RU2150719C1 - Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения - Google Patents

Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения Download PDF

Info

Publication number
RU2150719C1
RU2150719C1 RU98124040A RU98124040A RU2150719C1 RU 2150719 C1 RU2150719 C1 RU 2150719C1 RU 98124040 A RU98124040 A RU 98124040A RU 98124040 A RU98124040 A RU 98124040A RU 2150719 C1 RU2150719 C1 RU 2150719C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
field
response
geophones
values
hypocenter
Prior art date
Application number
RU98124040A
Other languages
English (en)
Inventor
С.Л. Арутюнов
В.Ф. Давыдов
И.А. Мещерякова
В.И. Запруднов
Ю.В. Сиротинский
Original Assignee
Московский государственный университет леса
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Московский государственный университет леса filed Critical Московский государственный университет леса
Priority to RU98124040A priority Critical patent/RU2150719C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2150719C1 publication Critical patent/RU2150719C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Использование: геология, при разведке нефтегазовых месторождений. Сущность изобретения: углеводородное вещество возбуждают внешним виброполем и регистрируют спектр сигнала собственного отклика месторождения группой из двух трехкомпонентных сейсмоприемников, оси чувствительности одноименных компонент которых взаимно параллельны. Сейсмоприемники размещены на измерительной базе, кратной размерами средней длине волны отклика. Вычисляют значения автокорреляционных функций сигнала отклика по каждой из компонент. Гипоцентр месторождения отождествляют с точкой пересечения в пространстве двух радиус-векторов, направляющие косинусов которых рассчитываются как квадратный корень из отношения значения автокорреляционной функции в нуле по соответствующей координате к сумме их значений в нуле для данного сейсмоприемника. Технический результат: расширение функциональных возможностей и повышение точности. 4 ил.

Description

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано при разведке нефтегазовых месторождений.
В настоящее время основной метод разведки нефтегазовых месторождений базируется на анализе отраженных волн, возникающих на границах раздела сред.
Известен стандартный метод обнаружения аномалий и их профилирования с использованием общей глубинной точки (ОГТ) (см., например, Уотерс К. Метод отраженных волн как инструмент для поиска нефти и газа, в книге "Отражательная сейсмология", перевод с англ. - М.: Мир, 1981, с. 162-167, рис. 5.5 - аналог). Он состоит в получении большого числа сейсмических записей (трасс), расположенных вертикально, каждая из которых несет информацию об изменении интенсивности приходящих колебаний. Для получения контура месторождения (аномалии) используют двумерное наблюдение по методу ОГТ.
Недостатками метода являются: необходимость использования большого числа групп приемников; большой объем выполняемых измерений.
Известен метод повышения угловой разрешенности путем группирования сейсмоприемников (см., например, Уотерс К. "Отражательная сейсмология", с. 93, рис. 3.20 - аналог). Недостатком аналога является необходимость обеспечения постоянства амплитуды волны для всех сейсмоприемников в группе на базе их размещения.
Ближайшим по технической сущности аналогом является "Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений" (патент РФ N 2045079, G 01 V 1/00, 1995 - ближайший аналог).
В способе ближайшего аналога осуществляют возбуждение сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне 1 - 20 Гц, регистрацию трехкомпонентным приемником спектра собственного отклика нефтегазового месторождения и последующее сравнение сигнала отклика с сейсмическим фоном.
Недостатками ближайшего аналога являются:
- функциональная ограниченность по выделяемым параметрам;
- неопределенность местоположения центра обнаруженного месторождения.
Задача, решаемая заявленным способом, заключается в определении гипоцентра месторождения путем выбора технологии полевых измерений и расчета дополнительных параметров сигнала отклика месторождения на внешнее виброполе накачки.
Поставленная задача решается тем, что в способе определения гипоцентра нефтегазового месторождения, включающего возбуждение углеводородного вещества внешним виброполем, регистрацию спектра сигнала собственного отклика месторождения трехкомпонентным сейсмоприемником, дополнительно размещают группу из двух сейсмоприемников, оси чувствительности одноименных компонент которых взаимно параллельны, на измерительной базе, кратной размерами длине волны отклика, вычисляют значения автокорреляционных функций сигнала отклика по каждой из компонент Bx(τ), By(τ), Bz(τ), а гипоцентр месторождения отождествляют с точкой пересечения в пространстве двух радиус-векторов, направляющие косинусов которых (cosα, cosβ, cosγ) рассчитывают как корень квадратный из отношения значения автокорреляционных функций в нуле по соответствующей координате Bi(τ=0) к сумме их значений в нуле BΣ(τ=0) = Bx(τ=0)+By(τ=0)+Bz(τ=0) для данного сейсмоприемника.
Сопоставительный анализ заявленного технического решения с ближайшим аналогом показывает, что заявляемый способ отличается от известного введением новых технологических операций, обеспечивающих достижение свойств, закономерности которых проявились в заявленном объекте впервые.
Среди новых закономерностей такие, как взаимосвязь линии положения с радиусом-вектором переноса энергии в пространстве сферической волной, взаимосвязь направляющих косинусов радиус-вектора с квадратным корнем из отношения автокорреляционных функций. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень".
Техническая сущность изобретения заключается в следующем. Для определения местоположения излучающего объекта наибольшее распространение получил угломерный метод. Он заключается в определении углового (α,β,γ) направления на объект с двух, разнесенных в пространстве точек. Тогда местоположение объекта находится как точка пересечения двух линий положения (радиус-векторов) (см. , например, "Теоретические основы радиолокации", под редакцией Дулевича В.Е. - М.: Сов. радио, 1964, с. 15-16). Известно также, что положение вектора в пространстве полностью определяется косинус-направляющими, для которых справедливо соотношение:
cos2α+cos2β+cos2γ = 1
(см. , например, Корн Г., Корн Т. "Справочник по математике для научных работников и инженеров", перевод с англ., раздел "Аналитическая геометрия", с. 73-74).
При использовании трехкомпонентных сейсмоприемников, регистрирующих спектры сигнала отклика по каждой компоненте, математическими процедурами вычисляются косинус-направляющие векторов относительно осей чувствительности сейсмоприемников. За радиус-вектор направления принимается вектор, перпендикулярный в каждой точке фазовому фронту волны. Поскольку спектр сигнала отклика узкополосный, а трасса распространения упругих волн является для узкого спектра средой не диспергирующей, то групповая скорость распространения сигнала отклика совпадает с фазовой. Известно, что энергия сигнала переносится с групповой скоростью, следовательно, вектор групповой скорости также перпендикулярен фазовому фронту волны в любой точке пространства.
При равенстве νгр = νф проекции радиус-вектора переноса энергий упругой волной отклика на оси чувствительности сейсмоприемников несут информацию о положении радиус-вектора в пространстве, а следовательно, и о центре источника сферических волн.
Для нахождения проекций вектора энергии на оси чувствительности, вычисляют автокорреляционные функции сигнала отклика по каждой компоненте. По определению (см., например, Заездный А.М. "Основы расчетов по статистической радиотехнике", М. , Связьиздат, 1969, с. 93) автокорреляционная функция процесса B(τ), связана с его энергетическим спектром S(F) обратным преобразованием Фурье
B(τ) = S(F)•exp(+j2πFτ)dF.
В свою очередь, энергетический спектр сигнала S(F) связан с его амплитудным спектром A(jω) соотношением
Figure 00000002

где А, Б - интервал определения функции A(jω). По зарегистрированным амплитудно-частотным характеристикам компонент |A(jω)| вычисляют их автокорреляционные функции. По определению (см., там же, с. 86, рис. 7.4) значение автокорреляционной функции в нуле B(τ=0) есть средняя мощность процесса.
Из аналитической геометрии известно, что длина вектора находится как корень квадратный из суммы квадратов его проекций:
Figure 00000003

Применительно к рассматриваемому случаю результирующая мощность процесса BΣ(τ=0) равна сумме мощностей составляющих компонент, то есть справедливо соотношение
BΣ(τ=0) = Bx(τ=0)+By(τ=0)+Bz(τ=0).
Поскольку амплитуды сигнала отклика A(jω) возводились в квадрат при вычислении S(F), последнее выражение тождественно выражению
Figure 00000004

Таким образом, косинус-направляющие векторов вычисляются по соотношениям:
Figure 00000005

Месторождение углеводородов представляет собой протяженный объект, который может быть представлен системой излучающих точек. Последнее приводит к искажению фазового фронта волны. Ошибка определения линейного отклонения кажущегося положения объекта от его центра (ΔD) при конечных размерах объекта будет минимальна, если измерения осуществлять на базе, кратной размерами длине волны излучателя (см., например, "Теоретические основы радиолокации", под редакцией Дулевича В. Е. - М.: Сов. радио, 1964, с. 409, рис. 8.7). Точность местоопределения (ΔD) при угломерном методе пеленгации зависит также от угла пересечения радиус-векторов (φ) и от соотношения длины измерительной базы (b) и дальности до объекта (R). Наибольшая точность достигается, когда объект расположен на нормали к базовой линии (см., там же, с. 506-507).
Figure 00000006

где ΔV - погрешность определения информативного сигнала.
Таким образом, оптимальная технология полевых работ по определению гипоцентра месторождения осуществляется в следующей последовательности. В пункте наблюдения на профиле, вынесенном и закрепленном на местности топографом, выставляется два сейсмоприемника на расстоянии ±λ/2 от точки наблюдения. Сейсмоприемники устанавливаются заглубленными (h ≈ 0,5 м) соосно друг другу, с ориентацией соответствующим образом по сторонам света. С целью снижения никзочастотного поверхностного шума каждое углубление с сейсмоприемником закрывается крышкой. В установившемся режиме релаксационных колебаний (режим непрерывного возбуждения углеводородного вещества внешним сейсмовибратором) осуществляют регистрацию спектров сигнала отклика по всем компонентам сейсмоприемников. Проводят вычислительные процедуры по вышеперечисленным операциям способа и осуществляют первичный расчет координат гипоцентра. По первичным данным расчета находят траверзу месторождения. Затем осуществляют доворот базы до нормали к источнику, перенося один из сейсмоприемников в новую точку на угол доворота базы (ψ).
Осуществляют повторное измерение по перечисленным процедурам. Вычисленную точку пересечения радиус-векторов при повторном измерении отождествляют с гипоцентром месторождения. При больших размерах месторождения целесообразно проводить засечку гипоцентра с нескольких траверз, располагаемых веерообразно относительно кажущегося центра.
Пример осуществления способа.
Заявляемый способ может быть реализован по схеме фиг. 1. Функциональная схема устройства фиг. 1 содержит: источник внешнего, поверхностного возбуждения 1, обеспечивающий накачку углеводородного вещества 2, подвижный пункт регистрации 3 данных от сейсмоприемников 4, размещенных на базе 5 и траверзе 6 и соединенных с пунктом регистрации 3 электроразведочными кабелями 7.
Подвижный пункт регистрации 3 содержит канальный коммутатор 8, программируемую схему выборки 9, блок программных фильтров 10, усилитель 11. Синхронизацию работы элементов подвижного пункта регистрации осуществляют посредством ПЭВМ 12 в составе процессора-вычислителя 13, оперативного запоминающего устройства (ОЗУ) 14, винчестера 15, клавиатуры 16, дисплея 17, принтера 18, устройства ввода 19.
Режим измерений и оценку параметров осуществляют в следующей последовательности. На ПЭВМ 12 формируется программа спроса сейсмоприемников-датчиков 4 и программа управления фильтров 10. Скомпонованная программа пересылается в программируемую схему выборки измерений 9. Программа содержит параметры: длительность канального интервала измерений, последовательность подключения выходов соответствующих компонент, параметры оптимальной фильтрации сигнала блоком программируемых фильтров 10. Программируемая схема выборки измерений 9 управляет работой канального коммутатора 8 и блока программируемых фильтров 10. Канальный коммутатор обеспечивает заданную последовательность подключения трехкомпонентных выходов сейсмоприемников к тракту регистрации спектра сигнала отклика в составе блока программируемых фильтров 10, усилителя 11 и ОЗУ 14. Зарегистрированные спектры сигнала отклика распечатываются на принтере 18 и отображаются на дисплее 17. Вид зарегистрированных спектров сигнала отклика иллюстрируется на фиг. 2. По зарегистрированным амплитудно-частотным характеристикам (АЧХ) откликов рассчитываются их автокорреляционные функции. Процедура вычисления энергетического спектра S(F) по зарегистрированным АЧХ состоит в следующем.
Зарегистрированные АЧХ устройством ввода 19 (сканером) оцифровываются в стандартной шкале по амплитуде с шагом квантования 1/128. Затем оцифрованные значения амплитуды возводятся в квадрат и нормируются относительно максимума. Вычисленные значения энергетических спектров (распечатка с ПЭВМ) представлены графиками на фиг. 3.
Программный расчет обратного Фурье-преобразования для вычисления автокорреляционных B(τ) функций по их энергетическим спектрам S(F) входят в комплект специального программного обеспечения (см., например, МАТН CAD. 6.0. PLUS, издание 2е стереотипное, М., Информат. издат. Дом Филинь, 1997, с. 441), которое предварительно записывается на винчестер (15).
Полученные программным расчетом на ПЭВМ автокорреляционные функции B(τ) по реализациям АЧХ одного сейсмоприемника фиг. 2, фиг. 3 представлены на фиг. 4.
Как следует из графика на фиг. 4 значения автокорреляционных функций в нуле по компонентам составляют
Figure 00000007

Значения направляющих косинусов
Figure 00000008

Вычисленные углы определяют положение радиус-вектора в пространстве для первого октанта, системы координат, совпадающей с точкой пересечения осей чувствительности сейсмоприемника. Направление на источник излучения находится как продолжение направления радиус-вектора для 7 октанта.
Все элементы функциональной схемы на фиг. 1 могут быть реализованы на существующей элементной базе. Трехкомпонентные сейсмоприемники представляют собой промышленную разработку по патенту РФ N 2.055.352, 1996 г. Линейность частотной характеристики 0,1 - 100,0 Гц, быстродействие 100 мс. Источники внешнего сейсмического возбуждения - серийные вибраторы типа СВ-5/150, СВ-10/100. Подвижный пункт регистрации данных, серийная вахтовка системы "Анчар", размещенная на вездеходе типа "Джип", "Нива", электроразведочные кабели (КС) 4-жильные. ПЭВМ типа IBM PC 486/487. Канальный коммутатор 8, программируемая схема выборки 9 могут быть выполнены на стандартной интегральной плате типа ЛА-20, совместимой с платами-контроллерами IBM PC/AT (см. , например, Якубовский и др. "Цифровые и аналоговые интегральные микросхемы". Справочник. - М.: Радио и связь, 1990).
Режим измерений спектра сигнала отклика, включающий элементы 10, 11, реализуется по схеме (см., например, Отчет по НИР N A-3194 "О результатах опытно-методических работ по разработке теоретических основ, аппаратуры, технологии применения программных средств обработки и методики интерпритации данных низкочастотной акустической разведки (АНЧАР)", Оренбурггеологком, г. Оренбург, 1996). Устройство ввода 19 - типа сканера "Panasonik".

Claims (1)

  1. Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения, включающий возбуждение углеводородного вещества внешним виброполем, регистрацию спектра сигнала собственного отклика месторождения двумя трехкомпонентными сейсмоприемниками, оси чувствительности одноименных компонент которых взаимно параллельны, отличающийся тем, что сейсмоприемники размещают на измерительной базе, кратной размерами средней длине волны отклика, вычисляют значения автокорреляционных функций сигнала отклика по каждой из компонент Bx(τ), By(τ), Bz(τ), а гипоцентр месторождения отождествляют с точкой пересечения в пространстве двух радиус-векторов, направляющие косинусов которых (cosα, cosβ, cosγ) рассчитываются как корень квадратный из отношения значения автокорреляционной функции в нуле по соответствующей координате Bi(τ=0) к сумме их значений в нуле BΣ(τ=0) = Bx(τ=0)+By(τ=0)+Bz(τ=0) для данного сейсмоприемника.
RU98124040A 1998-12-30 1998-12-30 Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения RU2150719C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU98124040A RU2150719C1 (ru) 1998-12-30 1998-12-30 Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU98124040A RU2150719C1 (ru) 1998-12-30 1998-12-30 Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2150719C1 true RU2150719C1 (ru) 2000-06-10

Family

ID=20214218

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU98124040A RU2150719C1 (ru) 1998-12-30 1998-12-30 Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2150719C1 (ru)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Won et al. GEM-2: A new multifrequency electromagnetic sensor
CA1157934A (en) Determination of far fields signatures, for instance of seismic sources
US4094304A (en) Method and apparatus for measurement of acoustic impedance transitions in media such as human bodies
US5406530A (en) Pseudo-random binary sequence measurement method
EA025019B1 (ru) Система и способ для создания трехмерных изображений нелинейных акустических свойств в области, удаленной от буровой скважины
JP2000512385A (ja) 伝搬する波動場のサンプリング及び復元
US4168484A (en) Method of and apparatus for radiant energy measurement of impedance transitions in media, for identification and related purposes
Trabattoni et al. Orienting and locating ocean-bottom seismometers from ship noise analysis
EP0714519B1 (en) Entropy based signal transmission, reception and signal analysis method and apparatus
JPS6324183A (ja) 波形を合成する方法及び装置
RU2436130C2 (ru) Способ и система радиолокационного зондирования земных недр
RU2045079C1 (ru) Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений
Sullivan et al. Prestack Kirchhoff inversion of common-offset data
RU2150719C1 (ru) Способ определения гипоцентра нефтегазового месторождения
US3662389A (en) Determination of far field antenna patterns using fresnel probe measurements
US3484740A (en) Producing acoustic holograms
US3588802A (en) Wave energy source location by amplitude and phase measurement
Robb et al. Measurement of the in situ compressional wave properties of marine sediments
Knobles et al. A time series analysis of sound propagation in a strongly multipath shallow water environment with an adiabatic normal mode approach
RU2304289C1 (ru) Способ восстановления радиолокационных изображений объектов со стационарным центром вращения
Li et al. A high-precision method for extracting polarization angle under the condition of subsurface wavefield aliasing
US4140991A (en) Underwater displacement probe
Wang et al. Responses of dipole-source reflected shear waves in acoustically slow formations
CN114721044B (zh) 一种多频率接收函数和振幅比联合反演地壳结构的方法及系统
RU2211461C2 (ru) Способ синтеза радиолокационного изображения и устройство для его осуществления