Сейсморазведка - как метод разведочной геофизики

Сущность и конечные результаты количественной интерпретации.

Количественная интерпретация  годографов и временных разрезов начинается с изучения скоростного  разреза и определения средних  скоростей ( ) толщ пород над каждой из выявленных отражающих и преломляющих границ. Далее временные разрезы преобразуются в глубинные, т.е. определяется геометрия разреза (глубины залегания, углы наклона ( )) и распределение пластовых, средних, граничных скоростей по профилю и глубине. Заключительным этапом является геологическое истолкование результатов, для чего используется вся геологическая информация, данные бурения и геофизических исследований в скважинах (ГИС). Оно заканчивается построением сейсмогеологических разрезов, называемых так потому, что это фактически структурно-геологические разрезы, но построенные по данным сейсморазведки и ГИС. Кроме того, строятся структурные карты.[3]

                              Глава 5. Интерпретация.

Интерпретацию сейсморазведочных  данных выполняют на всех этапах их обработки: без своевременного анализа  и геологического истолкования промежуточных материалов нельзя получить полноценные окончательные результаты. Решающее значение интерпретация приобретает на заключительном этапе построения итоговой сейсмогеологической модели объекта исследований.

           Кинематическая интерпретация.

Она выполняется по материалам обработки наблюдений площадных и профильных съемок - сейсмическим изображениям в виде волновых кубов, вертикальных разрезов, горизонтальных срезов или по кинематическим временным и глубинным разрезам. На волновых картинах интерпретатор с помощью специальных компьютерных программ, снабженных разнообразными средствами визуализации, обнаруживает и прослеживает полезные волны. В результате он создает толстослоистую структурно-скоростную модель исследуемой среды, т. е. объемную или плоскую картину геологических объектов в сейсмическом представлении - осадочных напластований, складчатых образований, разрывных нарушений, локальных неоднородностей и т. п.

Динамическая  интерпретация. Прямые поиски нефтегазовых залежей.

Динамическая интерпретация сейсморазведочных данных ввиду трудностей ее реализации находится в начальной стадии развития. Одним из направлений, где уже достигнуты положительные результаты, является прямое  обнаружение нефтегазовых залежей по данным MOB. Залежи нефти и газа могут иметь неструктурный характер или быть связанными с такими деталями строения разреза,  которые находятся за пределами разрешающей способности  кинематической интерпретации. Кроме того, многие локальные

поднятия, обнаруженные в регионально продуктивных толщах, при проверке бурением оказываются пустыми. В этих случаях прогнозирование залежей нефти и газа полевыми  геофизическими методами имеет важное экономическое значение. Поэтому возник вопрос об использовании физических эффектов,  непосредственно связанных с промышленными скоплениями  углеводородов. Эта проблема получила название прямых поисков  залежей нефти и газа. Скопление углеводородов приводит к изменению некоторых сейсмических свойств горных пород, вмещающих и  покрывающих залежь. Согласно теоретическим и экспериментальным данным залежам углеводородам могут сопутствовать следующие физические эффекты: уменьшение объемной плотности коллектора и скорости распространения продольных волн при насыщении его углеводородами; уменьшение  акустической жесткости коллектора, приводящее к изменению величин и даже знаков коэффициентов отражения от его границ с  вмещающими породами; образование гладких горизонтальных  отражающих границ, соответствующих водонефтяным, водогазовым и газонефтяным контактам, которые могут отличаться от (более или менее) шероховатых и наклонных границ раздела вмещающих пород; увеличение поглощения упругих колебаний в пределах самой залежи и в покрывающей толще вследствие диффузии в нее углеводородов. Наиболее заметно  перечисленные эффекты проявляются в случае газовых залежей в  высокопористых терригенных отложениях на глубинах до 2—3 км, когда относительное уменьшение параметров коллектора может достигать 20% для сейсмической скорости и 30% для  акустической жесткости. На основании этих физических предпосылок нефтегазовые залежи могут проявляться в регистрируемом поле отраженных волн рядом эффектов, важнейшими из которых являются  следующие:

1) локальное увеличение  или уменьшение амплитуд, а   иногда и обращение фаз волн, отраженных от границ коллекторов на участках присутствия в них залежи;

2) появление на сейсмическом  разрезе сугубо  горизонтальных  отражающих площадок, особенно заметных  в соседстве с наклонными границами  структурных форм вмещающих пород;

3) уменьшение интервальной  скорости, определяемой по  отражениям  от кровли и подошвы залежи, и соответствующее  увеличение  на временном разрезе мощности  пласта-коллектора на продуктивных  участках;

4) характерные искажения  значений эффективной скорости до отражающих горизонтов, расположенных ниже залежи,  обусловленные влиянием этой локальной скоростной  неоднородности;

5) увеличение затухания  упругих колебаний, определяемое  по волнам, которые на пути  пробега пересекают залежь и  покрывающую ее толщу.

Сейсмические эффекты  нефтегазовых залежей проявляются  на конкретных месторождениях с различной  степенью полноты и достоверности. Даже в благоприятных условиях они, как  правило, весьма слабы и могут  быть выявлены только при условии  тщательного проведения полевых работ, высокоточной  регистрации сейсмических колебаний и их специальной обработки на ЭВМ. В частности, при записи и обработке колебаний  недопустимо применение таких нелинейных преобразований,  искажающих динамические параметры волн, как АРУ. Основным материалом для обработки служат данные методики многократных перекрытий, которые обеспечивают высокую плотность исходной информации, необходимую для обнаружения слабых аномалий путем их статистического накапливания. Специальная обработка на ЭВМ полевых данных ориентирована на получение такого динамического разреза, на  котором амплитуды полезных волн прямо пропорциональны  коэффициентам отражения соответствующих границ. Если к этой цели удается приблизиться, то в благоприятных условиях 

отражение от границы коллектора может выделиться на разрезе своей аномальной интенсивностью на том интервале профиля, где коллектор содержит искомую залежь. Более наглядно  проявляется аномальное возрастание амплитуды отражения, т. е. увеличение его яркости на динамическом разрезе. По этой  причине способ обработки, направленный на выявление  амплитудного эффекта залежи, получил название методики «яркого  пятна». Комплекс вычислительных процедур, предназначенный для

решения указанной задачи, условно называют восстановлением истинных амплитуд. Основными факторами, искажающими простую зависимость амплитуды отраженной волны от коэффициента отражения,  являются неравномерность характеристики направленности источника, геометрическое расхождение фронта волны, изменение коэффициента конверсии, поглощение и рассеяние колебаний в покрывающей толще, нестабильность условий возбуждения и приема колебаний, интерференция полезного отражения с  волнами-помехами. В процессе обработки одни факторы  компенсируют введением корректирующих поправок, другие ослабляют с помощью одномерной и двумерной фильтрации. Влияние на амплитуду отраженной волны характеристики направленности источника, геометрического расхождения,  коэффициентов отражения и прохождения сейсмических границ описывается формулой (7.5), в которой для однократного  отражения следует положить n=1 . При взрывном возбуждении продольных волн, когда сейсмический источник можно считать

точечным, его характеристика направленности L близка к  равномерной (L = const). Эквивалентный радиус расхождения Rэ зависит от глубины и кривизны отражающей границы, формы промежуточных сейсмических границ, удаления точки  наблюдения от источника. Если строение покрывающей толщи и форма исследуемой границы известны, то величину Rэ можно  рассчитать с помощью лучевого метода геометрической сейсмики. В общем случае такие расчеты весьма громоздки. Если сейсмогеологический разрез удовлетворительно аппроксимируется горизонтально-слоистой моделью, то для волны,  отраженной от границы с параметрами t₀ и Vэф и регистрируемой на времени t при удалении х от источника, величина Rэ 

определяется соотношением: Rэ (t,x)=t(x)Vэф(t₀)=t₀ Vэф (t₀) t(x)/t₀

Регистрируемая на дневной поверхности вертикальная составляющая колебаний отраженной волны прямо  пропорциональна амплитуде приходящей волны и коэффициенту конверсии. При сравнительно небольших удалениях от источника, когда углы падения волны на дневную поверхность невелики (до 30°), изменение коэффициента конверсии вдоль профиля с достаточной для практики точностью можно считать пропорциональным косинусу угла ее падения. Величина последнего оценивается отношением времен прихода волны на пункт взрыва и в точку наблюдения. Следовательно, регистрируемая амплитуда продольной отраженной волны  пропорциональна ее действительной амплитуде с коэффициентом c(x) = to/t(x). С учетом этого фактора и геометрического  расхождения получим из выражения для эквивалентного радиуса расхождения R'э: t₀ Vэф(t₀) t² (x)/t₀ ².

В указанных соотношениях не учитывается присутствие в  верхней части разреза зоны пониженных скоростей со скоростью V₃. Ее влияние на величину R'э можно с достаточной точностью учесть путем умножения выражения R'э на  отношение скоростей Vэф (t₀)/v3.

Интенсивность сейсмической волны благодаря процессам поглощения и рассеяния энергии в неидеально упругой и  неоднородной среде постепенно убывает по мере ее распространения. К потерям рассеяния относят, в частности, ослабление проходящей волны за счет частичного отражения ее энергии на множестве промежуточных сейсмических границ. Этот фактор формально описывается произведением  соответствующих коэффициентов прохождения Bj . Установлено, что уменьшение интенсивности отраженных волн из-за поглощения и рассеивания хорошо аппроксимируется экспоненциальным множителем вида ехр {—а_эф (t₀) R (t,x)} где длина пути пробега R (t, x) = t(x) V_эф(t₀) и эффективный коэффициент поглощения а_эф (t₀) зависят от времени прихода отраженной волны. При обработке полевых наблюдений априорных данных о распределении эффективного коэффициента поглощения обычно нет. Однако опыт показывает, что влияние этого фактора на относительное изменение амплитуды  прослеживаемой волны обычно оказывается слабым для отражений от границ на глубинах свыше 1 км. Поэтому на практике часто выполняют лишь приближенную компенсацию затухания амплитуд отраженных волн со временем. При этом зависимость а_эф (t₀) подбирают эмпирически, исходя из того, что средний уровень абсолютных значений коэффициентов отражения не изменяется систематически по разрезу. В таком случае после коррекции интенсивности сейсмической трассы за расхождение, конверсию и эффективное поглощение она должна приближаться к стационарному случайному процессу, т. е. сохранять средний уровень амплитуд на всем полезном интервале записи. По существу коррекцию поглощения и рассеивания обычно осуществляют путем подбора подходящей программной регулировки усиления (ПРУ) для совместно обрабатываемых сейсмических трасс. Нестабильность условий возбуждения и приема упругих колебаний обусловливает существенные искажения амплитуд отраженных волн, без устранения которых нельзя обеспечить надежную динамическую интерпретацию реальных полевых материалов. Это требует определения и введения специальных динамических поправок для всех пунктов возбуждения и приема. В общем случае неоднородности сейсмогеологической среды в пунктах возбуждения и приема можно рассматривать как линейные операторы, т. е. фильтры с различными частотными характеристиками. При наблюдениях по методике многократных перекрытий все пункты возбуждения и приема много раз используют в различных взаимных комбинациях. Такая избыточность данных в принципе

позволяет получать статистические оценки частотных характеристик. Однако практическое осуществление подобных расчетов оказывается сложным. Если исходные записи подвергнуть корректирующей фильтрации или эквивалентной ей комбинации обратной и полосовой фильтрации, то спектральный состав отражений на разных трассах будет выровнен. Тогда динамические поправки можно считать частотно-независимыми, т. е. представляющими собой простые амплитудные множители, определить которые по полевым записям значительно проще. Тщательная частотная фильтрация, повышающая временную разрешенность волновой картины и выравнивающая спектры отраженной волны на разных трассах, является необходимой процедурой обработки при динамической интерпретации данных MOB. Большие искажения динамических характеристик полезных волн бывают вызваны наложением различных мешающих колебаний, среди которых наиболее серьезными помехами обычно оказываются многократные отражения. Для восстановления амплитуд полезных волн соответствующий интервал записи необходимо достаточно хорошо очистить от волн-помех: значительно ниже, чем при обычной кинематической  интерпретации. Действительно, наложение волны-помехи, которая по  интенсивности в 2—3 раза слабее полезного отражения,  практически не вызывает изменения формы оси синфазности  последнего и не сказывается на структурных построениях. Однако такая интерференция сильно искажает динамику полезной волны и может создать на временном разрезе ложный эффект  устойчивой амплитудной аномалии исследуемого отражения.  Основной способ подавления многократных отражений в настоящее время—суммирование записей по общей глубинной точке.  Поэтому анализ амплитуд отраженных волн обычно выполняют по динамическим временным разрезам, полученным в результате 12-кратного накапливания и больше. Условием успешного восстановления амплитуд полезных  отражений на динамических разрезах является высокая точность определения и коррекция статических и кинематических  поправок, максимальные погрешности которых не должны 

превышать десятой части  видимого периода колебаний. Все  возможные источники искажений  амплитуд полезных волн не ограничиваются рассмотренными факторами — их  заметная флуктуация нередко сохраняется  после проведения  описанных выше процедур. Для устранения остаточных  искажений прибегают к дополнительным коррекциям уровней  интенсивности колебаний, основываясь на определенных физико-геологических предпосылках. Например, выполняют нормализацию амплитуд колебаний на различных трассах динамического  разреза, исходя из предположения о стабильности коэффициента отражения некоторого опорного горизонта, находящегося в устойчивых сейсмогеологических условиях. Следует отметить, что возможности учета и компенсации разнообразных факторов, искажающих динамику полезных волн, на практике весьма ограничены. Поэтому многие аномалии амплитуд отраженных волн, в том числе наблюдаемые на  динамических разрезах «яркие пятна», либо вообще не связаны с изменением отражающих свойств соответствующих границ, либо не имеют отношения к нефтегазовым залежам; они могут быть обусловлены вариациями фациально-литологического  состава и мощности пластов, изменчивостью структуры  тонкослоистых пачек разреза и т. п. Только тщательная обработка и интерпретация динамических и кинематических особенностей регистрируемой волновой картины, с учетом всей внешней  геолого-геофизической информации, может привести к  обнаружению нефтегазовых залежей. Один из примеров эффективности методики «яркого пятна» представлен на рис. 8. Здесь на временном разрезе в средней части профиля в интервале времен 1,4—1,7с наблюдается увеличение интенсивности отражений, вызванное многопластовой газовой залежью в терригенных  отложениях майкопской серии (Восточное Предкавказье).