Способ прямых поисков нефти

2 Изобретение ОТНОСИТСЯ К геофизическим методам ПОИСКОВ И разведки ПОЛСЗ ных ископаемых, в частности к прямым поискам нефти.В настоящий момент известно несколько способов, методов и систем оценки нефтеперспективности отложений по результатам наземных сейсмических наблюдений. Например АСОМ-ВП, СУДИН, НС и т.д. Эти методы основаны на изучении динамических спектральных, статистических и кинематических параметров сейсмических волн. Но, несмотря на широкий диапазон используемых параметров, достоверность прогнозов остается низкой особенно в районах со сложной геологией.Основными причинами низкой эффективности поисково-разведочнь 1 х работ на нефть являются1. Отсутствие среди используемых параметров сейсмических волн универсальных параметров, позволяющих выделять залежи углеводородов (УВ) в любых сейСМОГВОЛОГИЧВСКИХ УСЛОВИЯХ.2. Отсутствие прямой физической связи между используемыми параметрами сейсмических волн и залежами УВ.3. Повышенные требования к качеству исходных материалов, большие материальные и интеллектуальные затраты при получении информативных параметров.Наиболее близким по своей сущности к патентуемому способу является способ прямых поисков залежей нефти и газа (авторы К-А.А.Мустафаев,А.К.Новрузов и А.М.Рашидов. Авторское свидетельство Мг 1471865 кл. (3 01 У 1/00, 1986 г. и авторское свидетельство М 1419342, кл. Ст 01 171/00, 1986 г.).Этот способ включает возбуждение сейсмических волн из трех основных пунктов возбуждения, расположенных на прямой, параллельной поперечному профилю на расстоянии в друг от друга, регистрацию преломленных волн сейсмоприемниками, расположенными на поперечном профиле с расположением А Х друг от друга, на расстоянии от пунктов возбуждения, превышающих радиус отстрела Ко, построение графиков амплитуд преломленных волн и определение контурных точек и глубины залежи по пересечению лучей, соединяющих пункты возбуждения с соответствующими крайними точками минимумов графиков амплитуд с последующим заданием дополнительных пунктов возбуждения в точках пересечения прямых, параллельных поперечному профилю.В этом способе для поиска залежей нефти и газа используются минимумы ам ПЛИТуД ССЙСМИЧЗСКИХ ВОЛН. Уменьшение ИЛИ УВПИЧСНИС амплитуд В ЗНЗЧИТЗЛЬНОЙ3 мере зависит ОТ состава И СТрОСНИЯ ОТЛОЖСНИЙ, ЧТО не ПОЗВОЛЯСТ использовать ПО нижения амплитуд сейсмических волн как надежный признак наличия в разрезе скоплений нефти и газа.Задача изобретения - разработка способа прямых поисков нефти, позволяющего по данным наземных сейсмических наблюдений получать более достоверную информацию о скоплениях нефти.Требуемый технический результат достигается тем, что возбуждаемые сферические сейсмические волны принимают и регистрируют на равноудаленных от пунктов возбуждения (ПВ) участках. При этом максимальное расстояние источник-приемник Хмакс должно быть больше половины глубины залегания самого нижнего изучаемого горизонта, а минимальное расстояние источник-приемник Хш не должно превышать 0,1 Хмт. Длина каждого отдельного участка приема не должна быть меньше 0,1 от глубины залегания самого нижнего изучаемого горизонта, но не быть больше 3/4 от Хмж. уПосле приема и регистрации сейсмических волн на сейсмических записях посредством обработки на ЭВМ выделяют отраженные волны и в виде последовательностей прихода отраженных волн к пунктам приема формируют годографы отраженных волн годографы общего пункта приема (ОПП) годографы общего пункта возбуждения (ОПВ) и годографы общей центральной точки или как их принято называть годографы общей глубинной точки (ОГТ).Затем по разноудаленным участкам годографов отраженных волн (ОГТ) расчитывают эффективные скорости и по понижению эффективных скоростей,расчитанных по ближним к ПВ участкам годографов ОГ Т с одновременным увеличением эффективных скоростей с увеличением расстояния источник-приемник выделяют в геологическом пространстве нефтенасыщенные зоны.Техническая сущность способа прямых поисков нефти заключается в возбуждении сейсмических волн их приеме и регистрации.Возбуждение сейсмических волн осуществляют посредством накладных взрывов или взрывов в скважинах, а так же с использованием невзрывных источников сейсмических волн.Прием сейсмических волн осуществляют с помощью электродинамических или пьезоэлектрических сейсмоприемников, преобразующих колебания почвы в электрические сигналы.Регистрацию сейсмических волн после их преобразования в электрическиесигналы осуществляют с помощью аналоговых или цифровых сейсмостанций, где3451 4 сейсмическая информация записывается на полевые магнитные ленты (ПМЛ).Число сейсмических каналов в сейсмостанциях, используемых в нефтяной геофизике изменяется от 24 до 240 и более, что позволяет рассредоточить пункты приема по площади или вдоль профиля и зафиксировать на ПМЛ сейсмическую информацию от одного физического воздействия на среду в разных точках на дневной поверхности.Связь между приемниками и регистрирующей аппаратурой осуществляют с помощью радиоволн или электропроводной связи. Для синхронизации источников сейсмических волн с регистрирующей аппаратурой так же используют радиоволны или электросвязью.Информацию, записанную на ПМЛ передают по телеметрической связи или посредством транспортировки ПМЛ на вычислительные центры, ориентированные на обработку данных сейсморазведки. На этих вычислительных центрах формат полевых сейсмических записей преобразуют в формат обрабатывающей ЭВМ,расчитывают геометрию наблюдений с использованием данных о полевых наблюдениях определяют расстояния источник-приемник, расчитывают пространственные координаты пунктов приема, пунктов возбуждения и общих глубинных точек и трассам присваивают соответствующие символы (номер пункта возбуждения, номер пункта приема, порядковый номер точек ОГТ, номер профиля, номер линии возбуждения, номер линии приема, истинное расстояние источникприемник и т.д.). Затем осуществляют сортировку сейсмических трасс, с целью формирования годографов общей глубинной точки (ОГТ). Далее вводят поправки на рельеф дневной поверхности (статические поправки), осуществляют амплитудно-частотная фильтрация и корректируют интенсивность сейсмических сигналов вдоль трасс и от трассы к трассе. Затем осуществляют определение кинематических поправок, обеспечивающих спрямление годографов ОГТ так, чтобы после горизонтального суммирования в пределах каждого отдельного годографа ОГТ (суммирование по ОГТ) было обеспечено максимально возможное отношение сигнал/помеха на суммотрассах. После определения и ввода кинематических поправок осуществляют суммирование по ОГТ. Полученные суммотрассы ОГ Т в своей совокупности представляют временной разрез (ВР), где в случае оптимальное подобранных параметрах возбуждения, приема и регистрации сейсмических волн, а так же при оптимальной амплитудно-частотной фильтрации и достаточно точном определении и введении статических и кинематических поправок просле живаются ССЙСМИЧССКИС ГОРИЗОНТЫ.5 Дальнейшая обработка заключается в коррекции статических и кинетическихпоправок, в обратной или корректирующей фильтрации. После максимально возможного улучшения соотношения сигнал/помеха на уровне исходных трасс (до суммирования по ОГТ) формируют базовые магнитные ленты, используемые для решения задач прогнозирования геологического разреза (ПГР). После суммирования по ОГТ осуществляют миграцию (преобразование временных разрезов с учетом сейсмического сноса) и когерентную фильтрацию.В результате получают два типа временных разрезов до миграции и после миграции. По этим временным разрезам или с использованием одного из них в соответствии с преобразованием Гильберта расчитывают динамические параметры осуществляют спектрально-временной анализ производят расчет амплитудночастотных спектров вдоль сейсмических горизонтов с использованием процедуры быстрого преобразования Фурье и т.д. Кроме того, непосредственно по временным разрезам прослеживают поверхности несогласия и осуществляют сейсмостратиграфический анализ, с целью восстановления последовательности и условий осадконакопления.Полученную информацию привязывают к данным бурения, если они есть, и с учетом данных других геофизических методов (магниторазведки, гравиразведки и электроразведки), а так же с учетом результатов геохимических исследований формируют представление о геологическом строении территории исследований.В отличии от известных способов прямых поисков нефти в патентуемом способе возбуждение и прием сейсмических волн осуществляют с использованием точечных источников и приемников сейсмических волн или с использованием групп источников и приемников, рассредоточенных на коротких продольных базах, не превышающих 0,1 глубины залегания самого верхнего изучаемого горизонта, что обусловлено обязательным условием сферичности используемых при прямых поисках нефти сейсмических волн. Прием и регистрация сейсмических волн при этом осуществляют на разноудаленных от пунктов возбуждения участках, размерами не меньше 0,1 от глубины залегания самого нижнего изучаемого сейсмического горизонта, но не больше 3/4 от максимального расстояния источник-приемник. При этом максимальное расстояние источник-приемник должно быть больше половины глубины залегания самого нижнего изучаемого сейсмического горизонта, а минимальное расстояние источник-приемник не должно превышать десятую частьМЗКСИМЗЛЬНОГО удаления ИСТОЧНИК-ПРИЕМНИК, ЧТО ВЫЗВЗНО НСОбХОДИМОСТЬЮ ОбСС