Качество сейсмических работ полностью зависит от качества получаемого полевого материала, качества обработки и качества геологической

Сейсморазведка является геофизическим методом исследования земной коры, основанном на изучении качественных и, особенно, количественных закономерностей  процесса распространения в толще  горных пород упругих (сейсмических) волн, создаваемых искусственным  путем. При взаимодействии этих волн с геологическими неоднородностями и границами возникают вторичные волны различной физической природы (отраженные, дифрагированные и др.), которые могут быть зарегистрированы на поверхности земли и которые являются главным источником информации в сейсморазведке для получения сведений о геометрических параметрах и физических свойствах изучаемой геологической среды [1]. В настоящее время поиски и разведка новых месторождений нефти и газа в КГФЭ «Крымгеофизика» ведутся на базе широкого использования сейсмического метода разведки - методом общей глубинной точки - МОГТ-2D.

Метод (способ) общей глубинной  точки (МОГТ) - модификация МОВ, основанная на системе многократных перекрытий и отличающаяся суммированием (накапливанием) отражений от общих участков границы при различных расположениях источников и приемников. Метод ОГТ базируется на допущении о коррелируемости волн, возбужденных удаленными на разное расстояние источниками, но отразившимися от общего участка границы. Неминуемые различия спектров разных источников и погрешности во временах при суммировании требуют понижения спектров разных источников и погрешности во временах при суммировании требуют понижения спектров полезных сигналов. Основное преимущество метода ОГТ состоит в возможности усиления однократно отраженных волн путем уравнивания времен отражений от общих глубинных точек и их суммирования. Специфические особенности метода ОГТ определяются свойствами направленности при суммировании, избыточностью данных и статистическим эффектом. Они наиболее успешно реализуются при цифровой регистрации и обработке первичных данных.

 

Средства  регистрации должны обладать высокой  чувствительностью, разрешающей способностью и обеспечивать регулируемое усиление сигналов в широком динамическом диапазоне, их селекцию по частотным признакам и по направлению прихода волн.

Изучение  сейсмического поля и выделение  полезных сигналов обеспечивается одновременной регистрацией волн во многих пунктах по профилю или по площади; поэтому аппаратура должна быть многоканальной с высокой степенью идентичности каналов.

Регистрирующая система  включает сейсмоприемники, усилители  и магнитные регистраторы, а также комплекс устройств, выполняющих функции преобразования сигналов, управления и контроля. Совокупность последовательно соединенных устройств (сейсмоприемник — кабель — усилитель с фильтрами и преобразователями сигналов — магнитная головка) регистрации сигналов в одной точке наблюдений называется сейсмическим (сейсмозаписывающим) каналом.

Цифровая система «Прогресс-3» — 48-канальная аппаратура с цифровым накопителем и коррелятором — предназначена для серийного промышленного производства для работы вибросейсмическим методом, снабженная необходимыми системами управления возбуждением и связи с источниками.

 

Основная задача организации  и планирования состоит в создании условий производства, при которых за счет наиболее эффективного использования современных достижений науки и техники, а также применения оптимальных форм и способов труда получают наиболее достоверные геологические результаты при наименьших затратах времени и средств.

Постоянное совершенствование  методики полевых работ, аппаратуры для регистрации и обработки  данных, а также способов интерпретации  предъявляет повышенные требования к их организации.

Прямые поиски залежей нефти и газа проводят с целью поисков и детализации геофизических аномалий, обусловленных скоплениями углеводородов и их ореолами, т. е. аномалий типа залежей (АТЗ).

Применение сейсморазведки для прямых поисков залежей нефти  и газа основано на различии по акустическим свойствам газонасыщенных коллекторов и водонасыщенных, вмещающих пород. Сама залежь представляет собой сложную неоднородность, имеющую определенные свойства. Диагене- тические изменения пород чаще всего происходят на контактах газ—вода и нефть—вода. Ввиду миграции углеводородов из области залежи образуется ее ореол, распространяющийся на сотни метров, а при наличии дизъюнктивных нарушений — и на большие расстояния.

В настоящее время при  прогнозировании залежи используют следующие эффекты, происходящие в  результате действия ее на волновое поле: а) увеличение или уменьшение амплитуд, отраженных от залежей волн; б) ухудшение регулярности волн, проходящих через залежь, и изменение их формы и спектрального состава; в) понижение интервальных скоростей продольных волн в области залежи; г) повышение затухания энергии волн, проходящих через залежь; д) горизонтальная форма границ, построенный по отражениям от контактов газ—вода, нефть—вода; рассеяние отраженных волн от залежи и др.

Все перечисленные эффекты  в настоящее время определяются только по продольным, а иногда и  по обменным волнам. Большие дополнительные резервы заключаются в комплексироваиии сейсмических наблюдений на продольных и поперечных волнах. Это связано с тем, что скорости продольных волн уменьшаются в продуктивных, особенно газонасыщенных коллекторах (по сравнению с водонасыщенными), а скорости поперечных волн изменяются слабо; они даже несколько возрастают.

Качество  сейсмических  работ полностью  зависит от  качества получаемого полевого  материала, качества обработки  и качества геологической интерпретации.  Эти три составляющих определяют  геологическую эффективность сейсморазведочных  работ, выражающуюся в подтверждаемости бурением геофизических структурных карт, прогнозов зон развития коллекторов, продуктивности ловушек и т.д.

Качество  полевых сейсмических материалов определяется двумя количественными параметрами: соотношением сигнал /помеха и шириной  частотного спектра сейсмических волн.

 

        Решение   поставленных геологических задач   в большинстве нефте-газоперспективных регионах Узбекистана обеспечивается  при качестве сейсмических материалов, удовлетворяющих следующему  критерию:

 

        соотношение сигнал-помеха  на итоговом временном разрезе в целевом диапазоне времен должно быть не хуже   3 в полосе частот от 20 до 70 Гц при картировании геометрических  изучаемых горизонтов и не менее 10 при решении  более сложных задач (изучении риф, биогерм,  палеорусел, рапаносных зон, оценки продуктивности разреза), а также структурных элементов залегания (тектоническое нарушение, выклинивание, углы наклона и пр.).

 

       Соблюдение  перечисленных  требований к  качеству  может  быть обеспечено:

 

       - повышением  кратности наблюдений до 60 и более   при полевой  отработке сейсмопрофилей  2Д на поисковом этапе за счет  увеличения  канальности сейсмостанции до 240-360 и применения встречно-фланговых систем наблюдения с годографами, длиной не менее 1,5 – 2,0  глубин  наиболее глубокозалегающего  продуктивного горизонта;

 

       - уменьшение  шага  приема и возбуждения   при работах в условиях пересеченного рельефа дневной поверхности при одновременном увеличении кратности накопления  за счет использования многоканальных сейсмостанций с числом каналов не  менее 600;  

 

       - увеличением   плотности поисково-детальных профилей  на  сложнопос-троенных   и небольших по размерам  объектах за счет  применения продольно-непродольного профилирования одновременно на 3-5  линиях приема;

 

       - широким   применением   метода МОГТ-3Д,  сделав его обязательным  на поисково-детальном этапе при  изучении  сложно-построенных   и небольших по размерам  объектов;

 

       -  повышением  канальности  регистрационных систем в методе МОГТ-3Д до 3000-5000 активных каналов для обеспечения высокой кратности и помехозащищенности  при работах в культурной зоне;

 

       - применением   группирования мощных и сверхмощных   сейсмовиб-раторов с усилием до 30-40 кН  для   повышения глубинности сейсморазвед-ки для изучения глубокозалегающих границ в низах юры и в палеозойском комплексе;

 

       - оснащение  специальным  буровым оборудованием  и транспортными  средствами для работ в условиях  адырного и горного рельефа.         

 

        Приведенные   выше  пути повышения качества  полевых сейсмических материалов   положительно зарекомендовали себя  при работах в Узбекистане различными иностранными компаниями: «ПетроАльянс», «Сибнефтегеофизика», «Саратовнефтегеофизика» и другими.

 

        К  сожалению, при проведении работ  в прошлые годы ОАО «Узбекгеофизика» не могла реализовать в производственном порядке перечисленные выше мероприятия из-за отсутствия необходимого оборудования. В срочном  порядке провести техническое перевооружение сейсморазведки 2Д с заменой станции  «ПРОГРЕСС-1-3, 96» выпуска 80-90 годов прошлого столетия на более современные многоканальные телеметрические системы.

 

     7.  Увеличить  объемы  скважинных сейсмических  наблюдений  ВСП с применением  современных  скважинных цифровых  зондов, систем  реги-страции и обработки.

 

     8. Шире применять   комплексирование сейсморазведки  с другими геофизическими методами (многометодной электроразведкой  и  грави-магниторазведкой) на всех стадиях поиска  нефтегазовых месторождений.

 

     9. Проводить  постоянное  переоснащение стационарного и полевых геофизических центров программным и техническим обеспечением.

 

    10. Систематически  проводить  обмен опытом по  проведению  полевых наблюдений, обработке и  интерпретации  геофизических  данных с ведущими зарубежными   фирмами;  направлять туда  для  обучения  узбекских специа-листов.

 

Качество  обработки в  значительной степени  зависит от качества полевого материала  и оценивается как совокупная оценка этих двух этапов работ по тем  же двум показателям – прослеживаемость (сигнал/помеха -Ас/Ап) и временная разрешенность (ширина частотного спектра).

 

Качество  геологической  интерпретации аналогичным  образом  включает в себя качество двух предыдущих этапов, а также  зависит от обеспеченности эталонной  информацией, использования всех имеющихся  данных бурения, опыта предшествующих работ, выявленных ранее закономерностей.

 

Критерий  качества геологической  интерпретации  является также критерием эффективности  сейсморазведки в целом и определяется подтверждаемостью бурением прогнозных глубин структурных карт по изучаемым горизонтам и типов разреза (риф, биогерм, рапа, вероятная продуктивность), а также структурных элементов залегания (тектоническое нарушение, выклинивание, углы наклона и пр.).

 

За  счет  повышения  производительности  технических  средств,  совершенствования  организации  и  технологии  сбора  данных  и,  соответственно большей  информативности,  применение  сейсморазведки 3D экономически оправдано.

 Первое  применение  процесса  цифровой регистрации  сейсмической  информации  датируется 1958 годом, однако производственные  работы  с  цифровыми  сейсмическими станциями начались в 1965 году, а уже к 1975 году весь объем сейсмических исследований на нефть и газ на Западе стал осуществляться  в цифровом виде. В нашей стране этот переход  произошел  с  некоторым  опозданием. 

В настоящее время практически  все виды сейсмических исследований проводятся с цифровой регистрацией и последующей обработкой на ЭВМ.

Достаточно  долгое  время  количество каналов  при  регистрации  сейсмических  данных  ограничивалось  числом 24, затем  перешли на 48 каналов и далее на 96. Преимущество иметь при одном возбуждении большое число каналов очевидно в экономическом отношении, так как при проведении сейсмических  работ  большая  доля  затрат  пойдет  на организацию работ по возбуждению упругих колебаний. 

В  то  же  время,  кроме  чисто  экономических  преимуществ,  применение  многоканальной  регистрации  необходимо  и  для  решения  задач  по  повышению  геологической эффективности  сейсмической  разведки.  Гео-логическая  эффективность  любого  геофизического  метода  в  первую  очередь  связана  с увеличением  разрешающей способности . В сейсморазведке  разрешающая способность определяется наличием высокочастотных составляющих  в  регистрируемом  сигнале. Группирование  сейсмоприемников, являющиеся  общепринятым  способом  подавления ряда  помех , представляет  собой  низкочастотную  фильтрацию  значительно  ослабляющую  высокочастотную  часть  спектра  сейсмического сигнала.  Действие такой фильтрации  можно  избежать , не  снижая  преимуществ группирования , если  регистрировать сигнал  каждого сейсмоприемника в группе отдельно , а затем реализовать оптимальное группирование при обработке. Естественно , такой подход  требует значительного увеличения числа каналов регистрации.

Другой  задачей , требующей большого количества  каналов регистрации , является многоволновая сейсморазведка , когда нужно регистрировать все три компоненты сейсмического  поля . Это  относится  и  к  прямой оценке нефтегазоносности  по сейсмическим данным.

Наконец , трехмерная сейсморазведка ( 3 D ) , занимающая  в настоящее время ведущие позиции,  практически не  может быть реализована без применения многоканальных и сверхмногоканальных  сейсморегистрирующих систем.   .