SU402841A1

SU402841A1 - METHOD FOR PROCESSING SEISMIC INFORMATION

Info

Publication number: SU402841A1
Application number: SU1697186A
Authority: SU
Priority date: 1971-09-08
Filing date: 1971-09-08
Publication date: 1973-10-19

Description

Изобретение может быть использовано дл прогнозироваин нефт ных, газовых и газонефт ных залел ей неструктурного типа.The invention can be used to predict the oil, gas and gas-oil gages of its non-structural type.

Известен способ сейсмической разведки, предназначенный дл пр мых поисков нефт ных залежей, основанный на использовании различий в плотност х и упругих свойствах пород, в котором предусмотрено прослеживание отражений от горизонтальных водонефт ных контактов на фоне наклонных геологических границ. Однако такой способ непригоден дл разведки нефт ных, газовых и газонефт ных залежей неструктурного типа, у которых нет четко локализованных и резко выраженных краевых зон, поскольку отсутствует локализаци существенных различий в плотност х и упругих свойствах контактирующих пород в области перехода от коллектора к непродуктивным част м разреза.The known method of seismic exploration is intended for direct exploration of oil deposits, based on the use of differences in the densities and elastic properties of rocks, which provides for tracking reflections from horizontal water-oil contacts against the background of inclined geological boundaries. However, this method is unsuitable for exploration of oil, gas and gas-oil deposits of non-structural type, which do not have clearly localized and pronounced marginal zones, since there are no localization of significant differences in the densities and elastic properties of the contacting rocks in the area of transition from the reservoir to non-productive parts cut.

Предлагаемый способ позвол ет повысить эффективность прогнозировани нефт ных, газовых и газонефт ных залежей неструктурного типа по совокупност м аномальных значений параметров волновых полей, представленных в виде интервальных во временном или глубинном представлении распределений значений временных сдвигов dtt между одноименными экстремумами на парах соседних трасс воспроизводимых сейсмограмм, распределений величин амплитуд А, этих экстремумов иThe proposed method makes it possible to increase the efficiency of forecasting oil, gas and gas-oil deposits of non-structural type based on the aggregate of anomalous values of wave field parameters represented as interval in time or depth representation of the distributions of dtt time shift values between similar extremums on pairs of adjacent paths of reproducible seismograms the distributions of the amplitudes A, these extremes and

распределений прот женности осей синфазности Li на сейсмограммах. Дл этого определ ют поинтервальные распределени значений временных сдвигов между экстремумами на соседних сейсмических трассах, поинтервальные распределе и амплитуд этих экстремумов и поинтервальные распределени прот женностей осей синфазностн, на которых экстремумы синфазны при заданных амплитудно-фазовых порогах, вы вл ют на распределени х аномальные зоны, оценивают достоверность вы вленных аномальных зон и по их взаимосв зи прогнозируют местоположение нефт ных, газовых и газонефт ных залежей неструктурного типа.distribution of Li axes in phase distribution on seismograms. For this purpose, the interval distributions of the time shifts between extremes on adjacent seismic traces, the interval distributions and amplitudes of these extremes, and the interval distributions of the synphasity axes, on which the extremes are in phase with given amplitude-phase thresholds, are distributed on the distributions of the distributions at the distributions of the in-phase thresholds, which are at the distribution, were found at the distribution. assess the reliability of the identified anomalous zones and, by their interconnection, predict the location of non-structural oil, gas and gas-oil deposits.

Достоверность вы вленных аномалий оценивают по критери м согласи суммарных распределений с локальными распределени ми дл отдельных временных интервалов. Вы вленные аномалии фиксируют по сопоставлению распределений одноименных параметров продольных и поперечных волн.The reliability of the detected anomalies is estimated by the criteria of agreement of cumulative distributions with local distributions for individual time intervals. The detected anomalies are fixed by comparing the distributions of like parameters of longitudinal and transverse waves.

Сущность способа заключаетс в следующем .The essence of the method is as follows.

Нефт ные, газовые и газонефт ные залежи, в том числе неструктурного типа, представл ют собой физические неоднородности с иными по отношению к вмещающим породам пространственными распределени ми скоростей и коэффициентов поглощени продольных и поперечных волп и плотностей пород. Наличие таких неоднородностей в разрезе приводит к изменепию статистических характеристик сейсмического пол продольных и поперечных волн. Эти влени про вл ютс при обработке профилей длиною не менее п тикратной ширины неструктурной залежи и обеспечении стабильных условий возбуждени и приема колебаний . Дл реализации способа сейсмическа информаци должна быть представлена в виде распределений различных параметров, характеризующих пол продольных и поперечных волн, таких как временные сдвиги 5ti между одноименными экстремумами на соседних сей смических трассах, амплитуды Л, экстремумов и прот женности осей синфазности LI, при выбранных амплитудно-фазовых порогах. Наличие неодиородностей в геологической среде приводит к изменению вида распределений указанных параметров во временных интервалах сейсмограмм, полученных на пикетах, которые соответствуют положению неструктурной залежи. Эти изменени про вл ютс в по влении аномальных зон в распределени х и соотношени х распределений по различным параметрам волн одного типа или по одноименным параметрам волн разных типов. Последнее , в свою очередь, св зано с повышением разрешенности исследований, так как волны различных классов по разному реагируют на литологию нефтегазовых коллекторов, составл ющих залежи неструктурного типа. Достоверность вы влени аномальных зон устанавливают статистическими приемами, в частности по критери м согласи , известным в математической статистике. Сочетание вы вленных аномальных зон в распределени х параметров Pffi, PAI и Pi; и их соотношении в определенных временных интервалах свидетельствует о наличии неоднородностей в геологическом разрезе и тем самым вл етс признаком присутстви залежей неструктурного типа. На чертеже дана блок-схема устройства, реализующего описываемый способ. Устройство содержит блок 1 воспроизведени , усилени , регулировани и фильтрации исходных данных, блок 2 онределени временных сдвигов Ы{ между одноименными экстремумами на трассах сейсмозаписей, блок 3 определени амплитуд Л,- экстремумов, блок 4 определени прот женности осей синфазиости L;, блок 5 программного управлени и выбора интервалов анализа, блок 6 определени распределений Р и временных сдвигов б/г между одноименными экстремумами, блок 7 определени распределений Р AI амплитуд А экстремумов, блок 8 определени распределений Р L прот женностей осей синфазное и Li, блок 9 вы влени аномалий распределений и оценки их достоверности, блок 10 накоплени данных об аномали х и определени взаимосв зи вы вленных аномалий и блок 11 графического построени результатов анализа. Сейсмические сигналы воспроизвод тс , усиливаютс , регулируютс и фильтруютс в блоке 1. Далее в блоках 2-4 определ ютс значени временных сдвигов б,- между одноименными экстремумами на сейсмических трассах, амплитуды Л; экстремумов и прот женности осей синфазности /З; с выбранными амнлитудно-фазовыми порогами, соответственно. Блок 5 задает временные интервалы анализа, по которым в блоках 6-8 стро тс распределени Р,., Р AI и Р LI , соответственно. По нрограмме , заданной блоком 5, в блоке 9 производитс вы вление аномальных зон в распределени х , установленных в блоках 6-8 и осуществл етс оценка достоверности вы вленных аномалий. В блок 10 накапливаютс данные об аномали х и определ етс их взаимосв зь . Результаты анализа выдаютс блоком 11 Предмет изобретени 1. Способ обработки сейсмической информации , основанный на определении по сейсмограммам временных сдвигов между экстремумами на соседних трассах, амплитуд этих экстремумов и прот женности осей синфазности, отличающийс тем, что, с целью повышени эффективности прогнозировани нефт ных, газовых и газонефт ных залежей неструктурного типа, определ ют поинтервальные распределени значений временных сдвигов между экстремумами на соседних сейсмических трассах, ноинтервальные раснределенн амплнтуд этих экстремумов и поинтервальные распределени прот женностей осей синфазности , на которых экстремумы сикфазны при заданных амнлитудно-фазовых порогах, вы вл ют на распределени х аномальные зоны, оценивают достоверность вы вленных аномальных зон и по их взаимосв зи прогнозируют местоположение нефт ных, газовых и газонефт ных залежей неструктурного тина. 2.Способ по п. 1, отличающийс тем, что достоверность вы вленных аномалий оценивают по критери м согласи суммарных распределений с локальными распределени ми дл отдельных временных интервалов. 3.Способ по п. 1, отличающийс тем, что вы вленные аномалии фиксируют по сопоставлению распределений одноименных параметров продольных и поперечных волн.Oil, gas and gas-oil deposits, including those of non-structural type, are physical inhomogeneities with spatial distribution of velocities and absorption coefficients of longitudinal and transverse wolves and rock densities other than host rocks. The presence of such inhomogeneities in the section leads to a change in the statistical characteristics of the seismic field of longitudinal and transverse waves. These phenomena occur when processing profiles with a length not less than fivefold the width of the non-structural deposit and ensuring stable conditions for the excitation and reception of oscillations. To implement the method, seismic information should be presented as distributions of various parameters characterizing the field of longitudinal and transverse waves, such as time shifts 5ti between the same extremes on adjacent seismic paths, amplitude L, extremes and the length of the LI axes of phase synchasity phase thresholds. The presence of non-uniformities in the geological environment leads to a change in the form of the distribution of these parameters in the time intervals of the seismograms obtained on pickets, which correspond to the position of the non-structural deposit. These changes are manifested in the appearance of anomalous zones in the distributions and ratios of the distributions of different types of waves of the same type or of the same types of waves of different types. The latter, in turn, is associated with an increase in the resolution of research, since waves of different classes react differently to the lithology of oil and gas reservoirs that form non-structural deposits. The reliability of the detection of anomalous zones is established by statistical methods, in particular, according to the criteria of agreement, known in mathematical statistics. The combination of the detected anomalous zones in the distributions of the parameters Pffi, PAI, and Pi; and their correlation in certain time intervals indicates the presence of heterogeneity in the geological section and thus is a sign of the presence of deposits of non-structural type. The drawing is a block diagram of a device that implements the described method. The device contains block 1 for reproducing, amplifying, adjusting and filtering source data, block 2 for determining temporal shifts Ы {between similar extremes on seismic tracks, block 3 for determining amplitudes L, - extrema, block 4 for determining the extent of synphasity axes L ;, block 5 for software control and selection of analysis intervals, block 6 for determining distributions of P and time shifts of b / g between like extremes, block 7 for determining distributions P AI of amplitudes A of extremes, block 8 for determining distributions P L axial and Li axes, block 9 for detecting distribution anomalies and assessing their reliability, block 10 for accumulating data on anomalies and determining the interrelation of detected anomalies, and block 11 for plotting the analysis results. Seismic signals are reproduced, amplified, regulated, and filtered in block 1. Next, in blocks 2–4, the values of the time shifts b, between the extremums of the same name on the seismic traces, amplitudes L, are determined; extremes and extension of the axes of the phase / 3; with selected amnlitudno-phase thresholds, respectively. Block 5 sets the analysis time intervals over which the distribution of P,. P AI and P LI are built in blocks 6-8, respectively. According to the program defined by block 5, block 9 identifies anomalous zones in the distributions installed in blocks 6-8 and evaluates the reliability of the detected anomalies. In block 10, data about the anomalies are accumulated and their relationship is determined. The results of the analysis are given by block 11. The subject matter of the invention is 1. A method for processing seismic information based on determining the time shifts between extremes on adjacent paths, the amplitudes of these extremes and the length of the synphasity axes, which in order to improve the efficiency of forecasting oil and gas and gas-oil deposits of non-structural type, determine the interval distributions of the values of the time shifts between extremes on adjacent seismic traces, but the interval Distributed amplitudes of these extremes and interval distributions of the axes of synphasic axes, on which the extremums are syphasic at given amnlitud-phase thresholds, reveal anomalous zones, and take the figures, and estimate the reliability of the identified anomalous zones and predict the location of petroleum zones on the distributions. oil and gas deposits of nonstructural tina. 2. A method according to claim 1, characterized in that the reliability of the detected anomalies is evaluated according to the criteria of agreement of total distributions with local distributions for individual time intervals. 3. A method according to claim 1, characterized in that the detected anomalies are fixed by comparing distributions of like parameters of longitudinal and transverse waves.