязка, построены глубинные и временные разрезы.

Волновое поле – его кинематические и динамические характеристики. На сейсмограммах ПМ ВСП  выделяются все основные группы волн - Р, РР и PS (рис. 21). Первая продольная волна Р прослеживается достаточно уверенно на всем участке вертикального профиля, за исключением верхней части. Корреляцией ППК ее прослеживаемость удается улучшить на Р-составляющей, которая

Рис. 21. Временные разрезы РР (а) и PS-волн (б)

для этой волны является следящей. По первой продольной волне определены параметры поляризации и истинные скорости. Динамично выделяются РР-отражения, связанные с алевролитами и песчаниками верхнего и среднего триаса, кровлей карбонатов перми и верхнего карбона. Видимые частоты РР-волн составляют 25-35Гц, кажущиеся скорости - 2200-2600м/с. Обменные РS-волны связаны, в основном, с теми же границами, что и РР - волны. Волны РS от глубоких границ (более 1500-1600м) многофазны, низкочастотны (10-25Гц), характеризуются невысокими значениями кажущихся скоростей (1000-1200м/с). Среди этих волн наиболее интенсивны отражения от кровли карбонатов перми и более глубоких отложений. От границ в низах юрских и кровли верхнетриасовых отложений выделяются и прослеживаются интенсивные обменные проходящие волны. Их использование совместно с отраженными РS - волнами позволяет определять скорости VS и параметры упругости , , Е.

Параметр по глубине изменяется от 0,560 до 0,402, причем наиболее резко величина дифференцирована в верхней неоднородной части разреза — в песчано-глинистых отложениях. Глубже величина изменяется от 0,476 до 0,468. В этой части разреза наиболее значимый скачок (с 0,4 до 0,67) отмечается на границе нефтенасыщенных известняков и вызван он переходом от плотных глин к пористым известнякам перми. Для  определения истинных скоростей, без приведения непродольного вертикального годографа к продольному, использовались направления смещений и кажущиеся скорости. С увеличением расстояния от ПВ расчленение разреза по годографам первых волн становится практически невозможным, в то время как чувствительность направлений смещений к скоростным неоднородностям увеличивается.

Поляризация волн. Наиболее резкие изменения направлений смещений в Р-волне отмечены в верхней части разреза: коэффициенты эллиптичности на отдельных участках достигают значений 0,25-0,4, причем изменения совпадают с глубинами залегания основных отражающих и преломляющих границ. Анализ поляризационных характеристик , , позволил дифференцировать следующие аномалии. В верхней части разреза на глубинах 690-1350м отмечаются скачки углов на 15-35°, которые отделяют песчано-алевролитовые пачки от глинистых слоев. Низкоскоростная песчано-алевролитовая толща верхнего триаса на глубинах 790-900м отмечается повышенными значениями углов , причем в верхней части скачок углов достигает 15-17° и отражает переход волны из слоя с большей скоростью в слой с меньшей скоростью. На глубине 1250-1280м отмечается резкая граница с перепадом значений в 20-25°. С этой границей связаны достаточно интенсивные проходящие обменные волны. На больших глубинах (1200-1400 и 1500-1690м)  песчано-глинистые отложения отделяются от чистых глин. На глубине 1690-1700м наблюдается значительный перепад углов (до 40°) на границе разновозрастных пород, причем наиболее значительное изменение угла соответствует кровельной части нефтенасыщенных известняков. Таким образом скачки угла при смене литологии разреза могут быть при использованы для определения углов наклона границ, приуроченных к кровле и подошве выявленных нефтенасыщенных пластов.

Поляризацию РР и РS-волн изучали по набору 23 фиксированных компонент и составляющим локальной системы координат. В результате установлено, что практически все отраженные и проходящие РР-волны поляризованы в плоскости, близкой к вертикальной, за исключением обменных волн. Об этом свидетельствует слабая динамическая выразительность соответствующих осей синфазности на Y-компоненте и других тангенциальных составляющих, имеющих азимут, близкий к 90°. Кроме того, при переходе через азимуты 90 и 270° на фиксированных составляющих резко изменяется волновая картина. Значительное удаление ПВ от устья скважины (900-1030м) при сравнительно небольших глубинах регистрации привело к тому, что РР-волны лучшим образом выделяются на наклонных компонентах, расположенных в окрестности Z-составляющей (=240 и 300°, =30°). Основной помехой, мешающей на этих удалениях выделению РР - волн, являются обменные проходящие волны. Их направления смещений близки к РР - волнам, хотя и расположены они несколько ближе к горизонту (=300° - 0° - 36°, =60°). Относительно свободными от помех являются обменные отраженные РS - волны, выделяющиеся лучшим образом на компонентах ( =140° - 180° - 240°, =0° - 60°). Их прослеживание нарушают продольные падающие РР-волны. Наиболее сложная поляризация РР отражений отмечается на глубинах 1700-1750м, что вероятно связано с наличием разнородных трещиноватых, разуплотненных пород.

Структурные построения.  На временном и  глубинном разрезах по РР - волнам выявляется строение осадочной толщи от нижнемеловых  до девонских (предположительно) отложений включительно. Наиболее глубокие отражающие границы связываются ориентировочно с девонскими отложениями. В верхней части вертикального профиля на глубинах от 850 до 1500-1650м наблюдается слабый подъем в сторону ПВ по всем отражающим границам, приуроченным к песчано-глинистым и алевролитовым отложениям верхнего триаса - верхам верхней перми. В этой части разреза наиболее интенсивные отражения соответствуют плотным песчаникам и алевролитовам, разделяющим отложения верхнего - среднего триаса и среднего - нижнего триаса. В толще трещиноватых карбонатов согласное поведение отражающих границ нарушается. Здесь выделяется относительно неоднородная нефтенасыщенная часть геологического разреза, залегающая несогласно с выше- и нижележащим комплексом пород.

Конфигурация и строение отражающих границ в нефтенасыщенной части разреза характеризуются значи-тельной сложностью и определенной нарушенностью. Глубже 2200-2300м строение отражающих границ упро-щается, они залегают практически горизонтально. С глубины 2600м отмечается погружение границ в сто-рону ПВ. Наиболее протяженные и интенсивные границы по PS-волнам расположены в нижней части разреза и связаны с карбонатами перми и карбона. Практически без перерывов в кор-реляции вдоль вертикального профиля прослеживаются отражающие элементы, наблюдаемые на временах 1,7-2,3с.

С целью выявления в разрезе неоднородностей выполнена совместная интерпретация данных ГИС – кавернометрии, ГК, АК, ГГК и ПМ ВСП — скоростей Vр и Vs упруго-деформационных модулей среды , , Е и параметров поляризации , , . В верхней части разреза, в терригенной толще песчано-глинистых отложений юры и верхнего триаса, в интервале глубин 800-920 м по данным кинематической обработки Р-волны и анализа параметров поляризации отмечено понижение скоростей Vs в сравнительно однородной глинистой пачке. В то же время значения скоростей Vр здесь практически не изменяются. Совокупность этих признаков позволяет предположить о наличии в исследуемом разрезе повышенных поровых давлений. По всем проанализированным параметрам  первой наиболее резкой скоростной границей в исследуемом разрезе является кровля пермских трещиноватых известняков на глубине 1690м. На кровле известняков нижней перми образуются наиболее интенсивные РР и Р-волны, кроме того, на этой же границе формируется интенсивное вторичное поле кратных Р и S-волн. Пермские известняки характеризуются максимальными значениями параметра . В ангидритах серпуховского яруса верхнего карбона его значения понижаются до 0,5, что обусловлено литологическими особенностями среды и переходом к плотным доломитам.

По характеру изменения угла толща юры и триаса может быть представлена как тонкослоистый разрез. Стратиграфическая граница триас – пермь выделяется резким изменением направлений смещений в Р-волне. На графике (Н) переход от глинистых отложений перми к трещиноватым известнякам сопровождается уменьшением угла , а при падении волны из слоя с меньшей скоростью на слой с большей скоростью значения угла резко возрастают, тем самым отбивая нефтенасыщенную трещиноватую часть известняков перми от плотных пермских известняков (глубина 1720м). Изменение поляризации сейсмических волн при переходе от терригенного песчано-глинистого разреза к карбонатам (глубина 1670-1690 м) достаточно наглядно иллюстрируется траекторией движения частиц среды (рис. 22). В указанном интервале траектория движения частиц меняет свою форму - из практически линейной становится эллиптической, что может быть вызвано анизотропией горных пород.

Рис. 23. Объединенные разрезы ОГТ-ВСП-ОГТ по РР-волне на площади Варандей-море

Выполненные построения по РР-волнам поляризационного метода достаточно хорошо согласуются с материалами ОГТ. На объединенном разрезе, полученном при стыковке двух разрезов ОГТ и одного разреза ВСП (ОГТ-ВСП-ОГТ), обеспечивается не только взаимная корреляционная кинематическая увязка всех горизонтов, но и в полной мере сохраняются динамические особенности волн, в том числе в нефтенасыщенном интервале разреза (рис.23). Таким образом, совокупность полученных данных позволяет считать, что скорости Vp и Vs, упругие модули среды , ,Е, параметры поляризации , , являются информативными при структурных построениях на Штокмановской площади. Результаты работ позволяют рекомендовать переход при наблюдениях ВСП в морских скважинах только на векторную трехкомпонентную регистрацию, поскольку исследования ПМ ВСП являются наиболее информативными при изучении строения и физических свойств среды в околоскважинном пространстве.

4.2. Результаты промысловой сейсмики на шельфе Охотского моря [14]

Район исследований – Астрахановская площадь – расположен в Охотском море в северо-восточной части Сахалинского шельфа, на расстоянии 12км от берега. В 1975-1989гг на этой площади проводились работы ОГТ, в результате которых в дагинских отложениях миоцена выявлено крупное поднятие размером 6х10км, осложненное в сводовой части многочисленными нарушениями. В соответствии с принятой тектонической моделью, нарушения имеет сбросовый характер, а выделенные блоки ступенчато погружаются на СЗ. Исследования ПМ ВСП в скважине №1 (глубина 2180м) Астрахановской площади совместно с морскими наблюдениями ОГТ позволили уточнить тектоническую модель структуры, положения тектонических нарушений в околоскважинном пространстве, а также внутриформационное строение целевых горизонтов разреза.

Характеристика волнового поля. В геологическом строении площади принимают участие неоген-палеогеновые отложения, включающие даехуринский Р, уйнинский N, окобыкайский N, и нутовский (N-N2) горизонты. В скв. Астрахановская №1 (глубина 2182м) зарегистрированы продольные отраженные РР-волны, обменные отраженные PS, обменные проходящие PS и прямая S-волна. Наиболее полно состав волнового поля изучен наблюдениями из непродольных ПВ 2,3,4, благоприятных для возбуждения обменных волн. При наблюдениях из ближнего ПВ1 обменные волны практически не выделяются из-за малых углов падения лучей на границы. Волновые поля, зарегистрированные из ПВ 2,3,4 сходны между собой. Продольные отраженные волны детально освещают строение палеоген-неогеновых отложений от даехуринского до нутовскаго горизонта. Поляризованы РР-волны в лучевой плоскости. За счет больших удалений ПВ от скважины наблюдается отклонение направлений смещения РР-волн от вертикального. Наилучшим образом они выделяются на компонентах Z и Ф20. Последняя характеризуется полным подавлением падающих Р-волн в области первых вступлений, что позволяет проследить отраженные волны вплоть до границ их образования.

Отличия, наблюдаемые на исходных компонентах RXYZ, соответствующим образом проявляются и на разрезах продольных волн ВСП-ОГТ. Разрез, полученный на компоненте Ф20, характеризуется более устойчивым прослеживанием отраженных волн и позволяет осветить ближнюю зону от скважины, в отличие от разреза на Z-компоненте. Обменные отраженные PS волны поляризованы близко к горизонту. Глубины образования РР и PS волн совпадают, лучшим образом PS волны выделяются на компонентах Х и Ф5. Разрезы ВСП-ОГТ PS волн в ближней зоне также совпадают. Основные отличия наблюдаются в дальней зоне, соответствующей интервалу верхней части скважины. Очевидно, это связано с более низким уровнем помех на компоненте Ф5. Последняя была принята в качестве основной для выделения и прослеживания PS волн. Для выделения поля обменных PS волн использовалась компонента Ф5, а  прямая S-волна лучшим образом выделена на компоненте R и на компонентах, близких к вертикали в лучевой плоскости. Поляризация прямой S-волны имеет тип SV. На тангенциальных составляющих она не выделяется. Отметим, что выделенная S-волна на самом деле является обменной проходящей волной PS, но обмен для нее происходит вблизи источника (на дне моря). В связи с этим она может быть условно отождествлена с прямой S-волной. Именно такого типа S-волны наблюдаются при морских сейсмических исследованиях.

Рис.24. Стратиграфическая привязка РР-волн в разрезе скв. 1 Астрахановская

Стратиграфическая привязка РР-волн выполнена на основе комплексного анализа данных ГИС, ВСП из ближнего ПВ и профиля ОГТ №897, который  характеризуется устойчивым прослеживанием отраженных волн в исследуемом блоке (рис. 24). Волновые поля ВСП и ОГТ удовлетворительно увязываются между собой, несмотря на различия частотного состава колебаний. Разрез ВСП характеризуется более широкополосным спектром колебаний и более детальным освещением глубинного разреза, чем профиль ОГТ. Опорные сейсмические горизонты на вертикальном и горизонтальном профилях увязываются между собой. Устойчивые отраженные волны выделяются в неогеновом разрезе, а начиная с палеогена выделяемые горизонты имеют прерывистый характер. В неогеновом разрезе отражения связаны как со стратиграфическими границами - поверхностями уйнинского и даехуринского горизонтов, так и с внутриформационными литологическими неоднороднотсями. Наиболее насыщены отраженными волнами временные интервалы, соответствующие окобыкайскому и дагинскому горизонтам, что связано с развитием в них литологических неоднородностей и высокой скоростной дифференциацией разреза. Особенности волнового поля позволяют предположить, что стратиграфическая граница между окобыкайским и дагинским горизонтами находится на глубине 1000м, в подошве пачки песчаников. Помимо уточненной кровли (h=1000м) и подошвы (h=1500м) дагинского горизонта, выделяются отражения от подошвы верхней пачки песчаников (h1130-1140м) и от кровли нижней пачки (h 1320-1140м), а также еще ряд промежуточных сейсмических отражений в уйнинском горизонте. Отражения от подошвы уйнинского горизонта (h 2000м) практически венчают группу регулярных сейсмических волн.

Скорости упругих волн. Скорости продольных волн определены по данным ближнего ПВ1. Значения Vp возрастают с глубиной от 2000-2400м/с в окобыкайском горизонте до 3000-3400м/с в уйнинском. На фоне закономерного увеличения Vp с глубиной выделяется ряд пластов с пониженными и повышенными Vp, связанных с литологическими особенностями разреза. В нижней части окобыкайского горизонта и в верхней части дагинского уменьшение Vp составляет 400-600м/с, а средние значения Vp2400-2600м/с. В отдельных плотных пропластках Vp возрастает до 3000м/с. Средняя и нижняя часть дагинского горизонта характеризуется относительно стабильными и более высокими значениями Vp 2800-3100м/с. На стратиграфической границе, соответствующей кровле дагинского горизонта, резкая скоростная граница отсутствует. В отличии от этого, стратиграфическая граница между дагинским и уйнинским горизонтами одновременно является и скоростной границей. Скачок скоростей на ней составляет 500-600м/с. На фоне повышенных значений Vp в уйнинском горизонте (Vр=3300-3500м/с), в интервалах залегания песчаных пачек в интервалах 1550-1630м и 1810-1900м скорости продольных волн уменьшаются до 3000-3200м/с. Скоростная граница в кровле даехуринского горизонта отсутствует. Скачок  Vp отмечается на 50-80м ниже кровли этого горизонта и составляет 700-800м/с.

Скорости поперечных VS волн во многом повторяют особенности дифференциации Vp и возрастают с глубиной от 600-700м/с до 1700м/с. В низах окобыкайского горизонта и в верхах дагинского отмечается относительное уменьшение Vs на 100-150м/с по сравнению с вмещающей толщей. Значения Vs в дагинском и уйнинском горизонтах практически не отличаются и составляют 1300-1500м/с. Отношение =Vs/Vp изменяется от 0,3 до 0,5. Начиная с нижней части окобыкайского горизонта значения составляют 0,5, коэффициент Пуассона 0,3-0,35, а модуль Юнга -1,2-1,3. Все это характеризует неогеновый разрез дагинского и уйнинского горизонтов, как разрез достаточно плотных отложений. В связи с этим, залегающие в нем песчаные пачки проявляются относительным понижением скоростей Vp и Vs. Эта особенность скоростного разреза может быть использована в качестве диагностического признака при прогнозировании физических свойств среды.

Поглощающие свойства среды изучены в интервале глубин 600-2200м. С глубиной коэффициент поглощения Кпогл уменьшается,  наибольшие его значения (0,04210-3) отмечены в окобыкайском и дагинском горизонтах, в уйнинском горизонте он составляет 0,01710-3. Изменения поглощающих свойств обусловлены в основном литологическими особенностями разреза, возрастом горных пород и глубиной их залегания. Каких-либо аномалий Кпогл, связанных с нефтегазонасыщением, в исследуемой скважине не выявлено. В результате ПМ в исследуемой скважине выделен ряд положительных аномалий (Н), связанных с пачками песчаников и песков неогена. В интервале  640-720м аномалия (по данным АК) связана с низкоскоростными песками окобыкайского горизонта. Эта аномалия одна из наиболее контрастных и веделяется практически на всех частотах. Аномалии, связанные с пачками песчаников на глубинах 840-890м и 960-1000м наилучшим образом локализуется на высокочастотных (70-90гц) составляющих спектра Р-волны. Аналогичная картина наблюдается для пачек, залегающих на глубинах 1270-1310м и 1460-1500м (низы дагинского горизонта). Аномалия в низах дагинского горизонта особенно рельефно проявилась на частоте 70Гц, на более низких частотах она маловыразительна. Мощная пачка песчаников в верхней части дагинского горизонта  (1040-1160м) одинаково хорошо выделяется как на низких (10-30Гц), так и на высоких (50-70Гц) частотах.

Строение околоскважинного пространства на Астрахановской площади рассмотрено на основе комплексного анализа данных ПМ ВСП из 3 непродольных ПВ, морских профилей ОГТ (№№ 09, 874, 872, 895, 897, 898) и данных ГИС. По всем непродольным ПВ получены сводные разрезы ВСП-ОГТ, характеризующие строение околоскважинного пространства до удалений 550-600м от исследуемой скважины. Эти разрезы объединены в два профиля: ПВ3-ПВ2 и ПВ4-ПВ2, имеющих соответственно ориентировку ЮВ-С и ЮЗ-С. Разрез по каждому лучу сформирован из РР и PS-волн. При этом обменные волны освещают строение ближней зоны от скважины (100-200м), а РР-волны - дальнюю зону. Таким образом, комплексирование волн разных типов позволило компенсировать искажающее влияние кинематики на РР-волны при больших удалениях ПВ. Как видно из рис. 25 РР и PS-волны хорошо согласуются между собой по форме записи и взаимно дополняют друг друга. Увязка разрезов ВСП-ОГТ и морских наблюдений ОГТ достаточно надежная. Опорные сейсмические горизонты по скважинным и морским наблюдениям совпадают, а внутриформационное строение лучше отражается на разрезах ВСП-ОГТ.

Рис. 25. Сводный разрез ВСП-ОГТ (ПВ4-ПВ2) по скв. 1 Астрахановская

Согласно принятой тектонической модели, структура Астрахановская предположительно разбита нарушениями сбросового характера, при этом выделенные блоки ступенчато погружаются на северо-запад. Однако такая модель не соответствует волновой картине на профилях ОГТ и разрезах ВСП-ОГТ. Разрез ВСП-ОГТ из ПВ3 (рис. 26) получен по направлению на ЮВ от скважины, т.е. ортогонально направлению простирания плоскостей тектонических нарушений. На этом разрезе уверенно выделяется тектоническое нарушение, плоскость которого наклонена на ЮВ, а не на СЗ, как предполагалось ранее. По этому нарушению юго-восточный блок надвинут на северо-западный. Тектоническая модель надвигового типа хорошо согласуется со всеми имеющимися профилями ОГТ. На профилях, ориентированных вдоль большой оси структуры, волновая картина несколько проще, чем на профилях, проложенных по малой оси, тем не менее, все построения укладываются в предложенную тектоническую модель.

Рис. 26. Сопоставление разрезов ВСП-ОГТ (ПВ3) и ОГТ (ПР2080-897)

по Астрахановской площади

Надвиговая тектоника, вероятно, явилась следствием действия интенсивных сил сжатия. Помимо дизъюктивных нарушений, она вызвала пликативные деформации границ. Характерные примеры таких деформаций отслежены на профилях 895, 897 и 872. Вследствие действия сил сжатия могло происходить растрескивание плотных непроницаемых отложений, перекрывающих коллекторы. Это обстоятельство является неблагоприятным для сохранения залежи УВ. Кроме того, к неблагоприятным факторам для обнаружения нефтегазовой залежи на исследуемой площади можно отнести отсутствие надежных данных о наличии замкнутой структуры. Ни один из профилей, ориентированных вдоль большой оси складки, не дает заметного структурного перегиба. Преобладающие падения границ на них ЮВ, исходя из чего предполагаемая структура на самом деле может быть воздымающимся на СЗ выступом, разбитым поперечными нарушениями. Амплитуда этих нарушений сопоставима с мощностью песчаных пачек, вследствие чего тектоническое экранирование залежи здесь маловероятно. Из приведенных данных можно заключить, что ожидавшаяся крупная массивная нефтегазовая  залежь на структуре Астрахановская – море скорее всего отсутствует. Реальные скопления УВ здесь могут быть связаны с малоамплитудными структурными ловушками в отдельных тектонических блоках, а также с литологическими ловушками – песчаными линзами. Отметим также, что данные ВСП характеризуются большей детальностью освещения разреза, чем поверхностные наблюдения ОГТ, но уступают последним по площади освещения околоскважинного пространства. Рациональное комплексирование скважинных и морских позиционных сейсмических наблюдений МОВ ОГТ способствует существенному увеличению информативности исследований.

Таким образом, в результате исследований ПМ ВСП на Астрахановской площади изучены волновые поля, скоростные и упругие характеристики разреза, параметры поглощения и поляризации, построены временные и глубинные разрезы, схема распределения  нефтенасыщения в исследуемом разрезе. Стратиграфическая привязка отраженных волн позволила увязать данные ОГТ с глубинным разрезом. На основании сейсмостратиграфического анализа уточнены глубины залегания отдельных горизонтов; совместная обработка скважинных ПМ ВСП, ГИС и наземных наблюдений ОГТ позволяет повысить разрешенность записи последних и перейти к изучению деталей внутриформационного строения. Предложена новая тектоническая модель надвигового типа, поскольку северо-западное замыкание структуры весьма сомнительно. Вероятнее всего она представляет из себя выступ, воздымающийся в северо-западном направлении и разбитый на блоки. Основные перспективы нефтегазоносности структуры, вероятнее всего, связаны с ловушками литологического типа, развивающимся на северо-западной периклинали.

4.3. Поляризационные наблюдения ВСП в Азово-Черноморском бассейне

Внедрение в Азово-Черноморском бассейне поляризационной модификации ВСП позволило впервые осуществить векторный анализ волнового поля, получить наиболее полные данные о скоростях продольных и поперечных волн, их отношении, коэффициенте Пуассона, модуле Юнга, поляризации и других параметрах, которые ранее в морской сейсморазведке не могли быть получены.

4.3.1. Наблюдения на вертикальных профилях в Черном море*2 [66, 69]

Сейсмогеологическая характеристика. Исследования ПМ ВСП в условиях Северо-Западного шельфа Черного моря проведены на Каркинитской, Фланговой, Шмидта и Штилевой площадях. В геологическом строении этих площадей участвуют отложения от докембрийских до четвертичных включительно. Верхняя часть разреза, вплоть до кровли верхнего эоцена, представлена терригенным комплексом, сложенным переслаиванием глин, песчаников, мергелей, а его средняя часть - карбонатными отложениями эоцена, палеоцена и верхнего мела. Нижняя часть геологического разреза, связанная с породами нижнего мела и юры, образована терригенными отложениями - плотными песчаниками, мергелями, алевролитами. Наиболее резкими границами являются кровля известняков эоцена, палеоцена и верхнего мела, с которыми связано образование интенсивных кратных и частично-кратных волн. Основные перспективы нефтегазоносности района связаны с трещиноватыми известняками палеоцена, верхнего мела и терригенными отложениями нижнего мела и юры.

Системы наблюдений. Для изучения околоскважинного пространства в регионе опробованы различные варианты систем наблюдений – однократные непродольные наблюдения ПМ ВСП с размещением ПВ в разных азимутах и на различных удалениях, взаимоувязанная система вертикальных и многократных (многоуровенных) линейных и кольцевых наблюдений ПМ СОГ, корреляционная увязанная система наблюдений ВСП с поверхностными наблюдениями МОВ ОГТ или с донными  линейными и круговыми трехкомпонентными наблюдениями. Наблюдения ВСП выполнялись с использованием пневматических источников. Контроль за формой возбуждаемого импульса осуществлялся гидрофоном, помещенным на 4-5м глубже источника. Для контроля за стабильностью условий возбуждения и положением источника на дне моря у устья скважины помещался сейсмоприемник (Z или трехкомпонентный) или над устьем (на расстоянии 0,5-1м) подвешивается гидрофон. Для увеличения соотношения сигнал/помеха использовалось накапливание сигналов.

Волновое поле – его кинематические и динамические характеристики. На Каркинитской площади были оценены возможности получения параметров обменных волн на основе обычных морских наблюдений МОВ ОГТ с трехкомпонентными датчиками давления. Использование этих волн позволяет реализовать возможности многоволновой сейсмики [11]. В морской сейсморазведке с датчиками давления можно выделять обменные волны PPSP или PSSP, претерпевшие обмен типа P-S на  глубинной границе или на дне моря, и отраженной S-P волны на дне моря. При небольших глубинах моря (до 60-100м) кинематика волн PPSP близка к кинематике волн PS, что позволяет разделить и проследить независимо друг от друга продольные и обменные волны PPSP для оценки упругих модулей среды и ее коллекторских свойств.

Рис. 27. Временные разрезы РР-волн (а) и PS-волн (б) по скв. Каркинитская

В качестве примера рассмотрим выделение Р и S-волн поляризационным методом ВСП и их стратиграфическую привязку к геологическому разрезу скв. 1 – Каркинитская (глубина 3820м), через устье которой проходил профиль МОВ ОГТ (рис. 27). Установлено, что глубины образования РР и PS-волн от опорных сейсмических горизонтов, в основном совпадают, за исключением того, что верхняя часть разреза освещается PS-волнами более детально, чем РР волнами. На временном разрезе РР-волн первой резкой границей является кровля майкопской толщи МКР (группа волн 1) на глубине 400-500м. Для более глубинных горизонтов уверено выделяются отражения МКР от кровли и МП от подошвы песчаной пачки М1 майкопа (группы волн 3,8), кровли К2КР верхнего и подошвы К1П нижнего мела (группы волн 10,11). Их динамическая выразительность является устойчивой на всем протяжении профиля. В нижней глинистой пачке майкопа и карбонатах верхнего эоцена на разрезе PS-волн уверенно прослеживаются группы отражений 4, 6, 9, в то время как на разрезе РР-волн они выделяются условно. Скорости распространения продольных волн в районе увеличиваются с глубиной от 1900-2000 до 5500-5800м/с (рис. 28). Для VP  и VS наиболее скоростным является интервал палеоценовых отложений, а кровля палеоцена – наиболее резкой скоростной границей для поперечных и обменных волн. В покрывающей толще скорости VS  монотонно увеличиваются с глубиной от 580 до 1960м/с.

Наиболее четко литологические и структурные особенности исследуемого разреза проявляются в изменениях параметра . В олигоцен-палеоценовом комплексе характеризуется наиболее низкими значениями с тенденцией их увеличения с глубиной от 0,33 до 0,42. В эоценовом комплексе принимает более высокие значения (0,42-0,51) и отражает переход от глинистой толщи к плотным мергелям. Максимальными значениями = 0,590,65 характеризуются карбонатные отложения палеоцена, в верхнемеловых отложениях понижается до 0,48-0,55. Последнее может быть связано с повышенной пористостью и трещиноватостью верхнемеловых известняков по сравнению с палеоценовыми.

При изучении эффективного поглощения анализировались графики изменения амплитуд и спектров с глубиной и полученные пластовые коэффициенты эффективного поглощения р. Установлено, что наиболее сильными поглощающими свойствами характеризуется терригенный, преимущественно глинистый, разрез верхней части верхнего плиоцена. С увеличением частоты от 30 до 50 Гц коэффициент эффективного поглощения увеличивается более, чем в 2 раза: от 0,2210-3 до 0,5110-3. Наиболее низкими поглощающими свойствами характеризуется карбонатный разрез палеоцена и верхнего мела, здесь коэффициенты поглощения составляют 0,0210-3 – 0,0610-3. Значительный интерес представляет повышенное поглощение (0,0110-3) Р-волны на частоте 50 Гц в интервале залегания продуктивных верхнемеловых горизонтов (2800-3075м), что обусловлено повышенной трещиноватостью карбонатного разреза. На повышенную трещиноватость верхнемелового разреза, по-видимому, указывают данные ГИС, по которым здесь выделено пять объектов для опробования. В целом можно отметить, что параметр р отражает связь поглощающих свойств среды с литологией и возрастом отложений и их газонасыщением.

Изучение поляризации сейсмических волн выполнялось в рамках модели линейно-поляризованных колебаний. Для этого исследовались направления сме-щений, определяемые двумя углами в вертикальной и горизонтальной плоскостях, коэффициент эллиптичности (В, Г), траектории движения частиц. Анализ материалов позволил выявить тесную связь закономерностей изменения угла со скоростной моделью среды. Повышенные значения угла достаточно однозначно приурочены к слоям с повышенными скоростями. Причем положение основных скоростных границ совпадает с границами скачков угла . Анализ коэффициентов эллиптичности указывает на наличие интерференционных явлений. Коэффициенты эллиптичности не превышают значения 0,2 (линейная поляризация) и увеличиваются лишь на мелких границах в кровле палеоцена  и в среднем эоцене. Ряд участков с относительно повышенными значениями отмечен в верхнем мелу, что может быть связано с тонкослоистостью разреза.

Методика изучения анизотропных свойств среды в морских условиях по данным кольцевого сейсмопрофилирования (Урупов, Богоявленский, 1988) программно реализована в интерактивной диалоговой системе обработки данных. В результате обработки записей двух кольцевых профилей разного радиуса в окрестности скв. 1 Каркинитской по волнам в первых вступлениях построены индикатрисы кажущейся и граничной скоростей; коэффициент анизотропии составил 0,015. Индикатрисы вытянуты в направлении СЗ-ЮЗ. Обработка записей проходящих волн в диапазоне глубин 0-2740м при двух радиусах профилирования (1,8 и 2,8км) позволила построить индикатрисы эффективных скоростей. Максимальные значения скоростей также ориентированы в направлении СЗ-ЮЗ. Совместный анализ индикатрис скоростей проходящих и преломлённых волн и индикатрис энергии на фиксированных частотах свидетельствует об их взаимном соответствии по направлению экстремумов и степени вытянутости, можно предположить существование субвертикальной трещиноватости в разрезе вблизи скв. 1 Каркинитской с ориентацией большей части трещин в направлении СЗ-ЮЗ.

Прогнозирование акустической жесткости ниже забоя скважины. На шельфе Чёрного моря прогноз сейсмоакустического разреза выполнен в трёх скважинах – Фланговой, Каркинитской и Штилевой. На прогнозной кривой (скв. 2 Фланговая) надёжно выделяются слои с пониженными скоростями в глинистом разрезе нижнего эоцена и с повышенными скоростями в палеоцене. Вблизи забоя скважины отмечается относительно резкая граница на глубине 3250м, предположительно связанная с поверхностью юрских отложений (горизонт IV). Кривая акустической жёсткости на участке 3500-3820м в скважине Каркинитской перекрывает вскрытую скважиной часть разреза, что позволяет, с одной стороны, оценить достоверность прогноза, а с другой – получить более детальную скоростную модель по сравнению с обычной кинематической обработкой данных ВСП. В частности, на прогнозной кривой может быть выделена скоростная граница на глубине около 3650м, соответствующая кровле нижнемеловых отложений, в то время как на кривой стандартного сейсмокаротажа она не выделяется. Четко проявляется на прогнозной кривой и подошва нижнемеловых отложений – сейсмический горизонт IV на глубине 3760м. Ниже 3950 – 4000м прогнозный скоростной разрез характеризуется слабой дифференциацией (скорость 4600 – 4700м/с). Это хорошо увязывается с имеющимися представлениями о юрской толще как о монотонной, преимущественно глинистой. На сейсмограммах ВСП и разрезах ОГТ данная особенность проявляется в отсутствии динамически выраженных протяжённых отражений ниже сейсмического горизонта.

По скважине Штилевой прогнозная кривая во вскрытой части разреза в общих чертах согласуется с графиком скоростей, полученным по годографу первых вступлений. В верхнемеловой толще здесь также выделяется высокоскоростной (5000 м/с) пласт, приуроченный к глинистым известнякам.

Структурные построения в околоскважинном пространстве. Для детального изучения строения околоскважинного пространства были получены мигрированные глубинные динамические разрезы по наблюдениям ВСП из непродольных пунктов взрыва и временные разрезы СОГ-ОГТ по многоуровенным наблюдениям на горизонтальных профилях. Для этого использовались как продольные, так и обменные волны, особенно на участках, примыкающих к скважинам. На основе этих данных строились схемы по основным отражающим горизонтам, которые дополняли результаты структурных построений по профилям МОВ ОГТ. Предварительно все разрезы ВСП увязывались между собой в точке пересечения на устье скважины.

В результате структурных построений в околоскважинном пространстве на Фланговой площади выделен риф в верхнемеловых отложениях, палеоврез в палеоцене и малоамплитудное поднятие в среднем эоцене. Причем, если первый объект вскрыт и исследован в рассматриваемой скважине, то второй и третий находятся в стороне от неё. На мигрированных разрезах по Каркинитской площади отмечается смещение свода структуры к западу от скв.1. Вероятно, перегиб, наблюдаемый на сводном разрезе, соответствует переклинальной части структуры. В восточном направлении по горизонту IV выделено тектоническое нарушение типа сброса амплитудой 120-150м. Мощность отложений нижнего мела в опущенном блоке возрастает до 250-350м; они заполняют впадины палеорельефа и могут образовывать тектонически экранированные ловушки. Аналогичная картина наблюдается и на ряде профилей ОГТ. На Штилевой площади кровля нижнего мела (горизонт III) в окрестности исследуемой скважины залегает в виде антиклинальной складки, которая с северо-запада экранируется разрывным нарушением типа сброса. Свод структуры смещен на 200м в ЮВ направлении от исследуемой скважины. Предполагаемые рифовые постройки в отложениях кампана и маастрихта находят косвенные подтверждения в параметрах упругости, поглощения и поляризации сейсмических волн. На разрезах ОГТ рифовые постройки не выделяются.

В целом выполненные детальные работы по изучению околоскавжинного пространства в условиях шельфа Черного моря при комплексной интерпретации параметров волнового поля и среды позволили получить новые представления о строении исследуемых геологических объектов.

4.3.2.Скважинные и донные векторные наблюдения

в Азовском море [62, 67]

Комплексирование метода ВСП в сочетании с донной векторной сейсморазведкой повышает возможности анализа волновых полей, типы и количество анализируемых параметров, что обеспечивает повышение детальности расчленения разреза и существенное улучшение корреляции сейсмических волн. С этой целью соискателем в девяностых годах были проведены донные трехкомпонентные наблюдения ПМ ОВ на двух площадях шельфа Азовского моря – Октябрьской (скв. №245) и Геологическая (скв. №258), на которых ранее были отработаны вертикальные профили ВСП. Отметим также, что первые морские сейсмические исследования, направленные на совместное использование РР и PS – волн на базе двухкомпонентной X, Z регистрации были выполнены в этом регионе А.А. Архиповым и др. (1990-1995гг.).

Сейсмогеологическая характеристика. Наиболее древние отложения, вскрытые в районе исследований, относятся к юрско-триасовому комплексу молодого фундамента. Поверхность его является контрастной скоростной границей с песчано-глинистыми отложениями майкопской серии. Эта граница известна как опорный отражающий горизонт V. Перепад пластовых скоростей здесь почти двукратный (2200 и 4250 м/с). Палеоцен-эоценовые отложения, горизонты IIа-IIг с пластовой скоростью около 2500м/с, представлены песчано-глинистой толщей, маломощными прослоями мергелей и известняков. На майкопских песчано-глинистых отложениях несогласно залегают песчано-глинистые, с прослоями карбонатов, отложения чокракского, караганского и конгского горизонтов. Пластовые скорости в этой толще мало отличаются от скоростей в майкопе – 2000-2300 м/с. Вышележащие отложения меотиса-понта представлены также песчано-глинистыми отложениями, Vпл здесь составляет 1700-1800 м/с. На Октябрьской площади в песчаниках меотиса вскрыты две газовые залежи в интервале глубин 0,5-0,7км. На структуре Геологическая прогнозируемая часть разреза оказалась непродуктивной, глинистой с локальным понижением скоростей на границе майкопской серии и чокрак-карагана.

Системы наблюдений. Особенностью исследований в регионе является то, что здесь реализована комбинированная взаимоувязанная система наблюдений на вертикальных и донных профилях. Полевые наблюдения выполняли по обращенной схеме с использованием донного трехкомпонентного прибора. При этом прибор стоял неподвижно у устья глубокой скважины на дне моря, где ранее было проведено ВСП, а пункты возбуждения перемещали относительно него. На каждой площади было отработано по три круговых профиля с радиусами 0,6-3км с шагом между ПВ 100м и по два взаимоортогональных линейных профиля с шагом между ПВ 50м и максимальным удалением 5км. На Октябрьской и Геологической площадях были отработаны профили ПМ ОГТ протяженностью по 10км каждый, проходящие через устья скважин. На Октябрьской площади была отработана 12-кратная система на базе 1200м, на Геологической - 15-кратная на базе 1500м. Вынос ПВ за пределы расстановки - 100м.

Волновое поле – стратификация,  кинематические и динамические характеристики (рис. 29). Волновые поля на исследуемых площадях изучали по наблюдениям ПМ ОВ, разделение и идентификацию РР и PS-волн осуществляли совместно с данными ВСП. На Октябрьской площади в волновом поле доминируют продольные отражения. Небольшая толщина осадков нижней части осадочного чехла ограничивает область прослеживания РР  и PS - волн удалениями, не превышающими 1,5-2,0 км, для целевых продуктивных горизонтов меотиса они не превышают 0,8-1,2км. Времена регистрации полезных РР - волн составляют 0,3-1,4с. Среди них доминируют отражения от кровли продуктивных песчаников меотиса, по которому в районе залежи отмечается эффект "яркого пятна". Опорными являются также сейсмические горизонты на профиле ОГТ, связанные с верхней частью юрско-триасового комплекса, подошвой и кровлей майкопа, кровлей понта.

Скорости продольных волн увеличиваются с глубиной от 1700-1800 м/с в отложениях киммерия до 2100-2500 м/с в майкопской толще. В газонасыщенных песчаниках меотиса скорости уменьшаются на 220-250 м/с по сравнению с вмещающими отложениями. Скорости поперечных волн увеличиваются с глубиной от 700 до 760 м/с, при этом на Октябрьской площади в кровле понта, сармата и майкопа отмечаются небольшие скачки скорости, но в продуктивной части разреза изменений VS не наблюдается. Как следствие этого, параметр принимает здесь повышенные значения (0,34) по сравнению с вышележащими песчаниками (0,30). В целом исследуемые площади характеризуются относительно невысокими значениями =0,28-0,40, свойственными терригенному разрезу ЗКП.

Рис. 29. Вертикальные годографы, графики пластовых скоростей,

стратиграфическая привязка волн в разрезе скв. 245-Октябрьская

Обменные отраженные волны PS выделены на обоих профилях ПМ ОВ на горизонтальных проекциях полного вектора колебаний. Они характеризуются более низкочастотным составом (15-20 Гц), по сравнению с РР - волнами (25-30Гц), более низкими эффективными скоростями (970-1180м/с), и регистрируются в диапазоне времен 1,1-3,5с. В волновом поле доминируют PS-волны, связанные с поверхностью юрско-триасового комплекса, кровлей майкопа и понта, подробно освещается PS-волнами толща майкопа, что не наблюдается для РР-волн. В то же время отраженные PS-волны от кровли продуктивных меотических песчаников не отличаются повышенной интенсивностью и выделяются на уровне других сейсмических горизонтов. По круговым профилям PS-волны прослежены на среднем круге в диапазоне времен 2,8-3,3с и соответствуют поверхности и средней части юрско-триасового комплекса. На малом круге область регистрации PS-волн попадает в зону низкоскоростных помех, а на большом круге для них не хватает энергии.

Анизотропные свойства среды изучали по круговым и линейным взаимно перпендикулярным профилям ПМ ОВ. Эффективные скорости Vs в разных направлениях определяли из соотношения эффективных скоростей PS и РР-волн, предварительно отождествленных между собой (Берзон и др., 1966). В вертикальной плоскости коэффициент анизотропии  Кан рассчитывали (по данным ВСП) по соотношению эффективной и средней  скоростей , а в горизонтальной - по соотношению эффективных скоростей ортогональных курсов наблюдений Кгор=(Невский, 1974). Максимальные значения Кан отмечаются в интервале залегания продуктивных песчаников меотиса, вниз по разрезу коэффициенты анизотропии Р и S-волн уменьшаются более, чем в 2 раза. На Геологической площади анизотропия скоростей отличается от ее типа на Октябрьской. Здесь скорости Р и S-волн в верхней части разреза (до сармата включительно) в вертикальном направлении выше на 10-17 %, чем скорости VЭФ по направлению напластования пород, а коэффициенты анизотропии совпадают. Вниз по разрезу они уменьшаются, в нижней части майкопской толщи анизотропия практически отсутствует. На основании теории (Becker D.F., Perelberg A.I., 1986) и анализа типа и величин коэффициентов анизотропии скоростей сделан вывод о том, что отличие анизотропных параметров разрезов на изученных площадях обусловлено различным направлением действия сил напряжения и, возможно, трещиноватости разреза: на Октябрьской площади доминируют горизонтальные силы сжатия, а на Геологической – вертикальные.

Влияние нефтегазовой залежи на характеристики волнового поля. По данным ВСП параметр в продуктивном интервале разреза меотиса на Октябрьской площади принимает повышенные значения по отношению к водонасыщенной вмещающей толще. Кроме того, РР-волна, отраженная от кровли газонасыщенного пласта, в отличие от PS-волны, характеризуется повышенной интенсивностью. По РР-волнам на профиле ОГТ эффект газонасыщения проявляется в виде аномалии типа "яркого пятна". Эта аномалия может быть выделена как на временном разрезе, так и на разрезе мгновенных амплитуд. Кроме того, по профилю ОГТ отмечается некоторое понижение эффективных скоростей в районе залежи, что приводит даже к инверсии скорости в интервале регистрации отражений от меотиса и сармата. Вне контура залежи скорость Vогт монотонно возрастает с глубиной.

Параметры поляризации и влияние на них газовой залежи оценены по наблюдениям ПМ ОВ и круговых профилей. По данным круговых профилей на Октябрьской площади отмечена аномальная поляризация Р и PP-волн, которая проявляется в том, что вне зависимости от положения источника на круговом профиле, анализируемые волны не меняют азимутов смещения. На Геологической площади азимуты смещения Р-волн плавно меняются от 0 до 360° вслед за изменением положения источника. Азимуты смещения Р-волны по сопоставляемым кругам (R1=637 м и R2=1273 м) при изменении положения ПВ практически совпадают и составляют 100-140°, т. е. диапазон их изменения не превышает 40° вместо положенных 360°. В небольших пределах изменяются и углы с вертикалью, что считается нормальным для кругового профиля. Коэффициент эллиптичности траекторий не превышает значений 0,3-0,4.

Сложнее картина отражений (t0=0,6с) от кровли продуктивного горизонта меотиса, а также для регистрируемых за ним отраженных волн от сарматского и чокракского комплексов. В частности, в диапазоне азимутов ПВ =60-200° отмечается резкое увеличение коэффициента эллиптичности (до 0,6-0,7), а в юго-западном и западном направлениях (>190°) наблюдаются повышенный разброс значений азимутов РР-волны и систематическое их отклонение на 60-100° по отношению к рассмотренным волнам. Отметим, что как зона повышенных значений , так и систематические отклонения этого параметра могут быть приурочены к ориентировке большой оси складки с ЮЗ на СВ. При этом первое соответствует периклинали ловушки, а второе - ее сводовой части. Для продуктивного горизонта направление, совпадающее с большой осью складки, как по линейным профилям, так и круговым, характеризуется повышенным разбросом азимутов и более высокими значениями эллиптичности.

В целом, отмеченная на Октябрьской площади аномальная поляризация продольных волн напоминает известную по литературным данным (Campden D., Crampin S., 1990) связь поляризации поперечных волн с напряженным состоянием горных пород. В соответствии с этими данными, поляризация поперечных волн в условиях действия горизонтальных напряжений отражает направление действия этих сил и остается постоянной вне зависимости от взаимного положения источника и приемника. Возможно, аналогичный эффект наблюдается на Октябрьской площади для продольных волн. На вероятность такой связи указывают повышенные значения анизотропии Р и S-волн на площади. На Геологической площади, характеризующейся отсутствием ощутимых горизонтальных напряжений, по трем независимым круговым профилям установлено, что азимуты Р-волны меняются практически линейно вслед за изменением положения источника, а коэффициенты эллиптичности траекторий не превышают значений 0,1-0,2. На качественном уровне была оценена и поляризация PS-волн. На Октябрьской площади отмечается аномальная поляризация, как на профилях ПМ ОВ, так и на круговых профилях. PS-волны поляризованы в горизонтальной плоскости ортогонально Р-волне и выделяются лучшим образом на -компоненте. Аналогичная картина в районе залежи наблюдается и по профилю ПМ ОГТ. По мере удаления от структуры оценка поляризации PS-волн возможна лишь на Х-компоненте. На Геологической площади не отмечены аномалии поляризации ни по Р-волне, ни по PS-волнам.

Таким образом, в результате сейсмических исследований на структурах Октябрьская и Геологическая изучены скорости Vр и Vs, состав и особенности волновых полей, показана возможность одновременной регистрации волн разных типов (РР и PS) при морских донных векторных наблюдениях, выполнено отождествление РР и PS-волн, исследованы анизотропные свойства среды и поляризационные характеристики Р, РР и PS-волн, оценено влияние литологии пород и нефтегазовой залежи на характеристики волнового поля. На основе комплексной интерпретации параметров поляризации и данных об анизотропии скоростей Р и S-волн высказано предположение об их связи с направлением действия сил напряжения и, возможно, с трещиноватостью разреза. Показана возможность получения по обменным PS-волнам временных разрезов лучшего качества при условии применения донных трехкомпонентных кос и удлиненных (более 1,5км) расстановок.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В соответствии с защищаемыми положениями отметим основные результаты диссертационной работы.

I. В области развития теоретических основ ПМ ВСП решены следующие вопросы:

1. Разработаны теоретические основы и алгоритмы суммирования отраженных волн по системе ОГТ в скважинной модификации на уровенных профилях.

2. Показано, что регулируемое суммирование сейсмических записей, полученных на вертикальных и уровенных профилях ПМ ВСП по общим точкам взрыва и приема позволяет проводить уверенную корреляцию волн и обеспечивает увязку вертикальных и наземных наблюдений. На основе РС определяются кинематические параметры волн и могут быть рассчитаны эффективные скорости. При суммировании на больших базах появляются возможности подавления многократных волн.

3. Развит способ спрямления осей синфазности упругих колебаний в условиях наклонных отражающих границ при значительных удалениях ПВ от скважины, который позволяет разделить волны, определить и скорректировать статистические поправки по годографам отраженных волн.

4. Предложены способы построения отражающих границ по продольным, поперечным и обменным отраженным волнам, регистрируемым при ПМ ВСП, позволяющие в сложных сейсмогеологических условиях повысить точность и детальность структурных построений в окрестности исследуемой скважины, а в случае необходимости, оперативно уточнить гипсометрическое положение бурящейся скважины.

5. По наблюдениям ПМ ВСП предложены новые способы определения скоростей упругих волн:

- способ определения скоростей Vp и Vs по годографам монотипных отраженных волн, позволяющий по совокупности отраженных волн определять скорости во вскрытой части геологического разреза, а также глубже забоя исследуемой скважины;

- способ определения скорости Vs по вертикальным и уровенным годографам обменных (отраженных и проходящих) волн для условий горизонтальных и слабонаклонных сред;

- способ определения скоростей Vp и Vs по наблюдениям ПМ ОГТ на суше и определения Vs по наблюдениям ПМ ВСП на море;

- способ определения скоростей Vp для условий сложнопостроенных сред.

II. В области новых аппаратурных разработок ПМ ВСП:

6. Создан информационно-измерительный канал ВСП на основе дельта-сигма преобразователя и сигнального 32 разрядного процессора АDSP 2100, позволяющего реализовать 12 разрядное аналого-цифровое преобразование сейсмических сигналов и цифровую фильтрацию в диапазоне частот 5-250 Гц.

7. Найдены конструктивные и технологические решения для 6-ти модульного 24 канального цифрового зонда ПМ ВСП с размещением в каждом модуле трехкомпонентной симметричной измерительной системы с 4-м контрольным Z-прибором и независимым электромеханическим прижимом каждого модуля скважинного зонда.

8. Разработан и освоен в промысловых условиях телеметрический канал связи «скважинный зонд - наземный прибор», обеспечивающий передачу сигналов в кодах HDB-3 по каротажному кабелю длиной до 5500-6000 в полосе частот 0-250Гц, с шагом квантования 1мс и динамическим диапазоном 120дБ.

9. Впервые в РФ в 80-х годах разработан комплекс аппаратуры «Вертикаль», включающий шеститочечный цифровой однокомпонентный скважинный Z-зонд с 12 разрядным АЦП и управляемым электромеханическим прижимным устройством, а также автоматизированную систему регистрации данных ВСП для исследования необсаженных и крепленных нефтегазовых скважин (прототип цифровой аппаратуры «Вектор»).

10. Впервые в РФ в 80-90-х годах разработан комплекс технических средств «Вектор-1(2)», включающий 24-х канальный 6-ти точечный цифровой зонд модульного типа с независимым электромеханическим прижимом каждого модуля, устройством сопряжения скважинного зонда с ПЭВМ и сейсмостанцией «Прогресс-48», регистрирующей и обрабатывающей системой ПМ ВСП на базе компьютеров Pentium-IV.

11. Разработан 24-х канальный цифровой зонд (коса-гирлянда) с датчиками давления (гидрофонами) и системой передачи данных в кодах «Манчестер-2», обеспечивающий регистрацию на море сейсмических сигналов МОВ ОГТ в полосе частот 5-250Гц, динамическом диапазоне 120дБ, шагом квантования 1мс.

III. В области совершенствования методик и систем полевых наблюдений ПМ ВСП и ПМ СОГ получены следующие результаты.

12. Изучены условия оптимального возбуждения упругих колебаний при наблюдениях ПМ ВСП на море.

13. Разработана технология построения временных разрезов по многократным многоуровенным векторным наблюдениям ПМ ВСП, а также технология выделения обменных отражений типа PPSP на основе стандартных морских наблюдений МОВ ОГТ с датчиками давления.

14. Применительно к практике морского бурения разработана технология детального изучения скоростного разреза скважин комплексированием методов ВСП и АК, а также прогноза зон АВПД по наблюдениям ПМ ВСП.

IV. При реализации предложенных новых приемов ПМ ВСП на акваториях получены следующие результаты.

15. Впервые на шельфе Арктических морей выполнены исследования поляризационным методом на структурах Мурманская, Северо-Кильдинская, Варандей-море, Медынь- море и др., позволившие осуществить стратиграфическую привязку волн, определить скорости распространения продольных и поперечных волн и упруго-дефформационные параметры изучаемых геологических сред, осуществить новые структурные построения в околоскважинном и межскважинном пространстве.

16. Исследования ПМ ВСП на шельфе Охотского моря на структуре Астрахановская обеспечили детальное изучение среды и определение упругих параметров в околоскважинном пространстве, позволили обосновать новую тектоническую модель надвигового типа, комплексированием данных ПМ ВСП, ГИС и ОГТ обосновать перспективы открытия новых залежей УВ на структуре.

17. Исследования ПМ ВСП в Баренцевом море на Северо-Кильдинской площади впервые позволили выделить отраженные волны от глубокозалегающих отложений перми, карбона и девона, осуществить переобработку ранее полученных материалов ОГТ с целью выделения на временных разрезах новых отражающих границ как во вскрытой части разреза, так и глубже забоя исследуемой скважины.

18. В сейсмогеологических условиях Северо-Западного шельфа Черного моря на площадях Каркинитская, Фланговая и Штилевая впервые осуществлен векторный анализ волнового поля, получены всесторонние данные о скоростях упругих волн и упруго-деформационных параметрах геологической среды, которые ранее в морской сейсморазведке не могли быть получены, выделены перспективные объекты в виде рифовых построек в меловых отложениях, а также в отложениях палеоцена и более глубоких горизонтов.

19. Исследования ПМ ВСП на шельфе Азовского моря (площади Октябрьская и Геологическая) совместно с донной векторной сейсморазведкой обеспечили существенное улучшение корреляции сейсмических волн, показали возможность одновременной регистрации PP и PS-волн, определение анизотропных свойств и поляризационных характеристик среды, влияние литологии и нефтегазовой залежи на параметры волнового поля.

20. На основе разработанных технико-методических приемов ПМ ВСП практически на всех изученных на акваториях площадях выполнен прогноз зон АВПД и геологических разрезов ниже забоя исследуемых скважин, построены разрезы и схемы распределения параметров упругости в околоскважинном пространстве, выявлены зоны развития коллекторов, трещинноватости и нефтегазонасыщения разрезов.

21. На крупных нефтегазовых структурах на суше на островах Сахалин и Колгуев, в Краснодарском и Ставропольском краях, в Ростовской области и других районах исследования соискателя позволили оценить эффективность предложенных приемов ПМ ВСП, показать огромные, не до конца используемые возможности промысловой сейсмики при решении различных нефтепромысловых задач.

СПИСОК НАУЧНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ СОИСКАТЕЛЯ:

Монографии

  1. Методические рекомендации по применению поляризационного метода сейсмической разведки. КазВИРГ, Алма-Ата, 1984. 181 с., (под ред. Гальперина Е.И., Певзнера Л.А., авторы Гальперин Е.И., Фролова А.В., Гальперина Г.М., Мирзоян Ю.Д. и др.).

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК:

  1. Построение временных разрезов по данным скважинных сейсмических наблюдений. Изв. вузов. Геология и разведка, № 6, 1975. С. 110-118 (соавторы Руденко Г.Е., Худзинский Л.Л., Куценко Э.Я.).
  2. Сравнительный анализ волновых картин, полученных с помощью приемника давления и трехкомпонентного зонда ВСП. Изв. вузов. Геология  и разведка, № 10, 1979. С. 119-124 (соавторы Мысина Л.Г., Гальмаков Б.Г.).
  3. Промысловая сейсмика: сейсмические исследования на этапе разведки и эксплуатации месторождений. Изв. вузов. Геология  и разведка, № 7, 1980. С. 78-83 (соавторы Амиров А.И., Гальперин Е.И., Гурвич И.И., Маловицкий Я.Н.).
  4. Применение скважинной сейсморазведки отраженными волнами в Северо-Западном Предкавказье. Изв. вузов. Геология  и разведка, № 5, 1981. С. 101-109 (соавторы Руденко Г.Е., Худзинский Л.Я., Куценко Э.Я.).
  5. Об одном свойстве поляризации колебаний в сейсмических волнах. ДАН СССР, том 264, № 3,1982. С. 96-600 (соавторы Гальперин Е.И., Фролова А.В., Гальперина Р.М.).
  6. Опыт изучения затухания сейсмических волн в реальных средах методом ВСП. Изв. вузов. Геология  и разведка, № 3, 1983. С. 75-82 (соавторы Гальперин Е.И., Камбарли С.Э.).
  7. Опыт и результаты применения ВСП для картирования фронта внутрипластового горения. Физика Земли. №2, 1990. С. 96-104 (соавторы Гальперин Е.И., Рисположенский Ю.А., Музыка И.М., Ойфа В.Я.).
  8. Опыт и результаты применения ПМ ВСП с вибросейсмическим возбуждением на примере Восточно-Донецкого поднятия (волновое поле, параметры и строение среды). ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, вып. 1, 2002. С. 16-39 (соавторы Ойфа В.Я., Хацкель М.Л., Драгунов О.Д.).
  9. Применение промысловой сейсмики для доразведки разрабатываемых нефтегазовых месторождений (на примере месторождения Южно-Ключевое). ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, вып. 6, 2003. С. 2-21 (соавтор Коноплев Ю.В.)
  10. Наблюдения МОВ ОГТ на море с датчиками давления в комплексе с ПМ ВСП – основа морской многоволновой сейсморазведки. ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, вып. 10, 2003. С. 32-41 (соавтор Ойфа В.Я.).
  11. Прогноз коллекторов и нефтегазонасыщенности по наблюдениям ПМ ВСП. Технологии ТЭК, №4. Нефть и капитал. М., 2004. С. 12-16 (соавторы Мануков В.С., Коноплев Ю.В., Соболев Д.М.).
  12. Опыт и результаты применения поляризационного метода ВСП в Восточном Предкавказье. ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, вып. 1, 2009. С. 33-49 (соавторы Моллаев З.Х., Курочкин А.Г., Ойфа В.Я., Соболев Д.М.).
  13. Опыт и результаты применения ВСП на Сахалинском шельфе. Технологии сейсморазведки, №3, 2009. С. 65-71 (соавторы Закальский В.М., Ойфа В.Я, Мануков В.С.).

Статьи в рецензируемых научно-технических изданиях:

  1. Возможности частотной селекции волн при региональных работах КМПВ в Северо-Западном Предкавказье. Нефтегазовая геология и геофизика, 1973. С. 18-21 (соавторы Матусевич Ю.Д., Куценко Э.Я., Квинт Г.А.).
  2. Определение эффективных скоростей в условиях сложнопостроенных районов (на примере южного склона Северо-Западного Кавказа). Вестник ЛГУ, № 12, 1973. С. 82-87 (соавторы Донской В.В., Некрасов Ю.Е.).
  3. Опыт применения сейсморазведки МРНП на южном склоне Северо-Западного Кавказа. Уч. записки ЛГУ. Сер. физических и геологических наук, вып. 24. 1974. С. 100-109 (соавторы Корнеев В.И., Некрасов Ю.Е., Донской В.В., Верхов Б.Ф.).
  4. Кабельная волна при сейсмокаротаже с бесприжимными пьезокерамическими приемниками давления. Труды ВНИИЯГГ. Сейсмоакустические методы изучения околоскважинного и межскважинного пространства. 1976. С. 52-57 (соавторы Балмашов В.К., Куценко Э.Я.,  Мысина Л.Г.).
  5. Изучение верхней части разреза с помощью пьезокерамических приемников давления в необсаженных скважинах. Труды ВНИИЯГГ. Сейсмоакустические методы изучения околоскважинного и межскважинного пространства. 1976. С. 52-57 (соавторы Балмашов В.К., Куценко Э.Я., Мысина Л.Г.).
  6. Определение эффективных скоростей по данным совместной интерпретации материалов ОГТ и РНП. Уч. записки ЛГУ, № 391, 1977. С. 54-56 (соавтор Некрасов Ю.Е.).
  7. Поляризационный метод сейсмической разведки в подзонном варианте. ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, №18, 1977. С. 1-14 (соавторы Обрежа В.Н., Базлов Б.М., Гальперин Е.И., Гальперина Р.М.).
  8. Способ построения отражающих границ по данным ВСП в сложнопостроенных средах. В кн. Ядерно-геофиз. и акустические исследования скважин на нефть и газ. ВНИИЯГГ. 1975. С. 116-129 (соавторы Руденко Г.Е., Ойфа В.Я., Яблоновский Т.И.).
  9. Поляризационный метод-общий метод сейсмических исследований. Нефтегазовая геология и геофизика. № 9, 1978. С. 38-43 (соавторы Гальперин Е.И., Иванов Л.И.).
  10. Поляризационный метод микросейсмокаротажа (ПМ МСК). ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, №11, 1979. С. 35-41 (соавтор Ойфа В.Я.).
  11. Возбуждение сейсмических волн в поляризационном методе. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 16, 1980. С. 1-6 (соавторы Гальперин Е.И., Ойфа В.Я.).
  12. Опробование поляризационного метода ОГТ (ПМ ОГТ) в различных сейсмогеологических условиях Западного Предкавказья. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 16, 1980. С. 6-16 (соавтор Гальперин Е.И., Ойфа В.Я.).
  13. Результаты применения поляризационного метода вертикального сейсмического профилирования (ПМ ВСП) на территории Краснодарского края. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 7, 1980. С. 27-39 (соавторы Ойфа В.Я., Гальперин Е.И.)
  14. Определение скоростей по вертикальным годографам монотипных и обменных отраженных волн. ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 11,  1980. С. 18-28 (соавторы Ойфа В.Я., Алиханов Д.Р.).
  15. Цифровая обработка данных сейсморазведки в поляризационной модификации ОГТ. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 23, 1980. С. 248-253 (соавторы Агаев Х.Б., Бинкин И.Г., Гальперин Е.И.).
  16. Применение поляризационного метода (ПМ) сейсморазведки для поисков нефти и газа. ВНИИЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика, вып.2, 1981. С. 1-55 (соавторы Гальперин Е.И., Иванов Л.И.).
  17. Поляризационный метод и перспективы его внедрения. В кн. «IX Всесоюзная научно-технич. конф. в г. Красноярске», 1981. С. 18-21 (соавторы Гальперин Е.И., Амиров А.Н., Певзнер Л.А.).
  18. Волновое поле в условиях крутонаклонных границ (на примере диапировой тектоники Тамани). В кн. Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн. Выпуск XXII. АН СССР,  Ленинград, 1982. С. 132-149 (соавторы Гальперина Р.М., Гальперин Е.И.).
  19. Цифровая обработка материалов поляризационного метода сейсморазведки. В кн. Нефтяная геофизика. Сб. докладов II научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике. Т.1, Сейсморазведка, 1982. С. 248-253 (соавторы Гальперин Е.И., Агаев Х.Б., Бинкин И.Г.).
  20. О возможности применения поляризационного метода ОГТ на уровенных профилях. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 11,  1982. С. 18-24.
  21. Суммирование записей по общим точкам взрыва (ОТВ) и общим точкам приема (ОТП) при ПМ ВСП. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 13,  1982. С. 1-8 (соавтор Гамов В.С.).
  22. Спрямление годографов отраженных волн разных типов при ПМ ВСП. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 18,  1982. С. 17-24 (соавтор Ойфа В.Я.).
  23. Способ определения статических поправок при непродольных наблюдениях МОВ и КМПВ. Нефтегазовая геология и геофизика, № 5, 1983. С. 31-33 (соавтор Ойфа В.Я.).
  24. Опробование и результаты внедрения поляризационного метода ВСП в ЧССР. Международный симпозиум по геофизике. Сб. докладов. Братислава, 1982. С. 432-441 (соавторы Гальперин Е.И., Филкова В., Перница Ю.).
  25. Влияние нефтегазовой залежи на параметры сейсмического волнового поля по данным ВСП. ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, № 2,  1983.С. 51-58 (соавторы Гальперин Е.И., Камбарли С.Э., Ойфа В.Я.).
  26. Применение комбинированных скважинных и наземных наблюдений ПМ для решения задач ПГР в околоскважинном пространстве. Сб. научных трудов "Разработка методов определения вещественного состава геологического разреза по данным сейсморазведки и ГИС". ВНИИОЭНГ, 1985. С. 34-40 (соавторы Гальперин Е.И., Ойфа В.Я., Камбарли С.Э.).
  27. Исследования ВСП на Арктическом шельфе. В кн. Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР. М., МИНХиГП, 1986. С. 165-167.
  28. Изучение анизотропии сейсмических характеристик геологического разреза на акваториях по записям прямых и преломленных волн. В кн. Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР. М., МИНХиГП, 1986. С. 160-162 (соавторы Урупов А.К., Богоявленский В.И., Филин С.А. и др.).
  29. Разработка технических средств промысловой сейсмики и перспективы их внедрения на континентальном шельфе СССР. В кн. Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР. М., 1986. С. 189-190 (соавтор Слуквенко А.Н.)
  30. Результаты изучения поляризационных характеристик отраженных волн. ЭИ ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика.  1986. С. 1-11 (соавторы Гальперин Е.И., Ойфа В.Я.).
  31. Об одном оперативном способе учета кривизны границы при определении скоростей в ОГТ. Сб. Результаты морских геолого-геофизических исследований. Рига, 1986. С. 77-79.
  32. О выборе условий возбуждения при исследованиях ВСП на море. Сб. Результаты морских геолого-геофизических исследований. Рига, 1986. С. 109-113 (соавтор Снетко П.П.).
  33. Сейсмические исследования на этапе разведки и эксплуатации месторождений. Сб. докладов научно-практической конференции стран-членов СЭВ в области автоматизированной обработки геофизической информации. М., Секретариат СЭВ, 1986. С. 234-241 (соавтор Гальперин Е.И.).
  34. Определение скоростей поперечных волн по наблюдениям поляризационного метода ВСП. В кн. Исследования и разработки в области нефтяной геофизики в  странах-членах СЭВ. Т.1, Сейсморазведка М., СЭВ, 1987. С. 270-278 (соавтор Мануков В.С.).
  35. Поляризационный метод ВСП и повышение эффективности геологоразведочных работ на море. В кн. Исследования и разработки в области нефтяной геофизики в  странах-членах СЭВ. Т.1, Сейсморазведка М., СЭВ, 1987. С. 260-269 (соавтор Гальперин Е.И.).
  36. Детальное изучение скоростного разреза Арктического шельфа комплексированием ВСП и АК. Сб. научных трудов «Освоение морских месторождений нефти и газа континентального шельфа СССР». МИНХ и ГП им. Губкина, М.,  1988. С. 138-146.
  37. Состояние и перспективы развития сейсмических  исследований в морских скважинах на предприятиях ВМ НПО "Союзморгео". Сб. научных трудов «Результаты, методика и техника морских геолого-геофизических исследований континентальных окраин». Рига. 1988. С. 50-56.
  38. Результаты сейсмических исследований при прогнозировании АВПД и залежей углеводородов на шельфе Карского моря. Сб. научных трудов «Результаты, методика и техника морских геолого-геофизических исследований континентальных окраин». Рига. 1988. С. 93-97 (соавторы Фукс И.Б., Ким Э.Ю.).
  39. Изучение параметров поляризации при наблюдениях ПМ ВСП. Сб. научных трудов «Аппаратура и оборудование морских геофизических исследований». Рига, 1989. С.  31-38 (соавтор Гальперин Е.И.).
  40. Комплекс технических средств и математическое обеспечение промысловой сейсмики для исследований на море. Сб. научных трудов «Аппаратура и оборудование морских геофизических исследований». Рига, 1989. С. 39-44 (соавторы Слуквенко  А.Н., Виноградов Е.А.).
  41. О возможности определения скоростей поперечных волн по наблюдениям ПМ ВСП. Сб. науч. трудов ВНИИморгео «Автоматизированные системы сбора, хранения и обработки морских геолого-геофизических и промысловых данных». Рига, 1990. С. 39-42.
  42. Комплекс оперативной обработки данных ВСП на буровой. ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. 1992, вып. 7. С. 12-19 (соавтор Антипин Ю.Г.).
  43. Эффективность применения поляризационного метода ВСП на акваториях. Бюл. Асоц. «Нефтегазгеофизика», вып. 2, 1992. С. 1-11.
  44. Изучение зон повышенной трещиноватости сейсмическими методами, Бюл. Асоц. «Нефтегазгеофизика», вып. 3, 1992. С. 19-22 (соавторы Урупов А.К., Богоявленский В.И., Добрынин С.В.).
  45. Прогнозирование зон АВПД в глубоких скважинах Арктического шельфа. ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Разведочная геофизика, вып.8, 1992. С. 13-18 (соавтор Фукс И.Б.).
  46. Цифровые комплексы для исследований ВСП в морских скважинах. ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений вып. №10, 1992. С. 24-28 (соавторы Слуквенко А.Н., Виноградов Е.А., Бескровный Н.И.)
  47. Аппаратурно-технологический комплекс для исследований методом ВСП (ССС-ВСП). Бюл. Ассоц. «Нефтегазгеофизика», вып.№3, 1992. С. 15-19 (соавторы Коноплев Ю.В., Кузнецов И.М., Абулашвили В.У., Порожняков К.М.).
  48. Донные векторные наблюдения – новые возможности сейсмической разведки на море. ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№5, 1995. С. 20-29 (соавторы Ойфа В.Я., Мирзоян Л.Ю.).
  49. Изучение зон АВПД по наблюдения ПМ ВСП. ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып. №8, 1995. С. 38-44 (соавторы Мирзоян Л.Ю., Фукс И.Б.).
  50. Изучение скоростей ПМ ВСП в условиях развития трубных волн. ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№8-9, 1996. С. 27-29 (соавтор Антипин Ю.Г.).
  51. Векторная (поляризационная) сейсморазведка и опыт применения в различных средах. ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№1, 1996. С. 12-42 (соавтор Ойфа В.Я.).
  52. Векторные сейсмические исследования (ПМ ВСП) в морских скважинах (на примере Северо-Западного шельфа Черного моря). ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№11, 1997. С. 21-39 (соавторы Ойфа В.Я., Мирзоян Л.Ю.).
  53. Опыт и результаты применения векторной сейсморазведки на акватории Азовского моря. ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№2, 1998. С. 21-36 (соавторы Мирзоян Л.Ю., Богоявленский В.И.).
  54. Об эффективности поляризационного метода ВСП в условиях Арктического шельфа. ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№11, 1998. С. 19-30.
  55. Многоуровенные векторные скважинные наблюдения на море. ВНИИОЭГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№1, 1999. С. 23-30 (соавторы Ойфа В.Я., Соболев Д.М.).
  56. Применение ВСП для повышения эффективности морской сейсморазведки. ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№2, 2000. С. 39-48.
  57. Комплексирование данных ГИС, ВСП и морской сейсморазведки для детального изучения нефтегазовых структур (на примере Штокмановской площади). ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№5, 2000. С. 36-45 (соавтор Фукс И.Б.).
  58. Опыт применения ВСП в Арктике (остров Колгуев, Песчаноозерская площадь). ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных  месторождений, вып.№6, 2000. С. 26-35 (соавтор Фукс И.Б.).
  59. Источники упругой энергии и возбуждение сейсмических волн при наблюдениях ВСП на море. ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, вып.№9, 2000. С. 22-28.
  60. Об увязке волновых полей ВСП и МОВ ОГТ и стратиграфической привязке волн при наблюдениях на море. ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений,  вып.№10, 2000. С. 30-37 (соавтор Фукс И.Б.).
  61. Методика выделения и прослеживания нефтяных пластов на эксплуатационных объектах. Сб. научных трудов результатов НИОКР НК Роснефть за 2001г. М., ЦАИИТЭнефтехим, 2001. С. 54-61 (соавтор Коноплев Ю.В.).
  62. Техника и технология геофизических исследований при разведке и разработке нефтегазовых месторождений. Сб. докладов научно-практической конф.  «Нефтегазовая геология Кубани на рубеже веков: итоги и перспективы». Краснодар, изд-во Сов. Кубань, 2002. С. 121-136 (соавторы Коноплёв Ю.В., Лисицкий В.Н.).
  63. Опыт и результаты применения ПМ ВСП в сложнопостроенных средах (на примере площади Угрице). ВНИИОЭНГ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, вып. 11, 2003. С. 24-38 (соавторы Ойфа В.Я., Камбарли С.Э., Куценко Э.Я.)
  64. Аппаратура для наблюдений ПМ ВСП и опыт её применения. Приборы и системы разведочной геофизики, №4, 2006. С. 22-24 (соавторы Калашников В.В., Тюхалов В.И.).

Авторские свидетельства на изобретения

  1. А.с.688885 СССР, МКИ G 01 V 1/16, 1979, Устройство для сейсмической разведки (соавторы Базлов Б.М., Гальперин Е.И., Обрежа В.Н.).
  2. А.с.800932 СССР, МКИ G 01 V 1/00, 1981, Способ сейсмической разведки (соавторы Базлов Б.М., Гальперин Е.И., Обрежа В.Н., Ойфа В.Я.).
  3. А.с.1337851 СССР, МКИ G 01 V 1/16, 1987,Сейсмоприемник (соавторы Слуквенко А.Н., Утнасин В.К.).
  4. А.с.1345842 СССР МКИ G 01 V 1/00, 1987, Способ изучения геологического разреза по данным скважинной сейсморазведки (соавторы Урупов А.К., Жуков А.М, Степанов А.В., Стрельченко В.В.).
  5. А.с.1311442 А СССР, МКИ G 01 V 1/100, 1/40, 1987, Способ скважинной вибрационной сейсморазведки (соавторы Стрельченко В.В., Богоявленский В.И., Филин С.А.).
  6. А.с.1313196 СССР МКИ G 01 V 1/40, 1987, Способ скважинной сейсморазведки (соавторы Стрельченко В.В., Жуков А.М., Рукавицын В.Н., Гасанова Т.Н.).
  7. А.с.1371256 СССР, МКИ G 01 V 1/16, 1987, Сейсмоприемник (соавторы Слуквенко А.Н., Утнасин В.К.).
  8. А.с.1467525 СССР, МКИ G 01 V 1/16, 1988, Магнитная система трехкомпонентного электродинамического сейсмоприемника (соавторы Слуквенко А.Н., Утнасин В.К., Лисовец Е.К.).
  9. А.с.1430925 СССР, МКИ G 01 V 1/40, 1988, Многоприборный ориентируемый скважинный зонд (соавторы Воробьев В.Ф., Слуквенко А.Н.).
  10. А.с.1484111 СССР, МКИ G 01 V 1/00, 1989, Способ изучения геологического разреза печатная (соавторы Урупов А.К., Богоявленский В.И., Филин С.А., Мерклин Л.Р.).
  11. А.с.1503431 СССР, МКИ F 16 F 1/00, 1989, Устройство для заневоливания пружин (соавторы Слуквенко А.Д., Гагельганц А.А., Воробьев В.Ф.).
  12. А.с.1562873 СССР, МКИ G 01 V 1/16, 1990, Преобразователь трехкомпонентного электродинамического сейсмоприемника (соавторы Слуквенко А.Н., Гагельганц А.А.).
  13. А.с.1603327 СССР, МКИ G 01 V 1/40, 1990, Способ определения аномально высокого пластового давления (соавторы Стрельченко В.В., Федоровский Ю.Ф., Касимов А.Н., Кораблинов В.Е., Слуквенко А.Н.).
  14. А.с.1651259 СССР, МКИ G 01 V 1/40, 1991, Многоприборный трехкомпонентный ориентируемый зонд (соавторы Слуквенко А.Н., Воробьев В.Ф., Гагельганц А.А.).
  15. А.с. 1818991 МКИ G 01/00, 1993, Способ сейсмической разведки (соавторы Богоявленский В.И., Филин С.А.).

ОГЛАВЛЕНИЕ                                     стр.

Общая характеристика работы………………………………………………………….....3

  1. Состояние отечественных исследований ВСП в морских скважинах

на рубеже XXI века………………………...…………………………………………..…..9

    1. Организация и технико-методическое обеспечение метода.…………........….9
    2. Прогресс метода ВСП при решении геологических задач…………………....13

2. Развитие методических основ метода ПМ ВСП……………………………………...16

       2.1. О выделении волн в ПМ ВСП и построении временных разрезов…………...17

               2.1.1.Способ ПМ ВСП на уровенных профилях…………………….…….…….17

               2.1.2. Суммирование записей ПМ ВСП в общих точках приема и взрыв…….19

               2.1.3. Спрямление годографов волн разных типов…………………….………..23

               2.1.4. Способ построения отражающих границ по данным ВСП в

               сложнопостроенных средах……………………………………………………....25

       2.2. Определение скоростей VP и VS по наблюдениям ПМ ВСП        и ПМ ОГТ...26

               2.2.1. Определение скоростей VP и VS по вертикальным годографам

               отраженных и обменных волн…………………………………………………....26

               2.2.2. Определение VS по вертикальным годографам обменных

               отраженных и проходящих волн………………………………………………....29

               2.2.3. Определение скоростей VS по продольным и обменным

               отраженным волнам с использованием параметров поляризации…………......30

       2.3. Определение скоростей VP и VS при позиционных наблюдениях на море…...32

               2.3.1. Определение скоростей VS по наблюдениям ПМ ОГТ……………….......33

               2.3.2. Определение скоростей VP в сложнопостроенных средах…………...…..34

               2.3.3. Определение скоростей VP по данным ОГТ и РНП…………………........36

3. Разработка технологии работ поляризационным методом ВСП

в морских скважинах……………………………………………………………...……….37

       3.1. Методика и системы полевых наблюдений ПМ ВСП…………….…….……..37

       3.2. Разработка цифровой скважинной аппаратуры ПМ ВСП………………….….43

               3.2.1. Цифровая аппаратура «Вектор»…………………………………….……...43

               3.2.2. Цифровая вертикальная коса с датчиками давления…………...…….…..49

       3.3. Развитие методики цифровой обработки и интерпретации

       материалов ПМ ВСП………………………………………………………………….51

               3.3.1. Граф обработки материалов ПМ ВСП…………………………….......…..51

               3.3.2. Обработка многоуровенных наблюдений ПМ СОГ………………...........54

               3.3.3. Методика интерпретации и определения параметров волнового

               поля и изучаемой геологической среды…………………………………………56

4. Опыт применения поляризационного метода ВСП на акваториях………………….62

       4.1. Наблюдения ПМ ВСП на шельфе Арктических морей………………...…..…62

               4.1.1. Исследования ПМ ВСП на Мурманской площади……………...………..62

               4.1.2. Применение ПМ ВСП для повышения эффективности

               морской сейсморазведки на Северо-Кильденской площади…………......….....68

               4.1.3. Прогноз параметров залежи на Штокмановском

               газоконденсатном месторождении………………………………………...…..…72

               4.1.4. Влияние нефтяной залежи Варандей-море на параметры

               волнового поля……………………………………………………………….........77

       4.2. Результаты промысловой сейсмики на шельфе Охотского моря………….....82

       4.3. Поляризационные наблюдения ВСП в Азово-Черноморском бассейне….….87

               4.3.1. Наблюдения на вертикальных профилях в Черном море…...…………...87

               4.3.2. Скважинные и донные векторные наблюдения в Азовском море..…..…91

Заключение…………………………………...…………………………………………….96

Список научных публикаций соискателя………………………………………………...98


1 Переобработка профилей ОГТ выполнена А.Г. Курочкиным.

* При составлении этого раздела использован материал, предоставленный соискателем в монографию Е.И. Гальперина (1994).






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.