RU2199767C1

RU2199767C1 - Способ скважинной сейсморазведки

Info

Publication number: RU2199767C1
Application number: RU2001131688/28A
Authority: RU
Inventors: Г.В. Волков; С.Б. Горшкалев; В.В. Карстен; К.А. Лебедев; В.А. Куликов
Original assignee: Институт геофизики СО РАН
Priority date: 2001-11-23
Filing date: 2001-11-23
Publication date: 2003-02-27

Abstract

Использование: при поиске и разведке месторождений полезных ископаемых. Сущность: последовательно возбуждают колебания стационарно расположенными парными источниками. Проводят направленный прием и регистрацию полного сейсмического волнового поля, включая и отраженные волны, группой ортогональных сейсмоприемников, расположенных в наблюдательной скважине. Выделяют направления, содержащие максимальные и минимальные амплитуды обменных поперечных волн. Вычисляют коэффициенты анизотропии. Координаты размещения источников в окрестности скважины задают произвольно. Расчет направлений, содержащих максимальные и минимальные амплитуды обменных поперечных волн, начинают дополнительной процедурой введения уравнивающих коэффициентов за расхождение времен регистрации продольных волн на границах обмена и амплитудную неидентичность. Технический результат: повышение эффективности и снижение стоимости работ. 1 з.п.ф-лы, 7 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к области геофизических исследований строения земной коры во внутренних точках и может найти применение при поиске и разведке месторождений полезных ископаемых методами многоволновой сейсморазведки.

Известен способ скважинной сейсморазведки, основанный на последовательном возбуждении колебаний из равноудаленных от наблюдательной скважины наземных источников, направленном приеме проходящих волн скважинными сейсмоприемниками, расположенными в подстилающей преломляющую границу толще, пересчетом сейсмозаписей на преломляющую границу путем обращенного продолжения волнового поля, при этом, группа источников размещается на поверхности вдоль линии с полуволновым шагом между ними, длина которой не более удвоенной глубины залегания целевой границы, а возбуждение источниками упругих волн проводят через равные промежутки времени для образования фронта прямой суммарной волны, падающей на границу под углом 45^o, а в наблюдательной скважине дополнительно осуществляют запись этой прямой волны сейсмоприемниками, расположенными в покрывающей границу толще, нормируют записи проходящей волны на амплитуду этой прямой волны, определяют коэффициент прохождения и значения относительной плотности на заданном участке границы, исходя из соотношения

где ρ₁ и ρ₂ - плотности пород, соответственно покрывающей и подстилающей толщ перемещают линейную группу в соседние позиции с шагом, кратным шагу размещения источников в группе в пределах участка профиля, размеры которого не превышают величины 3Н, а о свойствах преломляющей границы судят по изменениям относительной плотности [1].

Недостатком указанного способа является то, что для его практического осуществления необходимо иметь протяженные участки местности с абсолютно идентичными условиями верхней части разреза (ВЧР) на всем линейном участке расположения источников возбуждения в пределах удвоенной глубины до целевой границы. При залегании этой границы на глубине 1000 м длина линейного участка должна быть порядка 1000-1500 м. Известно, что строение ВЧР таково, что может обеспечить регистрацию прямой волны в покрывающей толще только в самых редких случаях, соответствующих наличию однородной и изотропной среды, и, как следствие, формирование фронта суммарной проходящей волны под углом 45^o к целевой поверхности границы по этой причине вообще проблематично.

Известен поляризационный метод скважинной сейсморазведки, основанный на последовательном возбуждении сейсмических волн источниками со взаимно ортогональными направлениями горизонтально действующих сил, расположенных на парных линейных профилях, и регистрации полного волнового поля многокомпонентной группой геофонов, расположенных в наблюдательной скважине, вычислении проекций компонент сейсмозаписей от каждого горизонтального геофона группы и последующем пошаговом их суммировании на направления локальной системы координат, связанной с геофонами в точке регистрации, определении функции распределения энергии движения частиц среды на фронтах поперечных волн по каждому из этих направлений и вычислении распределения преимущественной трещиноватости пород путем сопоставления углов поворота локальной системы координат относительно заданных углов силового воздействия в источниках по экстремумам значений энергии компонент поперечных волн [2].

Недостаток способа в том, что для его осуществления необходимо использовать парные источники со взаимно ортогональными идентичными горизонтальными силовыми воздействиями. Как правило, источники типа горизонтальной силы располагаются непосредственно на поверхности земли или близко к ней в условиях крайне изменчивого строения ВЧР, что приводит к спонтанному возбуждению поперечных волн и нарушению идентичности горизонтально направленных воздействий [3] . Это дает ошибочное определение азимутальных направлений экстремальных значений функции покомпонентного распределения энергии поперечных волн.

Наиболее близким к предлагаемому является способ сейсморазведки на обменных волнах, включающий последовательное возбуждение сейсмических волн парными источниками, равноудаленными от наблюдательной скважины и расположенными на двух линейных ортогональных профилях, регистрацию полного волнового поля трехкомпонентной ортогональной группой сейсмоприемников, расположенных в одной наблюдательной точке, определение типов волн, выделение направлений на скважину, содержащих максимальные амплитуды обменных поперечных волн, вычисление скоростей их распространения и коэффициентов анизотропии по разрезу [4] (прототип).

Основным недостатком этого способа является ограничение его функциональных возможностей условиями морской сейсморазведки. Это вытекает из описания процедур выделения направлений распространения быстрой и медленной поперечных обменных волн путем псевдовращения волновых полей, зарегистрированных от двух источников однотипных и взаимоувязанных по направлениям размещения и расстоянию их от устья наблюдательной скважины. При этом, свойства среды верхней части разреза, отклоняющиеся от изотропных и однородных на площадях размещения каждого источника, не принимаются в качестве начальных условий задачи вертикального сейсмического профилирования (ВСП).

Задачей изобретения является создание новой технологии изучения околоскважинного пространства методами многоволнового ВСП глубоких скважин в условиях неоднородного и анизотропного строения ВЧР обменными поперечными волнами (PS).

Поставленная задача решается тем, что в способе скважинной сейсморазведки, основанном на: последовательном возбуждении упругих волн парными источниками, регистрации полного волнового поля сейсмических волн направленной ортогональной группой сейсмоприемников, расположенной в наблюдательных точках вдоль ствола скважины; определении типов волн; выделении направлений, содержащих максимальные и минимальные амплитуды обменных поперечных волн; измерение скоростей их распространения по разрезу и вычисление коэффициентов азимутальной анизотропии горных пород, координаты размещения парных источников в азимутальной плоскости в окрестности скважины задают произвольно, при этом, величина разности азимутальных углов направлений обоих источников на устье скважины не может быть менее 15^o, а минимальное значение пространственных координат этих пар источников в направлении от устья скважины на периферию должно быть не менее одной пятой максимальной глубины исследования; выделение же направлений, содержащих максимальные и минимальные амплитуды обменных поперечных волн, начинают процедурой введения уравнивающих коэффициентов за расхождение времен регистрации продольных волн на границах обмена и амплитудную неидентичность, вычисляемых по временным и амплитудным невязкам, выделенным по каждой из наблюдательных точек.

Предлагаемый способ скважинной сейсморазведки обладает новизной и изобретательским уровнем. Он отличается от известного новой схемой расположения источников в окрестности устья скважины. Эта схема позволяет использовать многоволновой метод ВСП глубоких скважин при любом строении верхней части разреза и рельефа его поверхности, что для традиционных способов ВСП представляло непреодолимую трудность. Кроме того, заявляемый способ содержит новую процедуру учета неидентичности источников, возникающую как вследствие наличия поверхностных неоднородностей в рельефе местности, так и в случае анизотропных свойств ВЧР в целом.

Использование обменных волн вместо монотипных поперечных существенным образом упрощает технологию проведения многоволнового ВСП и приближает ее к традиционному профилированию скважин продольными волнами. Это существенно увеличивает производительность и снижает уровень затрат, обеспечивая экономическую выгоду. При этом достигается прирост информативности метода ВСП путем непосредственного измерения азимутальной анизотропии горных пород по разрезу, связанной с направлением преимущественной трещиноватости горного массива.

Предлагаемый способ скважинной сейсморазведки поясняется чертежами, где:
на фиг. 1 представлена азимутальная схема расположения источников и наблюдательной скважины, на фиг.2 - схема осуществления способа, на фиг.3-5 - покомпонентный монтаж сейсмограмм полного волнового поля многоволнового ВСП, на фиг. 6 - фрагмент монтажа тех же сейсмограмм после процедуры выделения направлений, содержащих максимальные и минимальные амплитуды обменных поперечных волн, на фиг.7 - фрагмент монтажа сейсмограмм быстрой и медленной обменных поперечных волн, развернутых в азимутальной плоскости с шагом 5^o для одной наблюдательной точки.

На фиг.1 и 2 изображены: наблюдательная скважина 1, регистрирующий трехкомпонентный прибор 2, локальная x, y, z система координат 3, связанная с прибором 2, реперная X, Y, Z система координат 4, связанная с устьем скважины и содержащая направление север-юг (N-S); источники S₁ и S₂ возбуждения упругих продольных волн 5. Вместе с тем, амплитуда поперечных обменных волн зависит в данном случае от проекции на горизонтальную поверхность расстояния между источником и устьем скважины. Отношение этого расстояния к глубине залегания границы обмена составляет величину тангенса угла падения продольной волны. В свою очередь проекция горизонтального силового воздействия по направлению на источник в точке обмена прямо пропорциональна синусу этого же угла. Таким образом, чем больше этот угол, тем выше амплитуда обменной поперечной волны. Критерием выбора предельного значения этого угла служит отношение амплитуды обменной поперечной волны к амплитуде волн-помех в скважине, который должен быть больше 1. Этот критерий удовлетворяется при угле падения в 10-15^o, что составляет примерно 1/5 глубины залегания границы обмена.

С другой стороны, азимутальные углы расположения источников относительно направления N-S не могут быть чрезмерно близкими, чтобы амплитуды обменных волн от каждого из источников на горизонтальных компонентах записи не были идентичными друг другу. Критерием для оценки минимального значения разности азимутальных углов между источниками служит отношение амплитуд одноименных волн на различных компонентах - А^x _S1/ А^y _S2, которое не должно быть менее 0,25. Принятая величина критерия соответствует точности определения азимутальных углов в сейсморазведке, не превышающей 5^o, когда на записях горизонтальных компонент амплитуды целевых волн практически неотличимы. Для повышения точности в расчетах эта величина увеличена в 3 раза, что соответствует азимутальному углу между источниками 15^o. Такая величина обеспечивает определение азимутальных углов направлений преимущественной трещиноватости с ошибкой не более 3^o, что является высоким показателем точности для сейсморазведки.

Предлагаемый способ осуществляют путем выполнения следующих операций: в наблюдательную скважину 1 помещают прибор 2 и опускают его на забой. В некоторых произвольных азимутах φ₁ и φ₂, отсчитываемых в реперной координатной системе 4 и от направления N-S, размещают пару одинаковых источников продольных волн на расстояниях R_1,2 от устья скважины. При этом расстояния до устья наблюдательной скважины каждого из источников не обязательно одинаковы, но близки. В точках М_i наблюдательной скважины 1 проводят регистрацию полного волнового поля, возбуждаемого каждым из источников (5) поочередно, перемещая прибор 2 вдоль ее ствола, совершают полный комплекс работ по вертикальному сейсмическому профилированию скважины 1. В результате этого формируют два множества трехкомпонентных сейсмограмм от источников S₁ и S₂. Разбивают каждое из двух множеств на участки до появления волны PS и после нее и в каждом из них проводят анализ сейсмограмм на амплитудную и фазовую идентичность, определяют временные сдвиги одноименных волн в одной и той же наблюдательной точке в скважине 1 от каждого из источников S₁ и S₂ 5. Вычисляют коэффициент амплитудной неидентичности и временную задержку относительно одного из источников, например S₂, который используют как эталон. Приводят амплитуды и фазы поперечной обменной волны от источника S₁ к источнику S₂ путем компенсации амплитудных, фазовых и временных различий в записях. Эта процедура приведения применяется для каждой наблюдательной точки на участке, содержащем обменную волну PS. В результате получают два набора сейсмограмм горизонтальных (радиальной r и тангенциальной τ) компонент записи обменных поперечных волн с компенсацией влияния сейсмогеологических свойств рельефа покрывающей толщи. Пересчитывают волновые поля обменных поперечных волн на новые направления, множество которых задается угловым шагом Δφ разворота локальной системы координат (x, y, z) 3. Пересчет (псевдовращение) компонент проводят по формуле (2):
A_φ(t,H_м) =K₁A₁(t, H_м)+К₂A₂(t, H_м), (2)

H_м - глубина точки регистрации М, t - текущее время сейсмограммы, φ₁,φ₂ - азимутальные углы направлений на источники S₁, S₂ 5 с центром на устье скважины 1, φ - азимутальный угол, на который разворачивается локальная система координат (x, y, z) 3, А₁, А₂ - амплитуды одноименных волн на компонентах х и у сейсмограммы. Таким образом, из одной пары трехкомпонентных сейсмограмм формируется два множества фиктивных сейсмических данных в виде r и τ компонент, развернутых относительно друг друга на угол Δφ^° в интервале от 0 до 180^o, которые анализируют на предмет обнаружения минимума амплитуды обменной поперечной волны PS на τ-компоненте (побочная). Проводят те же вычислительные процедуры для других наблюдательных точек множества сейсмограмм и строят азимутальное распределение направлений, где наблюдается min побочной компоненты. По этим данным определяют среднее значение угла из области углов минимумов амплитуд побочной компоненты и выделяют направление преимущественной вертикально ориентированной трещиноватости исследуемого слоя на глубине, как перпендикуляр к прямой, проходящей через направление min побочной компоненты τ. Преобразуют полученные данные по двум компонентам r и τ в вертикальные годографы падающих обменных поперечных волн и определяют временной сдвиг годографов в каждой точке измерения, выделяя быструю и медленную поперечные волны, расщепившиеся на кровле трещиноватого слоя. Находят распределение коэффициента

как частное от деления разности скоростей быстрой и медленной поперечных волн к их сумме и по его величине судят о степени ориентации трещиноватости в вертикальной плоскости в каждой точке измерения по глубине исследуемого геологического слоя (при ξ _→ 0, среда изотропна).

Предлагаемый способ скважинной сейсморазведки был опробован на модели среды, заданной сейсмограммами полного волнового поля, рассчитанными по скоростной модели геологического разреза Юрубчено-Тохомской зоны (ЮТЗ) нефтегазонакопления по скважине Юр-55. В этой зоне основные запасы углеводородов находятся в карбонатных коллекторах рифейского возраста малой пористости, сочетающей межзерновую, кавернозную и трещинную составляющие. Проницаемость пород обеспечивается наличием вертикальной трещиноватости. По данным наблюдений многоволновой сейсморазведки составлена обобщенная геологическая модель, которая включает 11 слоев, два из которых анизотропные. Это первый слой от поверхности - зона ВЧР и второй - самый нижний. Оба слоя представлены поперечно-изотропной слоистостью с горизонтальной осью симметрии (таблица). Моделирование проводилось для источников с выносами 400 м на неортогональных направлениях удалений в азимутах 20^o и 280^o. Волновое поле, возбуждаемое источниками, со сферически симметричным распределением сил во внутренних точках среды представлено монотипными продольными Р, поперечными S и обменными PS волнами. Наиболее четко PS волны выражены на радиальной компоненте r, тангенциальные (τ) (с поверхностями обмена Н₀ и К₁, R₀) в интервале глубин изотропных слоев имеют слабую интенсивность. В интервале рифейских отложений 2120-2700 м эти компоненты соизмеримы особенно глубже 2400 м (фиг. 3-5). Все множество записей разбивается на 3 этажа. Первый занимает глубины 2200-2700 м и характеризуется четким выделением обменных PS волн на побочной τ-компоненте, соизмеримых по амплитуде волн на основной r-компоненте (направление на источник).

Второй этаж соответствует глубинам 500-2200 м. Здесь на основной компоненте прослеживаются две обменные поперечные волны от горизонтов H₀ и К₁. При этом их амплитуды на побочной компоненте τ малы.

Третий этаж это глубины до 500 м, что характеризует работу источников S₁, S₂ в ВЧР. Основная энергия упругих волн сосредоточена на r-компоненте.

Анализ амплитуд и времен регистрации Р-волн от источников S₁, S₂ для этой модели показал, что по амплитудам и временам регистрации продольные волны не отличаются друг от друга внутри этажа III и, следовательно, коэффициенты A₁ ^P/A₂ ^P≈1 равномерно распределены по всем точкам интервала 0-500 м. В таком же отношении проявляют себя и временные задержки Δt:Δt =t₁-t₂≈0 (Р - индекс продольной волны, А^P _1,2 - амплитуды одноименных волн).

Для осуществления процедуры псевдовращения, выбираем ортогональные направления на фиктивные источники, например 0^o и 90^o, и проектируем полученные сейсмограммы на новые направления. Получаем две трехкомпонентные сейсмограммы для каждой наблюдательной точки, но развернутые друг относительно друга на 90^o (фиг.5, 6). Проводим покомпонентный анализ, замечая, что на побочной, в данном случае τ-компоненте, присутствуют обменные PS волны от кровли рифея R₀ вполне значимой амплитуды и незначительные по времени фазовые сдвиги. Выбираем азимутальный угловой шаг процедуры псевдовращения φ =5^o, исходя из реальной точности измерения азимутов локальной системы координат (2,5^o), и осуществляем эту процедуру по формуле
A_φ(H_м) = K₁,A₉₀°(t,H_м)+aK₂A₁₈₀°(t+Δt,H_м).
Учитывая, что в данном примере а=1; Δt=0, получаем следующие суммы для каждой точки M_i в интервале 2200-2740 м:

Аⁱ - амплитуда волны PS - на i-й компоненте

Строим азимутальное распределение по компонентам для 36 расчетных сумм и находим направления, содержащие минимальные амплитуды на побочной и максимальные на основной компонентах (фиг. 6). Оказывается, что такое направление проходит через азимутальные углы 90-270^o, считая от направления "север-юг". Повторяем те же операции для каждой пары сейсмограмм в точках наблюдения М_i в интервале глубин 2120-2740 м. Находим распределение направлений с побочными компонентами, близкими к 0, и рассчитываем среднее взвешенное значение азимутального угла по глубине анизотропного слоя R, которое присваиваем срединной точке этого слоя, т.е. глубине 2460 м.

где h_i - шаг измерений по стволу скважины на выделенном участке.

Направление, перпендикулярное вычисленному и проходящее через азимутальные углы 0-180^o, будет показывать на преимущественную ориентацию трещин, размещенных вдоль оси z, реперной системы координат в карбонатах рифейского возраста.

Таким образом, предлагаемый способ скважинной сейсморазведки позволяет проводить прямые измерения параметров трещиноватости горных пород во внутренних точках среды, используя сейсмические данные традиционного метода ВСП, на обменных поперечных волнах. Учитывая тот факт, что обменные волны образуются повсеместно, была бы только внутренняя граница, предлагаемый способ существенно расширяет возможности ВСП на поперечных волнах, снимая вопросы обеспечения идентичности условий возбуждения и размещения источников на площади работ. Важным преимуществом предлагаемого способа является возможность осуществления работ на неортогональных выносах, ненаправленными источниками возбуждения, что обеспечивает независимость технологии от поверхностных условий и рельефа местности. В комплексе с данными многоволновой наземной сейсморазведки и вертикального сейсмического профилирования, предлагаемый способ обеспечит высокую эффективность сейсморазведки на нефть и газ не только при использовании новых информативных признаков, но и существенное снижение стоимости разведочных работ.

Источники информации
1. Ю. А. Васильев, Ю.В. Тимошин, Н.Я. Мармалевский, С.А. Бирдус, В.В. Мерший. Способ скважинной сейсморазведки. Авт. св. СССР 1778725, G 01 V 1/40, 1992 г., Бюлл. 44.

2. Idel H., Crampin S., Extracting shear wave polarizations from different source orientations: Synthetic modelling, J. Geophys. Res., 1990, B. v. 95, 7, pp. 11283-11292.

3. Тригубов А. В. , Куликов В.А. и др. О "естественной направленности" грунтов при возбуждении поперечных волн. - Геология и геофизика, 1979, 6, Новосибирск, "Наука" СО АН СССР, с. 109-117.

4. Mac Beth С. Shear wave analysis for azimuthal anisotropy using pseudoratation of marine VSP, Extended Abstracts, 58^th EAGE Meeting, Amsterdam, 1996 г. (прототип).

Claims

1. Способ скважинной сейсморазведки, основанный на последовательном возбуждении упругих волн парными источниками, регистрации полного волнового поля сейсмических волн направленной ортогональной группой сейсмоприемников, расположенной в наблюдательных точках вдоль ствола скважины, определении типов волн, выделении направлений, содержащих максимальные и минимальные амплитуды обменных поперечных волн, измерении скоростей их распространения по разрезу и вычислении коэффициентов азимутальной анизотропии горных пород, отличающийся тем, что координаты размещения парных источников в азимутальной плоскости в окрестности скважины задают произвольно, при этом величина разности азимутальных углов направлений от устья скважины на парные источники не может быть менее 15^o, а минимальное значение пространственных координат этих пар источников в направлении от устья скважины на периферию должно быть не менее 1/5 максимальной глубины исследования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделение направлений, содержащих максимальные и минимальные амплитуды обменных поперечных волн, начинают процедурой введения уравнивающих коэффициентов за расхождение времен регистрации продольных волн на границах обмена и амплитудную неидентичность, вычисляемых по временным и амплитудным невязкам, выделенным по каждой из наблюдательных точек в скважине.