Текст
В.И. Бондарев, СМ. Крылатков
ОБРАБОТКИ И
ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ
ПОЛЕВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
ПРЕПРОЦЕССИНГ
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА
Типовая кинематическая
обработка
Детальная кинематическая
обработка
ДИНАМИЧЕСКАЯ
ОБРАБОТКА
ИНТЕРПРЕТАЦИОННАЯ ОБРАБОТКА
РЕЗУЛЬТАТЫ СЕИСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Екатеринбург
2001
ПРЕДИСЛОВИЕ
Сейсмическая разведка является одним из ведущих геофизических методов исследования с
самыми разнообразными целями структуры, строения и состава горных пород. Сейсмические
исследования земной коры являются общепризнанным способом ее изучения. Достаточно высока роль
сейсморазведки в решении задач рудной и инженерной геологии. Однако главной и наиболее
эффективной сферой применения сейсморазведки является нефтяная геология. Поиски и разведку
залежей углеводородов в настоящее время трудно представить без участия сейсморазведки. Особенно
важна роль сейсморазведки при поисках залежей углеводородов на море. Здесь сейсморазведка является
практически единственным, но весьма эффективным методом исследований. Именно поэтому объем
морских сейсморазведочных работ в настоящее время почти в четыре раза превышает объемы работ на
суше. При этом объемы сейсморазведочных работ на море из года в год стабильно растут.
Предлагаемый читателю курс сейсморазведки предназначен для лиц, обучающихся по
четырехлетним программам бакалавриата направления 553200 'Теология и разведка полезных
ископаемых" и желающих в последующем (на пятом году обучения) овладеть специальностью 0804 -
Теофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых" В настоящее время
структура высшего образования в России реформируется. Существовавшая ранее система подготовки
инженеров - геофизиков была рассчитана на пятилетний срок обучения. Это определенным образом
влияло на структуру учебных планов вузов: изучение специальных дисциплин осуществлялось одним
непрерывным циклом. В соответствии с таким подходом создавались и учебники. В частности, курс
сейсморазведки в вузах страны изучался (и изучается) по прекрасному учебнику Гурвича И.И. и
БоганикаГ.Н. "Сейсморазведка".-М.: Недра, 1980.
Подготовка бакалавров осуществляется совершенно по другой схеме. За весь четырехлетний
цикл обучения они должны полностью познакомиться со всеми специальными дисциплинами в объеме,
позволяющем им быть профессионально ориентированными в разведочной геофизике. Именно для лиц,
обучающихся по этой схеме, и предназначен данный учебник. В какой-то мере по своему содержанию и
по стилю изложения он является промежуточным между ранее издаваемыми учебниками ДЛя
техникумов и вузов. Поскольку опыта создания подобного рода учебников по сейсморазведке не
имеется, то его содержание и построение могут иметь отдельные просчеты и недостатки. Все замечания
на этот счет авторы примут с благодарностью. Учебник написан на основе многолетнего опыта чтения
лекций студентам, обучающимся по программам бакалавриата направления 553200 "Геология и
разведка полезных ископаемых в Уральской государственной горно-геологической академии. В его
основу положен ранее изданный одним из авторов в Екатеринбурге курс лекций по сейсморазведке:
Сейсморазведка. 4.1 - Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 1995. - 96 с, Сейсморазведка. Ч.П - Екатеринбург:
Изд-во УГГГА, 1996. - 176 с, Сейсморазведка МОГТ. Ч.Ш - Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 1996.-240 с.
Авторы считают своей обязанностью отметить, что на содержание и стиль изложения ряда
разделов учебника значительное влияние оказала недавно опубликованная работа старейшего
отечественного сейсморазведчика, академика Н.Н. Пузырева "Методы и объекты сейсмических
исследований". - Новосибирск: Изд-во СО РАН, 1997.-302 с.
При написании данного учебника принято во внимание содержание ряда монографий
зарубежных специалистов, которые оказались доступными авторам. По своему содержанию и по форме
изложения материала они, по сути, являются учебными пособиями по курсу сейсмической разведки.
В процессе изложения учебного материала авторы на всех этапах придают большое значение
иллюстрациям, которые призваны существенно облегчить восприятие текста. Текст учебника содержит
достаточно большое число рисунков. Особое внимание авторы придают показу в учебнике интересных
временных разрезов, на которых демонстрируются большие потенциальные возможности
сейсморазведки. Эти материалы должны способствовать пониманию особой роли современной
сейсморазведки в изучении земных недр. К сожалению, по ряду причин в учебнике невозможен показ
различных цветных рисунков, что существенным образом ограничивает возможности при демонстрации
всех результатов современных сейсмических технологий.
Особую морально-этическую ответственность авторы испытывают за публикацию в учебнике
ряда иллюстраций. Все иллюстрации, с точки зрения авторов, можно разделить на три категории.
Первая - это рисунки, принадлежащие авторам, вторая - рисунки, взятые из опубликованных работ, в
том числе и в иностранных изданиях. Эти рисунки не имеют ссылок на авторство, но публикации,
откуда они заимствованы авторами, обязательно приводятся в списке дополнительной литературы.
Такой принцип использования рисунков в учебной литературе авторам показался вполне допустимым.
Лишь при демонстрации неопубликованных материалов, которые любезно предоставлены авторам
отдельными специалистами, указывается их авторство.
Подготовка и издание данного учебника в столь непростое время оказались бы невозможными
без моральной и финансовой поддержки руководителей целого ряда геофизических организаций
страны: Кирсанова Михаила Васильевича - Председателя Комитета природных ресурсов по
Оренбургской области, Муртаева Исы Султановича - Генерального директора ОАО
"Хантымансийскгеофизика", Мехеда Леонида Петровича и Дроздова Анатолия Петровича -
Генерального директора и главного технолога ОАО "Сибнефтегеофизика", Думкина Виктора
Андреевича и Балдина Виктора Аркадьевича - директора и главного геофизика ОАО
"Таймыргеофизика", Киселева Бориса Александровича - главного инженера Ватьеганской
сейсмической экспедиции ОАО "Башнефтегеофизика", Пинаева Валерия Сергеевича - главного
инженера ОАО "Центральная геофизическая экспедиция", г. Новосибирск. Работа над учебником была
бы абсолютно невозможной без материальной поддержки и внимания Бондарева О.В.
Главы 1, 2, 4, 6, 7, 10, 11 и предисловие написаны Бондаревым В.И. Главы 3, 5, 8, 9 и заключение
написаны Бондаревым В. И. и Крылатковым СМ. совместно.
При подготовке к изданию авторам оказали неоценимую помощь коллеги по кафедре асе.
Крылаткова Н.А. и инж. Силина Т.С. Всем им авторы выражают искреннюю признательность и
благодарность.
1. ОБЩЕЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О СОДЕРЖАНИИ ЭТАПА
ОБРАБОТКИ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ЗАПИСИ
LL Подготовка полевых материалов к процессу цифровой обработки
В результате выполнения полевых работ получают исходные материалы для решения тех
геологических задач, которые были сформулированы на этапе планирования и проектирования
сейсморазведочных работ. Для того чтобы на основе полученных полевых материалов можно было
успешно решать поставленные геологические задачи, необходим контроль за соблюдением
технологической дисциплины на всех этапах ведения работ. Поэтому после проведения полевых работ
обязательным этапом является приемка полевого материала с оценкой качества на предмет определения
степени пригодности его для последующей обработки. Приемка полевых материалов осуществляется в
два этапа. На первом этапе - этапе предварительной приемки - приемка материалов производится с
целью определения объемов выполненных работ и оценки качества выполненных работ. Приемке
подлежат все исходные физические наблюдения. Под физическим наблюдением (ф.н.) - понимают
сейсмограмму (или совокупность сейсмограмм), полученную (полученных) из одного пункта
возбуждения при неизменном расположении линии (или линий) сейсмоприемников. Каждое физическое
наблюдение может быть оценено как „хорошее", „удовлетворительное " или „брак". Критерии для
отнесения к одной из этих оценок определяются действующими в данной организации инструкциями и
стандартами предприятия. Последующей обработке подлежат только хорошие и удовлетворительные
записи.
Физические наблюдения принимаются с оценкой "хорошо" (коэффициент качества 1.0) при
высоком техническом и методическом качестве полевой записи. Физические наблюдения принимаются
с оценкой "удовлетворительно" (коэффициент качества 0.9), если они имеют количественные
недостатки, величина которых не превышает определенных заданных пределов. Итоговый коэффициент
качества полевых записей определяется по формуле:
, ()
qj+q2+ Уз
где qi, q2> qs - количество физических наблюдений, принятых соответственно с оценкой "хорошо",
"удовлетворительно" или "неудовлетворительно" (брак). Объем выполненных сейсморазведочных работ
2D актируется числом выполненных ф.н. и километров профилей. Объемы работ 3D актируются
количеством ф.н. и числом квадратных километров съемки.
Второй этап - окончательная приемка материала - осуществляется по полностью
воспроизведенным на обрабатывающем центре полевым записям. Для выполнения процесса цифровой
обработки в вычислительный центр поступают принятые исходные сейсмические записи, рапорты
оператора, схемы отработки профилей или площади, материалы по изучению верхней части разреза и
другие необходимые материалы. Содержание, объем и полнота обработки определяются проектным
заданием на обработку.
1.2. Цели и стадии цифровой обработки сейсмических записей
Извлечение полезной геологической информации из полевых сейсмических записей происходит
в процессе их обработки и интерпретации. При этом получение итоговой геолого-геофизической
информации о разрезе базируется на решении так называемой обратной задачи сейсморазведки - задачи
определения сейсмогеологического строения изучаемой территории по наблюденному полю упругих
волн. Идеальным результатом такого решения было бы установление характера распределения
сейсмических параметров (скоростных и поглощающих свойств) во всем объеме изучаемой
геологической среды. Однако получение такого результата на современном уровне развития теории
метода по ряду причин пока невозможно. Тем не менее, с учетом ряда ограничений, существующая
теория сейсморазведки позволяет получать количественные данные о строении изучаемых
геологических объектов. При этом различают, в широком смысле этого слова, два различных подхода к
обработке и интерпретации данных сейсморазведки.
Первый подход - кинематический - позволяет по наблюденным временам прихода импульсов
полезных (целевых) волн восстановить положение отдельных сейсмических границ и изучить в первом
приближении распределение скоростей в среде. В настоящее время кинематическая интерпретация
является на практике преобладающей и служит основой для решения большинства традиционных задач
структурной сейсморазведки.
Второй подход - динамический - основан на одновременном количественном использовании как
времени прихода сейсмических колебаний, так и их интенсивности и формы записи, В этом
направлении достигнуты пока относительно скромные результаты. Однако этот подход быстро и
эффективно совершенствуется. Можно ожидать, что в недалеком будущем на его основе станет
возможным надежное получение важных и достоверных сведений не только о форме сейсмических
границ, но и о характере распределения во всем разрезе акустической жесткости и коэффициентов
поглощения упругих волн.
Формальной задачей кинематической обработки сейсмических записей является такое их
преобразование, которое позволило бы максимально просто и с высокой достоверностью выделять
целевые сейсмические волны и эффективно подавлять все ненужные, мешающие волны-помехи. В такой
постановке задача обработки включает в себя ряд процедур, относительная роль которых при решении
различных геолого-геофизических задач может быть различной. Среди этих процедур необходимо
прежде всего назвать: препроцессинг, собственно типовую кинематическую обработку и детальную
кинематическую обработку. Последовательность выполнения этих операций и их внутренняя связь
поясняются схемой, приводимой на рис. 1.1.
ПОЛЕВАЯ ИНФОРМАЦИЯ
ПРЕПРОЦЕССИНГ
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА
Типовая кинематическая
обработка
Детальная кинематическая
обработка
ДИНАМИЧЕСКАЯ
ОБРАБОТКА
ИНТЕРПРЕТАЦИОННАЯ ОБРАБОТКА
РЕЗУЛЬТАТЫ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
Рис. 1.1. Обобщенная схема взаимодействия этапов обработки сейсмических данных
Основная цель подготовительного этапа обработки - препроцессинга * обеспечение
возможности проведения всей дальнейшей обработки путем подготовки и преобразования полевых
сейсмических записей в формат используемой обрабатывающей системы.
Типовая кинематическая обработка призвана обеспечить решение поставленных перед
сейсморазведкой задач структурной геологии в разнообразных сейсмогеологических условиях. Типовая
кинематическая обработка ставит своей целью решение задач структурной геологии в конкретных и
относительно простых сейсмогеологических условиях по результатам полевых работ, выполненных по
определенной методике.
Детальная кинематическая обработка имеет своей целью улучшение прослеживаемое™ осей
синфазности полезных волн в сложных сейсмогеологических условиях и определение ряда
кинематических параметров волн, используемых в дальнейшем при интерпретации. Конечный результат
этого этапа обработки - глубинная скоростная модель среды.
Целью динамической обработки является извлечение из материалов сейсморазведки
дополнительной информации о тонких особенностях строения изучаемой геологической среды. Во
многих случаях по результатам такой обработки удается:
- восстановить историю формирования осадочной толщи в районе исследований;
- изучить детальные особенности структуры геологических границ и фациального состава
отдельных слоев;
- установить наличие и тип флюидов в слоях и т.п.
Решение таких задач требует выполнения всех процедур обработки в режиме сохранения
относительных амплитуд сейсмических колебаний для всего временного интервала их регистрации.
Основное содержание интерпретационного этапа обработки составляет решение обратных
кинематических (и динамических) задач сейсморазведки. При этом главными задачами являются:
- установление формы и положения геологических границ;
- прогнозирование вещественного состава и физического состояния горных пород на базе
очищенных от помех сейсмограмм, временных разрезов, полей времен, годографов, других
кинематических и динамических характеристик.
По результатам этого этапа составляется окончательный отчет о проведенных
сейсморазведочных работах.
1.3. Общая схема решения обратных задач сейсморазведки
Большинство обратных задач сейсморазведки в настоящее время решается на основе
использования так называемых эффективных моделей среды. Эффективная сейсмогеологическая
модель среды - это такое геологически оправданное упрощенное представление реального разреза, для
которого расчетное поле упругих волн наилучшим образом согласуется с наблюденным. Используемые
при обработке модели среды и волнового поля конструируют из ограниченного числа простых
элементов. Важнейшим элементом модели среды является сейсмический пласт {слой). При этом
чаще всего считают, что сейсмический слой имеет плоские границы, а его пластовая скорость всюду
постоянна. Основным элементом модели регистрируемого волнового поля является устойчивая по
форме и интенсивности полезная волна определенного предполагаемого типа, которая имеет
годограф известного вида, соответствующий кровле или подошве этого сейсмического пласта.
При решении обратной задачи сейсмической разведки исходными базовыми компонентами для
анализа являются: постановка задачи, априорная информация о сейсмической модели и
экспериментальный материал.
Постановка обратной задачи определяется целями сейсморазведочных работ и техническими
возможностями их выполнения, а также составом, структурой и качеством полученного
экспериментального полевого материала.
Априорная информация содержит собранные заранее сведения общего и частного характера,
необходимые для решения поставленной задачи. Эта информация касается геологического строения,
глубинных и поверхностных сейсмогеологических условий, опыта решения подобных задач в сходных
условиях, данных о системе наблюдений, сведений о зоне малых скоростей и т.п. Исходя из
поставленной задачи, на основе априорных данных выбирают подходящие для анализа модель среды и
модель сейсмограммы. Обе эти модели всегда взаимосвязаны и должны правильно описывать
количественные зависимости между характеристиками регистрируемых волн и параметрами
сейсмогеологического разреза. Выбор модельной основы зависит от технических и математических
средств обработки, доступных исполнителю в данной ситуации. Во всех случаях решение обратных
задач сейсморазведки осуществляется поэтапно. Многоэтапность решения задач обусловлена
недостаточностью априорной информации и сложностью большинства используемых вычислительных
процедур. Уточнение качественных и количественных характеристик модельной основы в процессе
решения обратной задачи на каждом этапе производят путем последовательных приближений
(итераций). Общее представление о схеме решения обратных задач сейсморазведки можно получить по
данным, показанным на рис. 1.2.
ЗАДАЧА
АПРИОРНАЯ
ИНФОРМАЦИЯ
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ
МАТЕРИАЛ
МОДЕЛЬ СРЕДЫ И
МОДЕЛЬ СЕЙСМОГРАММЫ
КИНЕМАТИЧЕСКАЯ
(И ДИНАМИЧЕСКАЯ)
ОБРАБОТКА
ИНТЕРПРЕТАЦИОННАЯ ОБРАБОТКА
И ИНТЕРПРЕТАЦИЯ
ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЗУЛЬТАТ
Рис. 1.2. Обобщенная схема решения обратных задач сейсморазведки
Все операции собственно процесса обработки сейсмических записей могут быть полностью
формализованы. Это означает, что для большинства вычислительных процедур всегда можно построить
такой алгоритм - последовательность вычислительных и логических операций, который однозначно
преобразует исходные данные в информацию желаемого вида. На всех этапах обработки, по
возможности, используются оптимальные алгоритмы. В статистическом отношении оптимальным
алгоритмом считается такой, который среди множества других вариантов решения обеспечивает
получение наилучшего результата в среднем по множеству случаев его применения. Оптимальный
алгоритм позволяет получить наилучший результат только при условии, что обрабатываемый
экспериментальный материал полностью соответствует выбранным моделям среды и волнового поля.
Если это условие нарушается, то могут возникнуть неконтролируемые искажения результатов. Здесь
необходимо вмешательство обработчика-интерпретатора. Именно поэтому весь вычислительный
процесс расчленяется на этапы, предусматривающие анализ промежуточных результатов инженером-
геофизиком.
При обработке данных сейсморазведки, кроме процедур, имеющих строгое математическое
обоснование, нередко используются так называемые эвристические алгоритмы. Они построены на
интуитивно-эмпирических предпосылках, выработанных в процессе практической деятельности
геофизиков-обработчиков. Их эффективность доказывается результатами опробования на большом
объеме реальных сейсморазведочных материалов.
В практике обработки находят применение и адаптивные алгоритмы. Адаптивные алгоритмы
представляют собой совокупность многоэтапных групп алгоритмов, содержащих элементы анализа
промежуточных результатов с использованием математических методов проверки выдвинутых гипотез
и автоматического принятия на этой основе статистически обоснованных решений. Это позволяет
адаптировать вычислительные схемы к особенностям конкретного экспериментального материала.
Принципиальную основу цифровой обработки сейсмических записей составляют три вида
математических операций: преобразования Фурье, свертка сигналов и корреляция.
Преобразования Фурье трансформируют данные из временной области в частотную область и
обратно. Эти преобразования позволяют выполнять часть процедур обработки во временной области и
часть - в частотной. Такой подход обусловлен тем, что некоторые вычислительные процессы могут быть
выполнены быстрее и более экономично в одной области, чем в другой.
Свертка сигнала представляет собой операцию замещения каждого элемента входного сигнала
элементом выходного сигнала с помощью какой-либо весовой функции. Свертка является
8
математической основой широко используемой в сейсморазведке операции фильтрации сейсмических .
сигналов.
Корреляция - математический метод определения меры сходства между двумя наборами
данных. Применение метода сводится к определению временного сдвига, при котором достигается
максимальное сходство двух сигналов. Корреляция является способом обнаружения и извлечения
коротких сигналов известной формы из длинного волнового пакета. Такая операция является одним из
ключевых элементов при обработке данных вибрационного метода сейсмической разведки.
Целью большинства видов обработки является усиление амплитуды полезного сигнала
относительно уровня помех - улучшение соотношения "сигнал-помеха". При различиях
спектрального состава полезных волн и волн-помех с целью улучшения соотношения "сигнал-помеха"
широко применяют одноканальную частотную фильтрацию. В сейсморазведке при этом
используются различные виды частотных фильтров - граничные, полосовые, режекторные,
корректирующие, обратные и другие. Возможности фильтрации значительно возрастают, если волны-
помехи отличаются от полезных колебаний дополнительно кинематическими характеристиками
(например, кажущейся скоростью). В этих случаях применяют многоканальную пространственно-
временную фильтрацию. Среди конкретных видов такой фильтрации прежде всего следует отметить
многоканальную оптимальную фильтрацию, веерную фильтрацию, различные виды суммирования
записей и т.п.
Результативность обработки сильно зависит от того, насколько хорошо экспериментальные
данные соответствуют принятой теоретической модели среды. Среди факторов, нарушающих это
соответствие, следует прежде всего отметить искажения времен прихода волн за счет неоднородностей
верхней части разреза. Такие искажения устраняются путем введения статических поправок. При
обработке данных многократных перекрытий в MOB в большинстве случаев необходимо введение
кинематических поправок. С их помощью устраняют различия во временах прихода полезных
отраженных волн, вызванные неодинаковым удалением пунктов наблюдения от источников. Введение
кинематических поправок преобразует криволинейный годограф отраженной волны в прямолинейный
годограф нормальных времен отражения - линию U(x). Эта линия в масштабе времени отображает
форму отражающей границы. Линии U(x) однократных отражений образуют кинематический
временной разрез сейсмогеологических границ по профилю. Именно на нем проводят корреляцию
(выделение и прослеживание) полезных волн. Во многих случаях временной разрез вполне пригоден
для качественной геологической интерпретации сейсмических данных. На заключительных этапах
обработки данных МОП производят определение сейсмических скоростей и построение сейсмических
границ.
При обработке данных МПВ чаще всего ограничиваются преобразованием годографов
преломленных волн в линии to(x), времена которых также пропорциональны глубинам до сейсмических
границ. По данным МПВ широко применяют вычисление граничных скоростей, характеризующих
вещественный состав преломляющих горизонтов сейсмогеологического разреза. На заключительных
этапах обработки данных МПВ обычно выполняют расчеты, связанные с построением сейсмических
(преломляющих) границ.
Каждый сейсмический обрабатывающий центр имеет на вооружении одну или несколько
специализированных обрабатывающих и интерпретационных систем. Под специализированной
сейсмической обрабатывающей системой понимают законченный программный продукт,
позволяющий полностью проводить процесс обработки сейсмической информации. В составе любой
такой системы имеется большое количество подпрограмм, позволяющих выполнять ту или иную
процедуру обработки и широкий набор различного рода сервисных (обслуживающих) подпрограмм.
Это позволяет эффективно и удобно осуществлять весь процесс обработки. В настоящее время
отечественные обрабатывающие центры имеют на вооружении как отечественные программные
продукты, так и, преимущественно, зарубежные. Все они содержат примерно одинаковый набор
стандартных подпрограмм (до 500 и более) и отличаются, главным образом, уровнем представляемого
сервиса, а также содержанием алгоритмов, положенных в основу подпрограмм. Задача обработчика
состоит в выборе конкретных подпрограмм, позволяющих в заданных условиях (возможные сроки
обработки, состав и количество обрабатываемых записей и т.п.) осуществить максимально
качественную обработку данного сейсмического материала. Для реализации этой задачи составляется
9
последовательность выполнения конкретных видов процедур. Последовательность и взаимодействие
различных алгоритмов обработки принято называть графом обработки. Поскольку стоимость
обработки сейсморазведочных данных составляет заметную долю от стоимости полевых работ, то
минимизация затрат на работы путем выбора оптимального и эффективного графа обработки
сейсмической информации во многом определяет общий успех сейсморазведки в решении
поставленных геологических задач. В зависимости от методики работ, а также от характера решаемых
геологических задач граф обработки может быть различным. Однако во всех случаях обработки
применяемый граф всегда содержит некоторые общие и обязательные процедуры. Пример такого графа
обработки с минимальным набором обязательных геофизических процедур при кинематической
обработке данных МОГТ показан на рис.1,3. Этот граф предусматривает, что после выполнения
операций препроцессинга полученные рабочие ленты (массивы информации) ОГТ - (РОГТ) вместе с
— ^"\
Априорные ^ч
статические ^
поправки J
Рабочие ленты ОГТ
(массивы информации)
ВВЕДЕНИЕ СТАТИЧЕСКИХ И
КИНЕМАТИЧЕСКИХ ПОПРАВОК
С Априорный
скоростной
разрез
Сейсмограммы
ОТВ и ОТП
КОРРЕКЦИЯ
СТАТИЧЕСКИХ
ПОПРАВОК
РЕГУЛИРОВКА АМПЛИТУД
ЧАСТОТНАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ
СОРТИРОВКА ТРАСС
Сейсмограммы ОГТ
СУММИРОВАНИЕ ПО ОГТ
ПОСТРОЕНИЕ
СЕЙСМИЧЕСКОГО
РАЗРЕЗА
Сейсмограммы ОГТ
КОРРЕКЦИЯ
КИНЕМАТИЧЕСКИХ
ПОПРАВОК
Временной разрез
Вертикальные
спектры скоростей
Vorr(to)
РАСЧЕТ VM и
_Q
Скоростной
разрез Уэф@о)
Временные и глубинные
сейсмические разрезы,
структурные карты и т.п.
Рис Л .3, Обобщенный граф обработки результатов сейсмических наблюдений по методу общей
глубинной точки
априорными данными о статических поправках и скоростном разрезе становятся основой для типовой
10
кинематической обработки. После анализа и сопоставления сейсмограмм различного типа (ОТВ, ОТП>
ОГТ) производится уточнение (коррекция) статических и кинематических поправок. Далее
предусматривается выполнение многоканальной фильтрации и суммирование трасс, соответствующих
общим глубинным точкам. Это позволяет получить временной разрез to(x), по которому осуществляют
выделение и корреляцию основных отражающих горизонтов. На основе уточненного скоростного
разреза и данных корреляции по временному разрезу можно построить временной (рис. 1.4) и / или
Рис. 1.4. Типичный временной разрез сложно построенной геологической среды
глубинный сейсмический разрез по данному профилю. Используя полученные сейсмические разрезы по
отдельным линиям, можно сделать выводы о структуре изученных горизонтов по площади
исследований.
1.4. Принципы и виды корреляции сейсмических волн
Геофизик-интерпретатор должен уметь опознавать и различать по характерным особенностям
записей волны различного типа на сейсмограммах и временных разрезах. Для этого необходимо знать
главные критерии выделения и прослеживания основных типов сейсмических волн. Этот процесс
можно осуществить на основе процедур корреляции сейсмических волн. Под понятием корреляции в
сейсморазведке понимается процесс выделения, опознания и прослеживания сейсмических волн во
времени и в пространстве на сейсмограммах и временных разрезах. Доя этого используют
совокупность динамических и кинематических признаков сейсмических волн. Некоторая совокупность
колебаний на записи относится к сейсмической волне с четко выраженными индивидуальными
свойствами при одновременном выполнении следующих условий:
- на каждой трассе данная группа колебаний выделяется в виде шгсульса. длительностью в 2-3
периода;
- амплитуда выделенной группы колебаний заметно превышает амплитуду общего соседнего
фона колебаний;
- форма записи - видимые периоды, соотношение- амллитуд соседних экстремумов колебаний и
общий вид рисунка записи - повторяется на соседних трассах;
- времена регистрации и кажущиеся скорости, определяемые по первым наиболее четким фазам
колебаний, меняются от трассы к трассе плавно и закономерно.
По совокупности указанных признаков на записи всегда сравнительно легко осуществить
волновую корреляцию - выделить конкретную сейсмическую волну. На рис. 1.5 показан пример
11
выделения отраженной волны по указанным выше признакам.
После выделения и опознания на записи (сейсмограмме, временном разрезе) отдельной
сейсмической волны, как правило, осуществляют прослеживание этой волны в пространстве (по
профилю) путем осуществления фазовой
корреляции. Фазовую корреляцию
(прослеживание в пространстве) осуществляют
путем прослеживания одного или нескольких
наиболее четких экстремумов записи. Основной
трассируемый экстремум должен быть
расположен, возможно, ближе к началу импульса.
При выполнении фазовой корреляции учитывают,
главным образом, признак подобия формы записи
волны на соседних трассах. Одновременно
принимают во внимание свойство плавности
изменения времени регистрации и кажущейся
скорости вдоль профиля регистрации. Линию,
соединяющую одинаковые фазы одной и той же
волны на разных трассах, принято называть осью
синфазности. Ось синфазности представляет
собой годограф волны (фазовый годограф),
построенный в масштабе сейсмограммы или
временного разреза. Фазовые особенности формы
записи сейсмических волн могут иметь
самостоятельное значение при качественной
интерпретации рисунка (формы) записи на основе
принципов сейсмической стратиграфии -
одного из разделов современной сейсморазведки.
Во многих случаях, когда фазовая
корреляция затруднена или нецелесообразна,
применяют групповую корреляцию
прослеживание волновых пакетов вне
зависимости от их внутренней структуры.
Все вышеназванные три вида корреляции
(волновая, фазовая и групповая) могут
реализовьшаться в различных пространственных
формах.
Позиционной корреляцией называют
прослеживание волны, ее какой-либо фазы или
всего волнового пакета от трассы к трассе по
одной и той же сейсмограмме общей точки
Рис. 1,5. Пример выделения отраженной волны на
фрагменте сейсмограммы общей точки взрыва
возбуждения.
Транспозиционной корреляцией
называют прослеживание волны, ее какой-либо
фазы или всего волнового пакета от одной сейсмограммы общей точки возбуждения к другой на основе
принципа взаимности, в соответствии с которым времена прихода волн и форма записи во взаимных
точках должны быть близки между собой.
Азимутально-фазовая корреляция осуществляется по специальным азимутальным
сейсмограммам, полученным в одной точке профиля при различных направлениях оси максимальной
чувствительности сейсмоприемников. На основе таких записей осуществляется определение типа
регистрируемой волны по характеру поляризации (ориентировки) вектора смещения в данном
колебании.
Процесс корреляцрш осложняется в зонах, где одновременно прослеживается две (или более)
сейсмических волны. Такие зоны называются зонами интерференции (наложения) сейсмических волн.
12
Интерференция может возникнуть от наложения двух (или более) регулярных волн и при
взаимодействии регулярных и случайных волн. В зонах интерференции обычно происходит ослоэюнение
формы записи. Часто проявляется схождение или примыкание осей синфазности. Как правило,
происходит изменение кажущихся скоростей и амплитуд сейсмических волн и наблюдаются другие
явления, осложняющие процесс корреляции упругих волн.
1.5. Распознавание и особенности корреляции отраженных волн
Отраженные волны на сейсмограммах общей точки возбуждения, приходящие к дневной
поверхности после прямых и преломленных волн, всегда регистрируются в последующих вступлениях
и прослеживаются с помощью фазовой корреляции. Поскольку отраженные волны обычно
регистрируются на сравнительно небольших расстояниях от источников, то их записи, как правило,
всегда осложнены интенсивными регулярными и нерегулярными волнами-помехами.
Отраженные волны обычно коррелируются по наиболее четким
экстремумам (фазам), а момент их вступления при необходимости (для
расчетов) определяют путем ввода специальных поправок за фазу. Оси
синфазности и соответствующие им годографы отраженных волн обычно
имеют криволинейную форму, близкую к гиперболической форме и, при
согласном залегании границ в пределах применяемых на практике баз
наблюдений, обычно не пересекаются между собой.
Отражения, которые в данном районе работ четко прослеживаются
и имеют надежную геологическую привязку, принято называть опорными
(маркирующими). Их прослеживание и интерпретация позволяют
существенно повысить надежность истолкования всего сейсмического
материала.
Как показывают специальные исследования, многие импульсы,
выделяемые на записях MOB в качестве отдельных отражений, на самом
деле представляют собой результат интерференции ряда волн, отраженных
от границ тонких слоев, образующих рассматриваемый сейсмический слой.
При изменении структуры такого слоя - количества и мощности
составляющих прослоев, их фациального состава - изменяется форма
сложного отражения (рис. 1.6). В этих условиях целесообразно
прослеживать одновременно несколько фаз и анализировать их
пространственную взаимосвязь. Например, локальное раздвоение фаз
вероятнее всего связано с местным вздутием пласта или с изменением
состава слагающих его пород. При наличии в разрезе сбросов, надвигов и
других нарушений на сейсмограммах появляются характерные особенности
записи - быстрое ослабление некоторой группы колебаний, появление
сходных по форме колебаний с заметным сдвигом во времени. В
зависимости от характера нарушения оси синфазности, прослеживаемые по
обе стороны от него, могут либо перекрываться на одном и том же участке профиля, либо образовывать
зону отсутствия отражений. Иногда зоны нарушения выделяются по затуханию колебаний. Очень часто
в зонах нарушений не удается регистрировать отражения. Поэтому ухудшение или отсутствие записи на
некотором участке профиля косвенно указывает на наличие нарушения. Поскольку такое же ухудшение
качества записи может быть вызвано изменением поверхностных условий регистрации, то необходимо
тщательно анализировать такие области на предмет их связи с особенностями рельефа местности, зоны
малых скоростей и т.п. Осложнения в выполнении корреляции сейсмической записи также могут быть
обусловлены и серией других причин. Среди этой группы причин прежде всего следует назвать
интерференцию регулярных и случайных помех, изменения условий образования и распространения
упругих волн в покрывающей толще, в том числе и в приповерхностных частях разреза, неоднородность
физических свойств и геометрии границ и др.
Осложнения волнового поля, обусловленные интерференцией, обычно хорошо видны на
Рис. 1.6. Пример записи
раздвоения фаз
отраженной волны
13
исходных сейсмограммах. На временных разрезах они не играют существенной роли. Их влияние
сводят к минимуму путем повышения кратности и плотности наблюдений. Изменения поверхностных
условий проведения работ - колебания рельефа профиля, чередование зон растепления и
многолетнемерзлых пород, появление трапповых тел и других неоднородностей в верхней части разреза
- приводят к появлению искривлений и разрыву осей синфазности, изменению видимого периода и
амплитуды всех глубинных волн. Возникающие искажения не могут быть полностью скомпенсированы
введением статических поправок. Поэтому при суммировании по ОГТ возможно несинфазное сложение
полезных волн, что ведет к нарушению их корреляции на временных разрезах. По совокупности
прослеженных и выделенных на временном разрезе сейсмических волн можно получить достаточно
полное представление о сейсмическом строении разреза. Если на полученном временном разрезе
дополнительно изобразить в том или ином виде выделенные нарушения, то молшо получить достаточно
полное представление о геологическом строении изученного профиля. Пример такого отображения в
сейсмическом волновом поле сложно построенного геологического разреза показан на рис. 1.7.
Во многих районах среди волн, регистрируемых на записях в методе отраженных волн,
н PAEROE TROUGH - IA#RE BASlW
NORDFJORO HIGH
MAGNUSTROUGH
iKm.
Рис. 1.7. Типичный временной сейсмический разрез с выделенными зонами нарушений
присутствует большое количество многократных отражений. Так как форма годографов кратных и
однократных отражений одинаковая, то по виду осей синфазности обнаружить и различить эти волны
достаточно трудно. Нередко они имеют большую интенсивность, хорошо прослеживаются и могут быть
ошибочно приняты за отражения от глубоко залегающих границ.
Обнаружить и выделить кратные отраженные волны на сейсмограммах общего пункта
возбуждения в некоторых случаях можно по совокупности следующих признаков:
*0) An)
- времена регистрации на пункте взрыва однократного t^ и п - кратного t0 отражения
должны быть связаны следующим приближенным соотношением:
^ = * Г ' sin(wq>) / sin ф; A.2)
- координаты минимумов годографов кратной волны при наклонном залегании границы
смещаются по профилю в сторону восстания границы в соответствии с формулой
^=^!,-М«ф)/8тф]2; A.3)
- для большинства реальных разрезов эффективная скорость, определенная по годографу
кратной отраженной волны КэД*о ), всегда меньше эффективной скорости Уэф\Ц )> определенной по
годографу однократной волны на том же времени t^;
- амплитуды кратных волн всегда в среднем меньше амплитуды однократной волны.
14
Разумеется, что выполнение приведенных соотношений возможно только поеле приведенных фазовых
годографов отраженных волн к первым 'вступлениям и к единому расчетному уровню путем введения
статических поправок.
Для горизонтально залегающих или слабонаклоненных границ эти соотношения приобретают
особенно простой вид:
С=п-С : *<">ч?; A-4)
Реальная сейсмограмма, на которой отче iлибо видна кратная отраженная волна с названными
выше свойствами, показана на рис. 1.8.
Рис 1 8. Двенадцатиканальная сейсмограмма шфрового сейсмоакустического профилирования с записью-
1 - однократно отраженной волны, 2 - двукратно отраженной волны; 3 - прямой акустической волны
На временных разрезах многократные волны, распространяющиеся в верхней низкоскоростной
части разреза, обычно подавляются посредством суммирования по методике общей глубинной точки.
Это происходит по причине несоответствия для этих волн введенных кинематических поправок,
рассчитанных для благоприятного суммирования однократных отраженных волн. Поэтому разрезы ОГТ
в значительной мере очищены от много-кратных отражений, что облегчает кор-реляцию полезных волн.
379**
Рис 1 9. Пример записи кратных отраженных волн на временном сейсмоакустическом разрезе
Однако в некоторых случаях, например, при исследовании на море, кратные волны,
распространяющиеся в слое воды, могут на сейсмограммах и временных разрезах прослеживаться
весьма ярко. В качестве такого примера на рис 1.9 приводится запись непрерывного
сейсмоакустического профилирования с четкой записью многократных отражений от морского дна.
15
1.6. Особенности корреляции преломленных ирефрагированных волн
Годографы различных преломленных волн даже в простейшем случае горизонтально-слоистой
среды пересекаются между собой, образуя зоны интерференции. Эти зоны интерференции создают
большие затруднения для фазовой корреляции преломленных волн. Поэтому при прослеживании
преломленных волн необходимо тщательно анализировать динамические особенности до и после зоны
интерференции.
Преломленные волны на
определенных расстояниях от
источника приходят к
сейсмоприемникам раньше всех других
волн. В этом случае можно измерять
время прихода фронта волны как
момент первого вступления на записи.
Однако только этим ограничиваться не
следует. Необходимо одновременно
изучать и прослеживать последующие
фазы записи и их поведение вдоль
профиля. Преломленные волны
наиболее четко коррелируются в
области первых вступлений, что
хорошо видно на рис.1.10. Нередко
можно осуществить фазовую
корреляцию преломленных волн и вне
области первых вступлений - после
прихода других волн. Это позволяет
одновременно изучать несколько
преломляющих горизонтов*
При работах по методу
преломленных (и рефрагированных)
волн часто используют системы
наблюдений, позволяющие получать
нагоняющие годографы. Это позволяет
составлять так называемые сводные
записи, полученные на одной стоянке
при возбуждениях в различных
пунктах. Сопоставимость записей,
полученных из разных пунктов
возбуждения, имеет различный
характер для горизонтально и
вертикально слоистых сред. Если
некоторая особенность записи на
данной расстановке сейсмоприемников
оказывается устойчивой при изменении
положения источника, то она вероятнее всего обусловлена наличием вертикальных контактов в среде.
Наоборот, смещение волновой картины по профилю на расстояние, пропорциональное перемещению
источника упругих волн, указывает на связь соответствующих головных волн с субгоризонтальными
границами раздела. Форма осей синфазности и годографов головных волн чаще всего близка к
прямолинейной. Нагоняющие годографы, соответствующие одноименной сейсмической границе, при
отсутствии явления рефракции параллельны.
Рефрагированные волны на сейсмических записях имеют много общего с записями
преломленных волн. Они также преимущественно следятся в области первых вступлений. Однако их
t.008 0 I ' •
X "* L
ТГ T I
1 __ _T 11
M _ 1
+.008 0 ¦ ' ¦ t J
J1L
_1Sl
"IT
Too[nir
T ifl
, 2' ¦ - T ¦ 3
К
1
it
1 II
~f \ ¦
1 J I
4 Д
I- - - /
::::::: : :.
¦ T ¦ 2 i < ' ¦ S i
Рис, 1.10. Пример записи преломленных волн
в области первых вступлений
16
главной отличительной чертой является криволинейность оси синфазности с выпуклостью,
направленной в сторону возрастания времени. Кажущаяся скорость, определяемая на небольшой базе
годографа, имеет четкую тенденцию к увеличению гю мерс удаления центра расчетной базы от пункта
возбуждения. Нагоняющие годографы рефрагированных волн сближаются с удалением от источника
колебаний.
Поверхностные волны - волны-помехи, доминирующие в некоторых случаях на сейсмических
записях, имеют достаточно характерные нижеследующие признаки;
- низкочастотный состав колебаний;
- низкие фазовые и групповые скорости;
- веерообразная форма цуга колебаний, исходящих из пункта возбуждения.
Обобщенное представление о типичной структуре волнового поля отраженных волн и о
ш&®т8Ш?.
Рис. 1.11. Типичное исходное сейсмическое волновое поле на сейсмограмме метода отраженных волн
на сейсмограмме ОТВ на одгюм из участков Западной Сибири:
1 - отраженные волны; 2 - преломленные и рсфрагировшшые волны; 3 поверхностные волны
характере совместной просяеживаемости преломжино-рефрагированных A), отраженных B) и
поверхностных волн C) можно получить по сейсмограмме, изображенной на рисЛ.П. Цуг колебаний
17
поверхностных волн при этом сечет все другие оси синфазности. Приведенная на сейсмограмме
волновая картина является типичной для работ методом отраженных волн в большинстве районов
проведения нефегазопоисковых работ.
Вопросы для самопроверки
I .Какова идеальная цель решения обратной задачи сейсморазведки?
2.В чем суть кинематического подхода к процессу интерпретации данных сейсморазведки?
З.На чем основан динамический подход к процессу обработки и интерпретации данных
сейсморазведки?
4.Что является целью типовой кинематической обработки сейсмических данных?
5.Какие главные цели преследуют на этапе проведения детальной обработки сейсмических
данных?
б.Каково содержание интерпретационного этапа обработки?
7.Поясните взаимодействие различных элементов алгоритма общей схемы решения обратных
задач сейсморазведки.
8.Что принято называть графом обработки сейсмических данных?
9.Назовите главные виды математических операций, составляющих основу цифровой обработки
сейсмических записей.
Ю.Какая математическая операция составляет основу процесса фильтрации сейсмических
сигналов?
I1 .Поясните последовательность выполнения процедур обобщенного графа обработки
сейсмических наблюдений, получаемых методом общей глубинной точки.
12.По совокупности каких признаков на сейсмических записях выделяется сейсмическая волна?
13.По каким критериям осуществляется фазовая корреляция сейсмической волны?
14.По каким главным признакам выделяются и прослеживаются на записях отраженные волны?
15.Каковы признаки кратных волн на сейсмограммах общей точки возбуждения?
16.Назовите характерные признаки головных и рефрагированных волн на сейсмограммах общей
точки возбуждения.
35
J - на шельфе
Потенциальные ресурсы нефти по регионам мира в миллиардах тонн:
1 - Территория бывшего Советского Союза; 2 - Ближний Восток и Северная Африка;
3 - Юго-Восточная Азия; 4 - Европа; 5 - Северная Америка; 6 - Центральная и Южная
Америка; 7 - Южная Африка и Антарктида; 8 - Центральная Азия
18
2. ОСНОВНЫЕ НАЧАЛЬНЫЕ ПРОЦЕДУРЫ ОБРАБОТКИ
СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
2.1. Демультиплексирование, подготовка и редактирование
сейсмических записей
Обработка сейсмической информации на специализированных вычислительных центрах
является неотъемлемой частью сейсморазведочных работ. Она выполняется с помощью специальных
сейсмических обрабатывающих систем, которые включают в себя целый ряд достаточно сложных
математико-логических процедур преобразования зарегистрированной сейсмической информации. По
характеру и назначению эти процедуры объединяются в отдельные группы, которые принято называть
графами. Как правило, процесс обработки сейсмических материалов начинается с выполнения ряда
процедур, которые принято включать в граф предварительной обработки. Этот граф нередко
назьшают препроцессингом. Обобщенная блок- схема графа предварительной обработки данных метода
общей глубинной точки показана на рис.2.1. В состав графа предварительной обработки входит много
Полевые цифровые
сейсмограммы
Параметры
визуализации
Демультиплексирование,
восстановление амплитуд
Параметры
регулировки
Форматирование
заголовков трасс,
предварительная редакция
Регулировка амплитуд
Вертикальное накапливание
Визуализация
Корреляция виброграмм
Сейсмограммы ОГТ
Сортировка трасс по ОГТ
Анализ и накапливание данных
Рабочие ленты ОГТ (РОГТ)
Оценка качества материала,
данные для уточнения параметров,
редакции и т. и.
Рис.2.1.Состав процедур обработки на предварительном этапе
19
различных процедур. Наиболее употребительными процедурами являются:
- ввод» демультиплексирование и размещение сейсмических записей на внешних запоминающих
устройствах;
- редактирование записей с целью исправления и исключения искаженной или непригодной для
дальнейшей обработки информации;
- выбор параметров и проведение регулярного исключения (отбраковки) определенных участков
сейсмических записей;
- предварительная начальная регулировка и покаиальное выравнивание амплитуд исходных
записей;
- вывод полевых записей для осуществления окончательной приемки и оценки качества полевых
работ;
- вертикальное накапливание и корреляционное преобразование виброграмм;
- сортировка трасс по общим средним точкам.
Операция демультиплексирования производится над сейсмическими записями,
произведенными в полевых условиях в мультиплексной форме, с целью представления их в
поканальном виде. В современных сейсморазведочных станциях эта операция может выполняться и в
полевых условиях. Процедура ввода и демультиплексирования цифровых записей заключается в
идентификации и считывании заголовков полевых сейсмограмм, размещении этих данных в
оперативном запоминающем устройстве, разделении единого массива данных н#отдельные массивы по
числу зарегистрированных каналов и записи их на рабочие магнитные ленты. На этом же этаяе
записывается для хранения в памяти ЭВМ служебная информация, необходимая для дальнейшей
обработки: длина сейсмической трассы, шаг дискретизации сигналов по времени, пикеты пунктов
возбуждения и приема, априорные статические и кинематические поправки и т.п. Все это по существу
означает формирование этикетки (паспорта) каждой трассы. Наличие этикетки позволяет в
последующем осуществлять сортировку трасс по любому признаку в сейсмограммы различного типа.
Редактирование записей состоит в исключении из обработки каналов с отсутствием записи, с
преобладанием помех, каналов, содержащих аппаратурные и электрические помехи, исходные записи с
некачественным возбуждением или не имеющие отметки взрыва. На этом этапе возможно исправление
трасс, записанных в обратной полярности или имеющих неправильный порядок подключения. В
начальной части сейсмических
записей обычно наблюдаются
интенсивные, сравнительно
низкоскоростные волны,
распространяющиеся в верхней
части разреза (головные или
рефрагированные). Они оказывают
сильное мешающее влияние на
последующую обработку. Поэтому
перед началом обработки по ОГТ
необходимо эти записи
искусственным путем удалить.
Операцию удаления интенсивных
головных волн, регистрируемых в
начальной части каждой трассы,
принято называть мыотинголи
Она заключается в обнулении
участков трасс в начальной части
сейсмической записи до
некоторого момента временя,
пропорционального удалению
канала от источника. Графически
область обнуления на
сейсмограмме ОТВ показана на
рис.2.2.
Рис.2.2.Исходная сейсмограмма ОТВ с изображением линий,
ограничивающих область обнуления в начальной части записи
20
При работе с импульсными невзрывными источниками упругих волн, ввиду их малой мощности,
для получения читаемых сейсмических записей нередко возникает необходимость суммирования
записей серии слабых единичных воздействий. Такой способ получения сейсмограмм реализуется с
помощью вертикального накапливания. Качество получаемых суммарных сейсмограмм, как правило,
улучшается при увеличении числа суммируемых исходных записей.
Вибрационный метод сейсмической разведки достаточно широко используется во многих
районах страны. Заметные технологические преимущества метода - повышенная техническая
безопасность работ, их более высокая экологическая безопасность и т. п. - открывают перед этим
методом большие возможности, особенно при работах на урбанизированных территориях. Однако
получаемые в этом методе полевые записи для их прочтения требуют выполнения предварительной
специальной процедуры - процедуры преобразования полученных виброграмм в коррелограммы. Для
этого необходимо выполнение специальной процедуры обработки. Как известно, при вибрационном
методе сейсмической разведки вибратором возбуждают достаточно длинный цуг колебаний
кеазисинусоидалъной формы, видимая амплитуда и частота которого обычно меняются по закону:
f(t)=fo+Af-~,
@<t<T), B.1)
-0.5
б
Рис.2.3.Типичная форма начальной части свип-сигнала
где/0 - начальная частота цуга, Af- диапазон приращения частоты за время посылки, Т - длительность
посылки цуга. Обычно длительность
посылки цуга Т может меняться от 6
до 30 с, иногда более. Достигнув
имеющихся в разрезе отражающих границ,
падающий вниз цуг колебаний отражается
и потому суммарная запись является
результатом интерференции цугов
посылки и серии отраженных сигналов. В
силу этого зарегистрированный
сейсмоприемниками колебательный
процесс визуально не читается. Чтобы
увидеть приход отраженных (и других)
волн, необходимо сжать эти длительные
цуги колебаний в короткие волновые
пакеты. Процедуру сжатия реализуют
путем выполнения операции взаимной
корреляции зарегистрированного
суммарного колебания с исходным
посылаемым сигналом, обычно
называемым свип-сигналом. Представление о форме начальной части свип-сигнала можно получить из
рис.2.3. При корреляции свип-сигнала с зарегистрированным интерференционным колебанием в
моменты времени, когда в записи встречается цуг колебаний, подобный свип-сигналу, возникают
максимумы функции взаимной корреляции. Последовательность таких максимумов, напоминающих
отдельные короткие импульсы, развернутая во времени, будет представлять собой запись в импульсной
форме вступления отдельных сейсмических волн, которые путем корреляции выделены из суммарной
записи. Таким образом, при вибрационном способе возбуждения сложная интерференционная по форме
запись превращается в близкую к обычной импульсной. Дальнейшая обработка этих записей
производится по тем же самым алгоритмам, что и для импульсных сейсмограмм. На рис.2.4 приведена
схема формирования сейсмических записей в вибрационном методе. Представление о виде
вибросейсмограммы до и после корреляции можно получить по данным, приводимым на рис.2.5.
Сортировка исходных трасс сейсмограмм ОТВ в сейсмограммы ОГТ является заключительной
операцией препроцессинга. Она заключается в формировании совокупности трасс для каждого пикета
профиля (площади), для которых эта точка профиля является общей средней точкой. Эту совокупность
трасс и называют сейсмограммой ОГТ. Все полученные сейсмограммы ОГТ записывают на рабочие
ленты (массивы информации) ОГТ - РОГТ, которые и являются основой для следующего этапа
обработки.
21
Fit)
лмлт
1 1/ -АгЛ mrr
4
5
Рис.2.4.Схема формирования
виброграммы:
1 - распределение во времени
коэффициентов отражения в разрезе;
2- исходный посылаемый свип - сигнал;
3 - отраженные свип - сигналы;
4 - суммарный зарегистрированный
сигнал на одной из трасс
ьиброграммы; 5 - конечный результат
преобразования суммарной трассы
виброграммы
: в!
?!
8
4JE 9
i 1
Iffil
in HI
lliiPl
^38»
ttt
2 i^^
ИИИ4М»
10
Sweep Uncorreiated Vibroseis Record
F-60 Hz)
i
т
1
ш
ш
« эр
• ш
"Из
11
ill
HP
ш
11
| И
I щ
Я
i Ш
И
шм
Wm
if
Е
я
Ш1
В
Z * S
|
1
1
1
|
1
i
7
;
У»
1
1
|ё|Ёр
^^^^^
Шш
mm
ЩЩЩ\ III ff
iiiii
^^§?'^^^
з шШШе
Correlated
Shot Record
Рис.2.5.Типичные результаты вибрационного метода разведки:
1 - посылаемый свип - сигнал длительностью 10 с; 2 - виброграмма с длительностью записи 15 с;
3 - итоговая сейсмограмма длиной в 5 с
22
Вывод исходных сейсмограмм общей точки взрыва {ОТВ) является обязательной процедурой.
Эти сейсмограммы позволяют осуществить окончательную приемку полевых материалов и произвести
итоговую оценку их качества. Для получения сейсмограмм ОТВ на бумажных носителях необходимо
осуществить специальную регулировку амплитуд и выбрать нужные параметры для устройства
визуализации.
2.2. Программная и автоматическая регулировка амплитуд
В процессе предварительной обработки сейсмических материалов всегда производится
восстановление и программная регулировка амплитуд упругих волн. Это необходимо для того, чтобы
различные последующие обрабатывающие процедуры осуществлялись с записями примерно
одинаковой интенсивности. Большинство применяемых математических процедур обработки
сейсмических записей требуют выровненных во времени и вдоль профиля амплитуд сейсмических
сигналов. Особо важно это при применении методов обработки, основанных на теории стационарных
процессов. При регулировке амплитуд сейсмических записей исходят из двух возможных сценариев
последующей обработки. Первый сценарий обработки сейсмических записей предусматривает
восстановление и использование на всех последующих этапах обработки истинной интенсивности
всех регистрируемых сейсмических волн. Регулирование, обеспечивающее эту возможность, получило
название регулирования записей с сохранением относительных амплитуд (СОА). Иногда такое
регулирование амплитуд называют регулированием с возможностью восстановления соотношения
амплитуд - ВСА. Второй сценарий обработки не предусматривает сохранения (знания)
относительных амплитуд сейсмических сигналов. Это означает, что регулирование амплитуд
сейсмических сигналов может осуществляться автоматически в зависимости от интенсивности
приходящих сейсмических волн.
Для обеспечения сохранения относительных амплитуд записей чаще всего используется
программная регулировка амплитуд сейсмических сигналов как при демультиплексировании, так и на
последующих стадиях обработки. С этой целью величину коэффициента усиления всех сейсмических
трасс выбирают одинаковой и зависящей только от времени их регистрации. Чаще всего полагают, что
изменение коэффициента усиления К во времени должно соответствовать закону:
K(t) =At + 20-B'!gt + C [дб], B.2)
где t - время от момента возбуждения сигнала, А, В, С
- постоянные параметры, численные значения которых
подбираются экспериментально. При этом считают,
что первое слагаемое компенсирует ослабление
интенсивности сейсмических волн за счет их
поглощения в среде в процессе распространения.
Второе слагаемое компенсирует ослабление
интенсивности упругих волн за счет расхождения
энергии сферического фронта. Третий член позволяет
выбрать необходимый средний уровень усиления.
Подбор численных значений параметров А, В, С
осуществляет геофизик-обработчик на основе
визуального анализа воспроизводимых сейсмограмм.
В других алгоритмах обработки вместо
выражения B.2) для расчета коэффициента усиления используется выражение вида:
'-'-, B.3)
48
36
24
12
0
у
I
>
/
0.25
1.25
2.25
3.25
4-25 Г, С
Рис.2.6. Типичный вид зависимости
коэффициента усиления от времени
* > 'm
где С - константа (уровень приведения), Уэф(г)~ эффективная скорость, a(t) - численно задаваемая
функция, которая выбирается экспериментально. На рис.2.6 показан типичный вид зависимости
коэффициента усиления от времени, а на также демонстрируется эффект регулирования амплитуд для
сейсмических трасс. Регулирование с сохранением относительных амплитуд является обязательным
при проведении динамической обработки.
23
Во многих случаях в процессе обработки ограничиваются изучением только кинематических
особенностей сейсмического поля. В этих случаях используют цифровое автоматическое
регулирование амплитуд (ЦАРУ). Оно основано на нормировании записи по средней величине ее
уровня на некотором временном интервале регистрации. Значение амплитуды выходного сигнала в
каждый данный момент времени определяется по формуле:
1+Л1/2 "I
(I/*)* IXOl + C, L B.4)
/-Д//2 J
где Aex(t)~ исходное значение амплигуды сигнала, Aehtx(t)- выходное значение отсчета, At - временное
окно подсчета среднего из абсолютных значений амплитуд, СГ константа, определяющая пороговый
уровень срабатывания АРУУ С - константа, определяющая выходной уровень записи. Размер окна At
выбирается экспериментально в диапазоне 200 - 1000 мс. I
Выравнивание амплитуд вдоль профиля наблюдений достигается с помощью процедур
нормализации записей, которые приводят средний уровень записи всех трасс к определенной, заранее
заданной величине. В качестве нормирующего множителя обычно используется один из следующих
коэффициентов регулирования записи:
К = МАХ/С; К = МЮ/С; K = POW/C, B.5)
где МАХ = Атах - макси-
максимальное значение амплитуда]
сигнала на данной записи,
Рис.2 7 Сравнительный вид одного и того же временного разреза,
полученного при различных способах регулирования амплитуд-
а - цифровое автоматическое регулирование усиления - ЦАРУ;
Ъ - регулирование с сохранением относительных амплитуд - СОА
24
t-At
- среднее значение ампли-
амплитуды и энергии сигнала.
Для корректного вы-
выполнения процедуры норма-
нормализации записи необходимо
соблюдать следующие
условия: I
- окно At для вычисления
среднего значения должно
охватывать весь полезный
временной диапазон записи;
- уровень нормализации С
должен быть в пределах,
исключающих как потерю|
точности для слабых отра-
отражений, так и переполнение
разрядной сетки машины для
сильных отражений.
Для понимания влия-
влияния разных способов регули-
регулирования амплитуд сейсмиче-
сейсмических записей на окончатель-
окончательный вид получаемых
временных разрезов рассмот-
рассмотрим фрагмент временного
разреза одного и того же
участка профиля, показан-
показанного на рис.2.7. Для того
чтобы изобразить на бумажном носителе в читаемом виде временные сейсмические разрезы, приходится
при их выводе ориентироваться на читаемость максимальных амплитуд. Поскольку эти амплитуды в
режимах СОА и ЦЛРУ разные, то вид сейсмических разрезов также получается различным. При этом,
как уже отмечалось, режим СОЛ дает более правильное представление об истинных амплитудах
различных отраженных волн на рассматриваемом временном разрезе.
23. Расчет и коррекция статических поправок
Резкие изменения рельефа поверхности наблюдений, мощностей и скоростей распространения
упругих волн в самой верхней части разреза (ВЧР) приводят к тому, что времена прихода отраженных
волн на сейсмической записи резко изменяются. В этом случае оси синфазности отраженных волн на
сейсмограммах ОТВ и ОГТ и, как следствие, на временных разрезах будут сильно искажены. В
результате даже при сравнительно высоком соотношении сигнал-помеха прослеживание полезных
отраженных волн на сейсмограммах или временных разрезах становится затруднительным. Повысить
качество таких сейсмических записей возможно только путем поканального введения специально
рассчитанных компенсирующих временных сдвигов - статических поправок. Влияние правильно
введенных статических поправок на качество сейсмического материала хорошо видно из
сравнительного анализа двух фрагментов временного разреза, показанных на рис.2.8.
118 112 706.
Рис.2 8.Влияние статических поправок на качество временного разреза:
а- исходный временной разрез без у чета статических поправок:
б - разрез с хорошо откорректированными статическими поправками
Статические поправки для каждого канала обычно вводят в два приема. На первом этапе
определяют и вводят так называемые расчетные (предварительные) статические поправки. В
последующем проводят коррекцию (уточнение) статических поправок и затем ввод окончательных
статических поправок.
Перед началом всех сейсмических построений в дашюм регионе выбирается единая
горизонтальная плоскость - плоскость (линия) приведения Она всегда располагается ниже подошвы
наиболее сильно изменчивой верхней части разреза. Сгатические поправки позволяют реальные
наблюденные времена пробега упругих волн привести (пересчитать) к идеализированным условиям, при
25
которых источники и приемники упругих волн якобы располагаются на выбранной горизонтальной
плоскости - плоскости приведения. Приведение результатов любых сейсмических исследований к
единой и условной плоскости наблюдения в данном районе исследования позволяет не только
исключить влияние всегда присутствующей незакономерно изменчивой верхней части разреза, но и
обеспечить взаимную сопоставимость глубинных построений по сейсмическим работам разных лет.
Наиболее часто встречаются три варианта расположения пунктов возбуждения в верхней части разреза
типичного геолого-геофизического строения. Первый, наиболее распространенный вариант,-
возбуждение упругих колебаний производится из скважин, глубина которых превышает мощность зоны
малых скоростей. При этом допускается, что заряд может находиться как выше, так и ниже плоскости
приведения (рис.2.9,а). Очевидно, что для приведения реальных времен прихода сейсмических волн к
виртуальной ситуации выполнения работ на плоскости приведения необходимо в полученные времена
Рис.2.9. Схема вариантов расчета предварительных статических поправок:
а - возбуждение под ЗМС; б - возбуждение на поверхности земли; в - линия приведения
расположена ниже первой жесткой границы; 1 - земная поверхность; 2 - линия приведения,
3 - подошва ЗМС, 4 - первая жесткая сейсмическая граница
прихода волн ввести две поправки - поправку за положение пункта взрыва вт и поправку за положение
пункта приема влп*
Поправка за пункт взрыва на пикете с номером i определяется, как это следует из рис.2.9,а,
формулой:
}-, B.6)
V,
ЗМС
где Ah ив - расстояние от точки взрыва до линии приведения в пункте взрыва, Ушс - скорость упругих
волн в слое ЗМС.
Аналогичным образом поправка за положение/-го пункта приема будет равна:
B.7)
тс
где UQ) - вертикальное время wlj-m пикете приема.
26
Итоговая расчетная величина статической поправки зависит от схемы суммирования, Она будет
равна сумме двух вышеприведенных компонент, взятых для пикетов взрыва и приема, которые
соответствуют выбранной точке ОГТ:
встп (/. у) = епв (о + ет и)=^^ + ^^+tB (л B.8)
* змс ^змс
Первое слагаемое в приведенной формуле является поправкой за условный перенос реального
источника из очага взрыва на плоскость приведения - расчетная статическая поправка за пункт взрыва, а
два последних слагаемых - поправка за перенос точки приема с земной поверхности на плоскость
приведения - расчетная статическая поправка за пункт приема. Расчетные статические поправки всегда
вычитаются из наблюденного времени регистрации сейсмических волн. Если глубина заложения
взрывной скважины превысит глубину залегания поверхности приведения, то соответствующая
поправка за пункт взрыва будет иметь знак, противоположный только что рассмотренному случаю.
Второй типичный случай - возбуждение и прием упругих волн осуществляются на поверхности
земли (рис.2.9эб). В этом случае поправки за пункт взрыва и пункт приема будут одинаковыми, а общая
суммарная расчетная статическая поправка будет равна:
ff42^) B'9)
змс уо ) \ узмс ко )
где hj - мощность ЗМС в точке возбуждения (приема), h2 - расстояние от подошвы ЗМС до линии
приведения.
Более сложным является последний, третий случай, когда выше линии приведения залегает еще
одна жесткая сейсмическая граница - граница зоны промежуточной скорости (ЗПС) (рис.2.9,в). В этом
случае поправки за пункт взрыва и пункт приема определяются (при взрывном способе возбуждения)
следующим образом:
9тт+, 9яи)++
"о * зпс * змс *зпс
Общая статическая поправка определяется, как обычно, по общей формуле:
Ocm(iJ)= 0nB{i)+9nn(j). B.11)
Для получения расчетных значений компонент статических поправок необходимо знание
нивелировочного разреза профиля наблюдений и значений скоростей распространения упругих волн в
верхней части разреза.
Основными способами изучения ВЧР в сейсморазведке ОГТ является микросейсмокаротаж
(МСК) и метод первых волн (МПВ). В точках профиля, расположенных между скважинами МСК или с
данными МПВ, параметры ВЧР находят путем линейной интерполяции. Фрагмент сейсмического
профиля с данными изучения ВЧР я расчетными статическими поправками приведен на рис.2.10.
Статические поправки должны вводиться перед любыми процедурами обработки,
использующими времена отражений, в том числе и перед вводом кинематических поправок.
Расчетные статические поправки всегда являются лишь оценкой истинного значения поправки и
отличаются от них присутствием погрешностей в используемых данных (высот, вертикального времени,
скоростей и мощностей слоев ВЧР). Поэтому после ввода предварительных статических поправок
сохраняется некоторый остаточный сдвиг Австт выявление и устранение которого является задачей
второго этапа ввода статических поправок - этапа коррекции (уточнения) расчетного значения.
Остаточный сдвиг обычно принято представлять суммой низкочастотной А&стп' и высокочастотной
AQcrn" компонент:
А9Стп= Абстп'+ Австп" . B.12)
Высокочастотная (случайная) составляющая погрешности имеет знакопеременный характер и
может рассматриваться как результат влияния случайных погрешностей в исходных данных.
Низкочастотная компонента является результатом недостаточно полных сведений о строении ВЧР
вблизи плоскости приведения.
На практике разработано и применяется довольно много способов коррекции статических
поправок. Они отличаются друг от друга степенью помехоустойчивости, трудоемкости, затратами
машинного времени, областью применимости и др. Для коррекции статических поправок обычно
27
t,MC
80
40
О
Н,м
170
150
130
ПО
30
90
35
40
45
50
55
60
ПК
30
35
rl
40
2
45
50
55
60
ПК
4
Рис.2. Ю.Обычные материалы по изучению ВЧР на сейсмическом профиле:
1 - земная поверхность, взрывные скважины и скважины МСК; 2 - графики и значения пластовых скоростей по данным
МСК\ 3 - подошва ЗМС\ 4 - линия приведения; 5 - график вертикального времени по взрывным скважинам tB\
6 - расчетные статические поправки
используются годографы ОГТ, ОТВ, ОТП, ОУ однократно отраженных волн от полого залегающих
выдержанных опорных
горизонтов, имеющих
четкую динамическую:
выразительность на слабом
фоне помех. Для понимания 5
принципиальной сущности |
всех методов коррекции
статических поправок
рассмотрим пример
использования для этих
целей годографов ОГТ. На
рис.2.11 изображен
наблюденный годограф
ОГТ, полученный в
условиях сложного строения
ВЧР. После введения в
данный годограф расчетных
статических поправок его
можно осреднить
to
1
Рис.2 Л1.Принцип коррекции статических поправок с помощью годографа
ОГТ:
1 - наблюденный годограф ОГТ; 2 - годограф ОГТ, исправленный расчетными
статическими поправками; 3 - осредняющая гипербола (парабола)
гиперболой. Разность
времени Лвстп между
28
аппроксимирующей гиперболой и исправленным годографом ОГТ представляет собой суммарную
корректирующую поправку за i-й пункт взрыва ЛвПв0) и за/-й пункт приема ЛвппО)• Эти составные
части корректирующей поправки можно определить раздельно. Для этого нужно сгруппировать
найденные по различным сейсмограммам ОГТ поправки Лвстп сначала по общей точке взрыва (ОТВ)
(i=const\ а затем по общей точке приема (ОТП) (j=const). Для каждой совокупности поправок ЛвСтп,
сгруппированных по ОТВ, характерна неизменная часть поправки ЛвПв за данный пункт взрыва и
переменные по величине и знаку случайные остаточные компоненты поправки ЛвПп за разные пункты
приема. Следовательно, в силу сказанного всегда можно считать, что:
B.13)
стп
ОТВ
Аналогичным образом можно полагать:
Для коррекции статических поправок во
многих способах используют свойство фазовой
устойчивости суммарных сигналов к разбросу
фаз исходных каналов, если значение отдельных
разбросов фаз не превышает 0,3 видимого
периода колебаний. На рис.2.12 изображена ось
синфазности регулярной волны с предварительно
введенными в нее расчетными статическими и
кинематическими поправками. Отклонения
экстремумов суммируемых трасс от экстремума
суммарной трассы являются корректирующими
статическими поправками. Если суммируются
сигналы по сейсмограмме ОТВ, то
корректирующая поправка является поправкой за
пункт приема Лвпп* Если суммируются
колебания по сейсмограмме ОТП, то
корректируемая поправка является поправкой за
пункт взрыва Лвпв Для фактического
определения величины сдвига фаз между
каждым каналом и суммарной трассой
используется функция взаимной корреляции -
ФВК - двух этих трасс в некотором временном
окне. ФВК принимает максимальное значение
при таком взаимном сдвиге трасс по времени,
который равен значению оцениваемой
статической поправки.
Найденные по каждому единичному
годографу ОГТ, ОТВ или ОТП корректирующие
статические поправки продолжают содержать в
себе случайные погрешности. Учитывая наличие
избыточной системы наблюдений при методике
ОГТ, можно на следующей стадии обработки
произвести сглаживание величин поправок в
процессе группирования и сопоставления их по
общим точкам взрыва и приема. Таким образом,
коррекция статических поправок является
трудоемким, кропотливым и длительным
творческим процессом.
стп]
B.14)
ОТП
77/7//73
fk(t)
'40 -20 О 20 АО МС
Рис.2Л2.Фрагмент сейсмограммы ОГТ со спрямленной
осью синфазности при ^откорректированных
статических поправках (трассы Fl - F8) и результат
суммирования (трасса Fs) всех трасс
29
В результате тщательной коррекции статических поправок прослеживаемость отраженных волн
на временных разрезах принципиально улучшается. Временные разрезы делаются хорошо читаемыми
по большинству осей синфазности. В качестве иллюстрации влияния иа результаты обработки
тщательной коррекции статических поправок на рис.2.13 приведены два фрагмента временных разрезов.
1
DP
55
170
IBS
zoo
215
230
245
260
305
за,
Штам
1400
14S0
isoo
-ISSO
-ieoo
-I6SO
Л7оа
-1750
-ieoo
-ieso
-1800
-1950
-2000
-2050
-2100
-2150
-2200
2250
CDP
155
,70
185
1ЭД0
1450
1500
1
1
1
1
\
200
215
гзо
245
260
29Q
I
3QS
320
33S
I ">
ш^
тжжил
1950-
2000-
2050-
2100-
2150-
2200-
2250-
^^S^^^^^MM^^fM
ШШ1МШЁШЩШШШ
7-1400
7-1450
r^soo,
H55O
=-1600
7-16S0
7-1700
E-1750
—1800 g"
E-1B50 |
rieoo
7-1950
Г-2000
5-2050
7-2100
7-2150
7-2200
Рис 2.13.Сравнительный вид временных разрезов, полученных на основе:
а-только априорных статических поправок; б - путем введения тщательно скорректированных поправок
на основе работы специальной программы PACS - NEW
30
Один из них получен после введения расчетных статических поправок, а другой после их тщательной
коррекции на основе работы специальной программы коррекции PACS - NEW. Различие в качестве
временных разрезов весьма ощутимо.
2.4. Расчет и коррекция кинематических поправок
Кинематические поправки вводят в годографы ОГТ с целью их последующей трансформации в
линии U(x). Эта процедура решающим образом влияет на качество суммирования и, следовательно, на
качество получаемых временных разрезов. Априорная информация о разрезе, необходимая для введения
кинематических поправок, всегда известна нам лишь приближенно. Поэтому на последующих этапах
обработки, так же, как и при введении статических поправок, возникает необходимость проведения
коррекции вводимых кинематических поправок. Для большинства сейсмогеологических ситуаций
исходную кинематическую поправку zK (to, x) рассчитывают по формуле для нормального приращения
времени годографа ОГТ отраженной волны в однородной среде:
-Го, B.15)
где V (to) - зависимость эффективной (либо средней) скорости от времени to.
В силу недоучета ряда факторов (слоистость изучаемого разреза, наклон границ, их
криволинейность и т.п.) расчетные кинематические поправки всегда содержат заметные погрешности,
что вызывает, как уже говорилось, необходимость дальнейшей коррекции введенных поправок.
Функцию V(t0) обычно задают на основе имеющихся предварительных сведений о скоростном разрезе
среды в виде значений V(t0) в ряде узловых точек по оси времени. Значения V(t0) для промежуточных
значений времен t0 определяют на основе линейной интерполяции. Зависимость V(t0) может быть
принята одинаковой для всего профиля (или площади)
исследований, либо задаваться различной в ряде точек
профиля (площади). Во втором случае для получения
зависимости V(td) для каждой ОСТ осуществляют линейную
(по двум переменным х и t$) интерполяцию по двум
заданным слева и справа соседним зависимостям V(to). На
каждом пикете ОСТ график V(t^ задают по t0 с таким шагом
Мо > при котором погрешность расчета априорной
кинематической поправки на крайнем канале сейсмограммы
ОГТ, обусловленная погрешностью задания скорости, не
должна превышать шага квантования сейсмической записи.
С учетом этого факта исходные кинематические поправки
рассчитывают и представляют в виде таблицы (в памяти
машины) с точностью до шага квантования (рис.2 Л 4). Такое
же представление этой информации применяют и после
коррекции кинематических поправок, поскольку к этой
таблице в процессе обработки приходится обращаться
неоднократно.
Скорректированные кинематические поправки Тк
(to, x) определяют на основе разновременного анализа
сейсмограммы ОГТ по вееру гипербол (или парабол). Для
понимания принципиальной сущности процесса коррекции
кинематических поправок рассмотрим схематически
следующий процесс преобразования сейсмограмм ОГТ
Выберем ряд численных значений скоростей VOrr (Уогть
VorT2>»Vorrm\ в пределах которого, по нашему мнению,
заключены все искомые значения истинной скорости Von
регистрируемых сейсмических волн. Рассчитаем значения
кинематических поправок для различных U и х, считая, что
для всех значений Ц скорость постоянна и равна VOrri-
to? I !
Рис.2 Л 4.3ависимость величины
кинематической поправки для
заданного канала сейсмограммы ОГТ:
1 - расчетная кривая; 2 - аппроксимация
данной кривой с точностью до шага
квантования; 3 - шаг квантования
31
Введем расчетные кинематические поправки в сейсмограммы ОГТ и их просуммируем. В результате
такой операции получим первую суммарную трассу. Затем те же операции повторим для других
выбранных значений Vorn>
Уогтз'» Уогтт- В результате
ir j/ получим т суммарных трасс,
О
Vt V2 V3
Уз
получим т
образующих
схематически
рис.2.15. На
синфазному
регулярных
Рис.2.15.Схематическое изображение суммоленты ОГТУ позволяющей
принципиально получать зависимость
суммоленту ОГТ,
изображенную на
суммоленте ОГТ
суммированию
волн будет
соответствовать максимум
разрастаний амплитуд суммарных
колебаний. Линия, построенная в
осях t0 - VOrr, и соединяющая
максимумы разрастаний амплитуд
суммарных колебаний на
полученной суммоленте и дает
искомый истинный закон
изменения VOrr от t0 на данном
пикете профиля. Используя эту
кривую, вычисляются новые
кинематические поправки,
которые и являются
скорректированными кинемати-
кинематическими поправками. Введя новые
кинематические поправки в
наблюденную сейсмограмму ОГТ и просуммировав полученные трассы, на выходе будем иметь одну
суммарную трассу, которая является искомой трассой окончательного временного сейсмического
разреза. Практическая реализация этой идеи коррекции кинематических поправок осуществляется
следующим образом. На профиле выбирают участок (или несколько участков) временного разреза,
полученный из 5-25 соседних сейсмограмм ОГТ. В каждую из соответствующих этому участку
сейсмограмм ОГТ вводят кинематические поправки, рассчитанные для различных значений VOrr из
некоторого диапазона предполагаемых значений скорости. После введения поправок для каждого
значения VOrr исправленные сейсмограммы ОГТ суммируют. В результате получают на выбранном
участке профиля серию (по числу использованных значений скоростей) вариантов временного разреза.
На каждом варианте временного разреза будут наиболее четко выделены оси синфазности тех
горизонтов, для которых принятое значение VOn на соответствующем времени t0 совпадает с истинным
значением VOrr для данной волны. Амплитуда волны, образующей данную ось синфазности на соседних
вариантах временных разрезов, будет затухать по мере увеличения отклонения значения Vorn
принятого для их построения от истинного значения. На рис.2.16 показан набор временных разрезов,
построенных для одного и того же интервала профиля с кинематическими поправками, рассчитанными
при различных значениях VOrr* Такие временные разрезы, полученные при различных скоростях
суммирования, обычно называют материалами по сканированию скоростей, или просто - сканами. Из
анализа приведенного набора временных разрезов (сканов) ясно видно, что во временном интервале от 1
до 3 с истинные значения скорости VOrr меняются в интервале от 2750 до 3640 м/с. Иногда подобного
рода переборы делают непосредственно по сейсмограммам ОГТ (без их суммирования). В этом
варианте переборов скоростей основным критерием выступает кривизна осей синфазности четких
отражений. При правильно выбранном значении скорости для ввода кинематических поправок оси
синфазности становятся горизонтальными, в других же случаях - либо недоспрямленными, либо
переспрямленными (рис.2.17). Рассмотренные способы позволяют представить результаты
регулируемого разновременного суммирования в форме, наиболее удобной для визуальной
интерпретации. Эти способы выбора истинной зависимости Уогт(*о) на практике предпочитают многие
интерпретаторы, так как критерием выбора скорости здесь является качество окончательного результата
обработки - временного сейсмического разреза.
32
V9 2,26
%т,км/с
3,6k 3,82 4,01 4,21 Ь,Ы tf,63
1 —КЯ5
;•
«
$5
V
Рис.2.16.Материалы по сканированию скоростей для определения зависимости Vorrfto) путем построения
одного и того же интервала временного разреза при различных постоянных значениях
скорости суммирования РЬ/т(ш/с). Цифры вверху - скорости суммирования
Ш75 «00 «525 1550 1575 Ш00 1625 №50 <Б75 1700 О50
Рис.2. П.Пример выдачи результатов перебора (сканирования) скоростей по сейсмограммам ОГТ.
Цифры вверху - скорости ввода кинематических поправок
33
Скорректированные кинематические поправки (уточненные зависимости
определяют в ряде точек профиля. Расстояние между этими точками на профиле зависит от
особенностей строения изучаемого разреза При малых углах наклона границ расстояние между
точками детального скоростного анализа может быть более 1-2 км. В условиях резко криволинейных
несогласно залегающих границ раздела расстояния между точками анализа приходится сокращать до
0,3 км - 0.5 км. На основании найденных в результате разновременного анализа кривых Von{U)
путем линейной интерполяции по оси х строят развернутые графики V0n(to >x\ позволяющие
рассчитывать оптимальные (уточненные) кинематические поправки для любой произвольной точки
(х, tv) временного разреза.
Вопросы для самопроверки
I. Что такое граф обработки сейсмической информации?
2 Какие виды обработки осуществляются на этапе препроцессинга?
3. В чем суть процедуры демультиплексирования сейсмической записи?
4. Назовите два основных вида регулирования амплитуды сейсмической записи.
5. Что такое плоскость (линия) приведения сейсмических наблюдений?
6. Что такое статическая поправка за пункт взрыва (пункт приема)?
7 Назовите факторы, определяющие величины статических поправок.
8. Какие основные принципы коррекции статических поправок вы знаете?
9. Сформулируйте принцип преобразования виброграмм в импульсные сейсмограммы.
10 Как определяется величина кинематической поправки в годограф ОГТ1
I1. Какова цель введения кинематических поправок?
12. На основе чего рассчитываются исходные кинематические поправки?
13. В чем суть разновременное о кинематического анализа сейсмограмм ОГП
14 На основе каких расчетов выбирается уточненный закон изменения Von{t^ для ввода
скорректированных кинемагических поправок? скорректированных кинематических
поправок?
Потенциальные ресурсы природного газа по регионам мира
в триллионах кубических метров:
1 - Терртория бывшего Советского Союза, 2 - Ближний Восток и Северная Африка;
3 - Юго-Восточная Азия, 4 - Европа, 5 - Северная Америка, 6 - Центральная и Южная
Америка, 7 - Южная Африка и Антарктида, 8 - Центральная Азия
34
3. ФИЛЬТРАЦИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ
3.L Общие понятия о фильтрации сейсмических колебаний
Центральное место в комплексе обработки сейсмических данных занимают процедуры
улучшения отношения амплитуд полезных сигналов к амплитудам помех, основанные на использовании
различия частотных и скоростных характеристик полезных сигналов и волн-помех. Совокупность таких
процедур различной природы объединяется общим понятием фильтрации сейсмических сигналов. В
сейсморазведке было давно замечено, что обычно регистрируемые полезные сейсмические волны и
волны-помехи в среднем достаточно заметно различаются между собой, как это видно из приводимых в
табл.3.1 данных, по частотному спектру и диапазону изменения кажущихся скоростей. В
конкретных сейсмогеологических условиях приведенные границы параметров являются еще более
узкими, что делает различие между волнами более контрастным.
Таблица 3.1
Характеристика основных классов сейсмических волн и волн - помех
при работе на продольных волнах
Класс сигналов
Отраженные волны
Преломленные, рефрагированные и
многократные отраженно-преломленные волны
Поверхностные волны релеевского типа
Многократно отраженные волны
Случайные помехи, микросейсмы
Электрические наводки
Звуковые волны
Частотный
спектр, Гц
10-80
5-50
3-30
10-60
10-100
48-52
60-125
Диапазон
кажущихся
скоростей, м/с
1500-00
1000-20000
100-1000
1500-00
-
300-350
Исщэльзуя определенным образом различия в динамических (по частотному спектру) и
кинематических (по кажущимся скоростям) свойствах полезных волн и волн - помех, можно на основе
некоторых математических процедур добиться увеличения соотношения "сигнал-помеха", т.е.
увеличить амплитудную разрешенность сейсмической записи. Как показывает опыт, визуально на
записях с достаточно высокой надежностью выделяются те сейсмические импульсы, амплитуда
которых превосходит средний уровень помех не менее чем в 2-3 раза. К сожалению, повышение
амплитудной разрешенное™ обычно достигается за счет сокращения ширины спектра сигнала полезных
волн, что приводит к увеличению его длительности во времени. При этом обязательно снижается
временная разрешенность записи. Последняя, как известно, определяет возможность раздельного
обнаружения и выделения сигналов, приходящих в близкие моменты времени. Таким образом, задача
одновременного повышения амплитудной и временной разрешенности сейсмических колебаний
выдвигает противоречивые требования к процедурам фильтрации. В таких условиях сейсморазведчики
всегда ищут некоторое компромиссное решение. Это приводит к тому, что на практике применяется
значительное количество видов фильтрации, решающих в каждом конкретном случае определенную
задачу обнаружения, выделения и/или подчеркивания сигналов.
3.2. Классификация основных видов фильтрации
Как было показано ранее, совокупность трасс сейсмической записи можно представить в виде:
P(Ux) = K{Ux)*S{t) + n{tx) , ' C.1)
где k(tjX) - импульсные сейсмограммы - графики распределения коэффициентов отражения во времени
и вдоль профиля; S(t) - функция, описывающая форму сейсмического импульса; n(t,x) - помехи,
независимые от полезного сигнала, * - символ операции свертки.
35
Искомой величиной в процессе обработки сейсмических данных МОГТ является функция
K(tyX) - функция, описывающая распределение коэффициентов отражения во времени (по глубине) и по
профилю. Потому одной из задач фильтрации может являться получение из наблюденного сигнала
P(tyX) на выходе фильтра такого сигнала Р (t,x), который бы был максимально подобен функции к((^с).
В других случаях может потребоваться устранение на записи нежелательных компонент или выделение
сигналов только заданной формы и т.п. Задачи такого рода решаются специальным выбором параметров
фильтра, пропуская через который исходную сейсмограмму, мы получаем на его выходе нужный нам
сигнал Р (tfX) (рис.3Л).
P(t,x)
Рис.3 Л. Принципиальная схема работы любого фильтра
Объективное и наилучшее
представление о параметрах
фильтра дает оператор фильтра -
сигнал на выходе фильтра h(tjc)
при подаче на его вход единичного
импульса (рис.3.2). Нередко при
характеристике фильтров их
P(t,x)=8(t)
P(t)\
->г
P(t,x)=h(t,x)
Рис.3.2. Схема получения оператора фильтра путем подачи на его вход единичного импульса
качества описывают частотной характеристикой Н((о,х). Функции h(t,x) и Н(со,х) однозначно связаны
между собой парой преобразований Фурье.
hit, х) = — • J#(co, x) • ехр(ког) • <ico
Я(ю,х) = "
C.2)
х) • ехр(-гсо?) • dt . C.3)
Существует большое количество видов фильтрации. Общее представление о возможных видах
фильтрации можно получить по данным, приводимым на рис.3.3.
Первым важным классификационным признаком всех фильтров является их свойство
линейности или нелинейности. Линейные фильтры на совокупность ряда сигналов действуют так, что
тот же самый искомый результат фильтрации можно получить и применив фильтр к каждому сигналу
отдельно, а затем результаты просуммировать. Линейные фильтры находят наибольшее применение в
алгоритмах обработки сейсмических данных.
Второй важной характеристикой фильтров является поведение параметров оператора фильтра во
времени. Если параметры оператора фильтра не меняются во времени его работы, то такие фильтры
называются инвариантными. В противном случае фильтры называют переменными во времени.
Наиболее важной характеристикой фильтров является их канальность. Если фильтр имеет один
входной канал, то фильтр называется одноканальным. Фильтр, имеющий более одного входного
канала, называют многоканальным.
В зависимости от того, по какой координате снимаются отсчеты фильтруемого сигнала, все
фильтры подразделяются на временные, пространственные и пространственно-временные.
Фильтры, ориентированные на ослабление случайных помех, носят название согласованных.
Фильтры-преобразователи, повышающие временную разрешенность сейсмической записи,
называются обратными фильтрами.
36
Линейная
Инвариантная во
времени
Одноканальная
Временная
Согласованная
1
В области
времени
•——.
-—_
>
- —-
Фильтрация
:>—<
г==—==:
Пространственная
<-
В Z-представлении
——
— —
—~—.
•
- .
—¦—
_—
— . -
Нелинейная
Переменная во
времени
_———
——-—^
Многоканальная
Пространственно-
временная
- ги
Обратная
" *"— ь
Bo6j
час
тети
тот
Рис. 3.3. Классификация основных видов фильтров
Все виды преобразований при выполнении фильтрации могут осуществляться либо во
временном представлении исходных сигналов, либо на основе их частотного представления, либо
на основании специального Z - преобразования исходных сейсмических сигналов. Все эти три способа
выполнения фильтрации по принципиальным особенностям эквивалентны.
33. Согласованные одноканальные фильтры
Наиболее широко используются в сейсмической разведке одноканальные фильтры различного
назначения. Среди них прежде всего следует назвать одноканальные аналоговые фильтры,
используемые в регистрирующей аппаратуре. В силу сложившейся практики это обычно физически
реализуемые устройства, содержащие сопротивления, емкости и т.п. В настоящее время в процессе
обработки сейсмической информации основное распространение получили так называемые цифровые
фильтры - некие математические операции с исходными сигналами, реализующие идею фильтрации.
Именно такие цифровые фильтры мы и будем рассматривать далее.
Среди широкого класса одноканальных цифровых фильтров особо важную роль играет группа
так называемых согласованных фильтров. Если известно, что во всем диапазоне частот существует
некоторая область, где энергия сигнала преобладает над энергией помех, то это позволяет
сконструировать фильтр, пропускающий только те составляющие спектра, где доминирует сигнал, и
подавлять все остальные компоненты спектра. При этом возможны следующие четыре варианта.
Спектр полезного сигнала преобладает в полосе частот от нуля до//=<5*//2я: Выше частоты/;
преобладают помехи. Очевидно, что искомый фильтр должен пропускать все колебания с частотой
ниже// и подавлять колебания с более высокими частотами. Фильтр, выполняющий такую функцию,
принято называть низкочастотным фильтром - фильтром ФНЧ. Графическое изображение его
частотной характеристики показано на рис.3.4,а.
Спектр полезного сигнала располагается выше частоты/;, а помехи - ниже. В этом случае фильтр
должен пропускать колебания, содержащие частоты выше/ и подавлять колебания с частотами ниже/2.
37
а
fi
f
fi
в
fi /2 J fi /2
Рис.3.4. Частотная характеристика идеальных согласованных фильтров:
а- ФНЧ, б- ФВЧ, в- ПФ, г- РФ
Такой фильтр называется высокочастотным фильтром - фильтром ФВЧ (рис.3.4,6).
Полезный сигнал преобладает в полосе частот fj - f2; помехи доминируют на более низких и
более высоких частотах. Фильтр в этом случае должен подавлять все помехи с частотами вне полосы
fi-fi- Такой фильтр называется полосовым фильтром - фильтром ПФ фис.3.4,в).
Полезный сигнал присутствует на всех частотах, кроме диапазона /1-/2, где доминируют
помехи. Фильтр в этом случае должен вырезать только заданный диапазон частот. Такой фильтр
называетсярежекторным фильтром - фильтром РФ (рис.3.4,г).
Частоты, которые разграничивают диапазоны пропускания и подавления волн, называются
граничными частотами. Мерой степени изменения частотных характеристик в области граничных
частот являются их крутизны среза. Крутизна среза фильтра измеряется в децибелах на октаву и
характеризует уровень ослабления сигнала (в
децибелах) на интервале частот, различающихся
по значениям в два раза.
Частотные характеристики Ннф, Нвф>
Нпф, и Нрф идеальных фильтров позволяют по
ранее приведенной формуле C.2) рассчитывать
соответствующие им операторы фильтра. Однако
если бы мы конструировали фильтры, у которых
крутизна срезов частотных характеристик была бы
очень высокой - теоретически приближалась бы к
идеальным вариантам, показанным на рис.3.4, то
получили бы слишком сложную конструкцию таких
операторов, В формировании выходного сигнала в
них будет принимать участие длинный ряд синусоид
различных частот. Представление о форме оператора
для такого идеального полосового фильтра можно
получить по данным рис.3,5. - Практическое
использование фильтров такой конструкции
затруднено. Если ограничиться небольшим числом
синусоид, участвующих в структуре оператора, то
125 / Гц
200 t,MC
Рис,3.5. Идеальный полосовой фильтр и его
характеристики:
а - амплитудная частотная характеристика;
б - оператор фильтра
38
возникает два важных обстоятельства. Во-первых, идеальная структура частотной характеристики
нарушается появлением так называемого явления Гиббса - нежелательных амплитудных искажений
частотной характеристики фильтра. Во-вторых, - и это главное - такие фильтры начинают пропускать
заметную часть сигналов и в области предполагаемого гашения (рис.3.6). Избежать этих недостатков
можно путем конструирования фильтров с плавным переходом от области пропускания к области
ТТ /Х\
Г±ц\Т)
—д
а
\
h(t)
б
о
/с
f
Рис.3.6. Реальная частотная характеристика ФНЧ, соответствующая относительно короткому
по длительности оператору фильтра:
1 - идеальная АЧХ; 2 - реальная ФЧХ; 3 - оператор фильтра
подавления. Например, применение низкочастотных фильтров с переходом из области пропускания в
область гашения в виде косинусоиды нижеследующего типа:
1 при /</ ,
(/-/,)
при
C.4)
О при f>f2 ,
обеспечивает уменьшение максимальных амплитуд колебаний Гиббса до 1% при незначительном
уменьшении реальной крутизны среза. Для иллюстрации сказанного на рис.3.7 приведены идеальные и
о
Л /2 '
f
о
fj
f
в
о' ft Л Я f< - f о /, /Г~Уз A fs .f6
РисЗ .7. Идеальные A) и реальныеB) частотные характеристики согласованных фильтров:
а-ФЯ?; 2-ФВЧ; 3 ПФ; 4-РФ
^ >
39
реальные частотные характеристики согласованных фильтров, построенные по этой схеме. В практике
обработки находят применение и другие способы конструирования подобных фильтров.
3.4. Одноканальные оптимальные фильтры
Чтобы сконструировать наилучший (оптимальный) фильтр, нужно предварительно
сформулировать условия и критерии, которым он должен удовлетворять. Их выбирают на основе
конечной цели фильтрации. Эти критерии должны позволять однозначно определять оператор фильтра
или его частотную характеристику. Полученный при соблюдении таких условий фильтр называют
оптимальным с точки зрения выбранного критерия. Рассмотрим принципы формирования критериев
построения оптимальных фильтров с точки зрения величины исходного соотношения "сигнал-помеха"
для нескольких случаев, когда полезные колебания и помехи имеют приблизительно одинаковые
частотные спектры.
Полезный сигнал значительно сильнее помехи. В таких благоприятных условиях обнаружение
полезных волн не вызывает затруднений, поскольку высока амплитудная разрешенность записи. В этом
X
f
f
Рис.3.8. Принципиальная схема деконволюции:
а- амплитудно - частотный спектр исходного сигнала; б - частотная характеристика оператора фильтра,
в - амплитудно-частотный спектр выходного сигнала; 1 - график уровня шумов в исходном сигнале
случае перед частотной фильтрацией можно ставить задачу сокращения длительности импульсов
регистрируемых волн - задачу повышения временной разрегиенности сейсмической записи за счет
некоторого снижения избыточной амплитудной разрешенное™. Критерием оптимальности фильтрации
может служит условие минимального среднего квадратического отклонения амплитуды выходного
сигнала от заданного импульса короткой длительноеги. Чаще всего в качестве такого импульса
выступает единичный импульс. Фильтр, осуществляющий такое преобразование, называют
оптимальным обратным фильтром. Часто такой тип фильтрации кратко называют деконволюцией.
Принципиальная сущность деконволюции в частотой области показана иа рис.3.8. Трансформация
частотной характеристики спектра сигнала до максимально возможного уровня равномерности во всем
полезном диапазоне частот неизбежно приводит к повышению временной разрешенности сейсмической
записи, поскольку все сейсмические импульсы становятся более короткими, а их видимый период
уменьшается. В качестве иллюстрации к сказанному на рис.3.9 для сравнения приводятся два
временных разреза. Первый из разрезов получен в результате применения стандартного состава
процедур обработки, второй - после применения дополнительно процедуры деконволюции. Более
высокая разрешенность сейсмической записи на втором временном разрезе вполне очевидна
Полезный сигнал по амплитуде сравним с помехой. В этом случае можно ставить задачу не
только обнаружения полезных волн, но и оценки их некоторых динамических параметров. С этой целью
необходимо с помощью фильтрации воспроизвести сигнал с наименьшими потерями, но максимально
сильно ослабить помехи. В качестве критерия оптимальности фильтрации принимают требование
минимума среднего квадратичсского отклонения профильтрованных колебаний от известной формы
40
а
20 ^
Рис.3.9. Временные разрезы:
а - после стандартной обработки;
б - после дополнительного применения процед>ры деконнолюции
сигнала полезных волн. Фильтр, реализующий подобное преобразование сейсмических колебаний,
называется оттшальньш фильтром воспроизведении.
Полезный сигнал по интенсивности значительно слабее помехи. В такой неблагоприятной
ситуации следует лишь добиваться максимально возможной амплитудной разрешенности записи с тем,
чтобы удалось хотя бы обнаружить присутствие в ней полезных волн. При этом придется смириться с
тем, что возможно искажение формы записи и уменьшение временной разрешенности записи, В
41
качестве критерия оптимальности при фильтрации в этом случае принято использовать отношение
пикового (максимального) значения сигнала к среднему квадратическому уровню помехи. Фильтр,
удовлетворяющий этому критерию, называется оптимальным фильтром обнаружения.
В практике сейсморазведки широко используется еще один оптимальный фильтр -
оптимальный корректирующий фильтр. Он строится на основе требования минимальности среднего
квадратичного отклонения профильтрованной записи от импульса любой заданной формы. Это
позволяет выравнивать форму записи полезных волн по всем трассам, зарегистрированным в различных
условиях и тем самым устранять влияние нестабильности условий возбуждения и приема.
Во всех случаях при построении оптимальных фильтров необходимо знать ряд параметров
спектральных и корреляционных свойств полезного сигнала и помех. Поскольку их точное определение
практически невозможно, то на практике ограничиваются построением квазиоптимальных фильтров, в
основу расчета которых закладываются некоторые усредненные сведения о спектральных и
корреляционных свойствах полезного сигнала и помехи.
3.5. Многоканальные фильтры
В процессе многоканальной фильтрации осуществляется преобразование совокупности
сейсмических записей как на основе различия полезных сигналов и помех по частотам, так и на основе
учета различия волн по кажущейся скорости и степени коррелируемости сигналов по заданным
направлениям. Существует множество модификаций многоканальных пространственно-временных
фильтров различной структуры и назначения. Однако в принципиальном плане общая схема работы
многоканального фильтра может быть описана в виде следующей суммы сверток:
„@*^,@, C5)
где Pt (t) - выходной сигнал на i-м канале; Pi (t) - входной сигнал на i - м канале; ami (t) - оператор
многоканального фильтра; Л/- число каналов фильтра; * - символ операции свертки.
Многоканальная фильтрация располагает большими возможностями, чем одноканальная,
поскольку использует дополнительные параметры сейсмического поля.
Наиболее простым видом многоканального фильтра является веерный фильтр. Его задача -
пропустить без искажений сигналы тех сейсмических волн, кажущие скорости которых заключены
внутри заданного веера кажущихся скоростей -VKC<Vb<Vkc , и подавить регулярные волны, кажущиеся
скорости которых находятся вне заданного веера. В соответствии со сказанным, амплитудно-частотная
характеристика такого веерного фильтра должна иметь вид:
со
Н(со,к) =
1, при -
со
C.6)
0, при к<-
со
или к>
со
где k=eo/Vk - волновое число.
Амплитудно-частотная характеристика рассматриваемого веерного фильтра в относительных
координатах оо/й)^ и к/кгр, где <огрг=1/B A t)9 кгр=1/B А х), приведена на рис.3.10. Здесь и всюду далее А х
и At- шаг между каналами и шаг квантования сигналов по времени.
Пространственно-временной оператор веерного фильтра h(x,t) находится двумерным
преобразованием Фурье от амплитудной частотной характеристики фильтра Н(са,к). При дискретном
представлении сигналов этот оператор будет иметь вид:
-п!Ы -к1Ьх
aqm =
к т -q
2 "
C.7)
42
где q = О, ±1, ?2,..., ±Q;
т = ±1/2, ±3/2,..., ±(М-1)/2 .
Величина 2Q+X определяет
длину оператора фильтра, а 2М
- количество каналов в фильтре.
Графическое изображение
оператора дискретного веерного
фильтра для М — 3, Q = 5
приведено на рис.3.11.
Другой модификацией
веерной фильтрации является
веерный режекторный фильтр,
подавляющий регулярные
сейсмические сигналы в
заданном диапазоне кажущихся
скоростей Vk. Его идеальная
амплитудная частотная
характеристика имеет вид:
Щй),к) =
О,
-04
0.2
0.4
Рис.3 Л 0. Двумерная амплитудная частотная характеристика
веерного фильтра
при
при к <-
со
со
или
к>
C-8)
Дискретный пространственно-временной оператор фильтра в этом случае имеет вид:
7/ ч 1 fsmmn smqn I ]
^ 7Г2^ т q m2 -q1)
C 9)
/77=5/2
qp -5 -4 -3-2-1 О
1 5Х 3 4 5
Рис 3.11. Графическое изображение весовых функций веерного фильтра при q~5, т-3
Реальные операторы фильтров всегда должны имегь конечную длительность, как по оси
времени, так и по числу каналов. В силу этого частотные характеристики реальных фильтров всегда
отличаются от цдеальных, задаваемых формулами C.6) и C.8). Для примера на рис.ЗЛ2 приведены
реальные частотные характеристики пропускающего фильтра на 12 каналов.
При практической реализации веерный фильтр можно построить таким образом, чтобы
существовала возможность произвольно расширять или сужать растр веера, настраивая его на желаемое
43
к/к,
Рис.3.12. Реальная амплитудно-частотная характеристика 12-канального веерного фильтра пропускания
значение Vk. Для этого достаточно в
весовые функции ач%т для каждого
канала ввести временные сдвиги т-Ах
/ Vk0% Результат применения
режекторной фильтрации, рассчи-
рассчитанной на подавление поверхностных
волн-помех, показан на рис.3.13. Как
видно из приведенных записей, такая
фильтрация весьма эффективно
очищает сейсмограммы от влияния
низкоскоростных низкочастотных
волн-помех.
Особым видом многоканальной
фильтраций является преобразование
многоканальных записей с целью
подавления некоторых типов волн -
помех на основе специальных
алгоритмов вычитания пакетов волн.
Одним из таких видов фильтрации
является процедура вычитания
пакетов кратных волн - помех на
сейсмограммах ОГТ. В основе этого
алгоритма лежит процесс сумми-
суммирования совокупности трасс ОГТ после
ввода кинематических поправок,
рассчитанных по двум различным
Рис.3 Л 3. Эффект подавления шпкоскоростных низкочастотных законам изменения скорости по
волн - помех с помощью двумерных режекторных фильтров: глубине.
а - исходная сейсмограмма ОТВ; б - сейсмо!-рамма после фильтрации Еще одним ВИДОМ таких
44
то
I
I
I
x Po P
Рис.3.14. Принципиальная схема преобразования Радона
преобразований является пространственно-временная фильтрация, основанная на использовании
интегрального преобразования Радона. Сейсмограмма или временной разрез по существу представляют
собой изображение двухмерной функции u(x,t) - амплитуд поля смещений. Прямое преобразование
Радона заключается в вычислении по этому полю функции двух новых переменныхр и tq помощью
интеграла вида:
UR(p>i) = \u{x,px + т) - dx. (зло)
Интегрирование при этом выполняется в
плоскости переменных х, t по семейству прямых
линий, общий вид уравнения которых
следующий: t(x) = p-JC.+ T.. В результате
выполнения такого преобразования в системе
координат р, т получают новое волновое поле -
поле функции UR(p,T). Преобразование Радона
можно осуществить путем суммирования
значений амплитуд волнового поля u(x>t) по
множеству прямых линий, каждая из которых
имеет свой угловой коэффициент ро и время
отражения То Именно поэтому такое
преобразование называют еще наклонным
суммированием. Результат такого суммирования
UR(p0, tq) относят к точке с координатами р0, то.
Принцип преобразования волнового поля,
зарегистрированного в координатной системе х,
t9 в пространство координат р, г иллюстрируется
на рис.3 Л 4. В этом пространстве координат
выполняют фильтрацию путем обнуления
амплитуд нового поля в секторе нужных
наклонов (величин кажущихся скоростей) и
параметров г. Выполнив далее обратное
преобразование Радона, получают исходное
сейсмическое волновое поле, свободное от
регулярных волн - помех с определенными
кажущимися скоростями. На основе
преобразования Радона могут быть также
построены и процедуры миграции.
В качестве примера, демонстрирующего
Рис.3 Л 5. Пример сейсмограмм с записью результатов
успешного подавления среднескоростных волн - помех
путем применения процедуры фильтрации Радона:
а - до фильтрации, б* после фильтрации
эффективность этой процедуры фильтрации, на рис.3.15 показан результат вычитания пакетов
45
среднескоростных волн - помех на сейсмограммах ОТВ. Эффект процедуры вычитания волн - помех
вполне очевиден - искомые отраженные волны уже доминируют на сейсмограмме*
3.6. Теория интерференционных систем возбуждения и приема колебаний
Пространственно-временные фильтры как средство повышения качества сейсмической записи
могут использоваться не только в процессе обработки зарегистрированных сейсмических сигналов. Во
многих случаях может сложиться такая ситуация, когда количественные параметры реализованной
системы наблюдений (шаг между каналами, взрывной интервал, плотность точек наблюдения сети и
т.д.) уже не позволяют на этапе обработки сейсмической информации наилучшим образом
использовать фильтрующие свойства используемых алгоритмов. Более того, могут иметь место и такие
случаи, когда для обработки сейсмических записей, полученных по данной технологии, уже
нецелесообразно применять те или иные виды фильтрации. В силу этих причин в сейсморазведке в
процессе производства полевых работ применяется целый ряд специальных методик возбуждения и
приема сейсмических колебаний, которые обладают свойствами пространственно-временных фильтров.
Практическая их реализация по ряду причин более целесообразна в полевых условиях, нежели в
процессе обработки. Теоретическое обоснование использования в практике работ таких систем
наблюдений носит название частотной теории интерференционного приема (и возбуждения)
колебаний.
Предположим, что имеется совокупность из п сейсмических каналов, по которым
осуществляется регистрация вдоль прямолинейного профиля наблюдений. Допустим также, что на
профиле регистрируется т идеально регулярных сейсмических волн. Через A tj^ обозначим сдвиг во
времени вступления у-й волны на к -м канале относительно времени регистрации этой же волны на
первом канале (рис.3.16). Сигналы по каждому из каналов поступают на свой индивидуальный
широкополосный усилитель, который изменяет амплитуду каждого сигнала путем умножения на
Рис.3.16. Принципиальная схема интерференционной системы сейсмических наблюдений
величину А* Представим себе устройство, где после выхода из усилителей сигналы всех каналов
складываются и порождают суммарный выходной сигнал. Физически или математически реализованное
устройство, работающее по этой принципиальной схеме, и называется пространственно-временным
фильтром, или интерференционной системой (ИС) приема колебаний. Свойства суммарного сигнала
будут определяться как параметрами интерференционной системы, так и параметрами самих исходных
сигналов. Законы соответствия между свойствами исходных сигналов, параметрами системы приема и
свойствами выходного сигнала устанавливает частотная теория интерференционного приема
колебаний.
46
Обозначим через Sj(co) спектр сигнала/ - и волны на первой (опорной) трассе. Тогда спектр
волны с той же формой записи на к - й трассе, зарегистрированной со сдвигом во времени на величину
Д tjtkb будет, в соответствии с теорией, определяться по формуле:
Sjk(со) = Sj(со)exp(-io)&tJJC). C.11)
Спектр всех сигналов, поступающих на вход суммирующего устройства по каждому каналу, будет равен
суммарному спектру всех сигналов этого канала:
7=1
). C.12)
На выходе системы будем иметь спектр суммарного результирующего сигнала в следующем виде:
. C.13)
* = 1 Ы\ Jm\
После изменения порядка суммирования можно получить:
(a>)Qxp(-ia>Atjk)). C.14)
Внутреннюю сумму, зависящую только от свойств системы и относительных сдвигов, принято
обозначать Н(а)) и называть комплексной частотной характеристикой интерференционной системы:
Що)) - V h (со) Qxp(-icoAt t j,). C.15)
Действительно, спектр выходного суммарного сигнала будет определяться формулой:
C.16)
которая математически отображает работу фильтра в области частот.
Частотная характеристика интерференционной системы в общем случае является комплексной
величиной. Действительную часть этой комплексной функции принято называть амплитудной
частотной характеристикой, мнимую - фазовой частотной характеристикой. Поскольку вид
частотной характеристики определяется относительными сдвигами Д tjfk , что, в свою очередь,
определяется формой годографа волны, а значит, и направлением ее подхода к линии наблюдений, то
частотную характеристику Щсо) называют также характеристикой направленности
интерференционной системы.
Все виды интерференционных систем подразделяются на однородные и неоднородные. К
однородным системам относят интерференционные системы, имеющие для всфс каналов равные веса
hk= 1. Это наиболее употребительные виды систем. Однако нередко находят применение системы с
весовыми коэффициентами Л& задаваемыми особым образом. Например, если все веса имеют
знакопеременный характер, а их сумма равна нулю, то на такой основе можно построить
интерференционную систему, по своим свойствам аналогичную режекторному фильтру.
Временные задержки Atj,k можно рассматривать и с других позиций. Можно считать, что
величины задержек Д tj^определяют вид и направление линии суммирования. С такой точки зрения все
реально используемые линии суммирования можно принципиально разделить на два вида - прямые
линии (прямолинейное суммирование) и кривые линии (криволинейное, чаще всего параболическое,
суммирование). Среди прямых линий особая роль принадлежит вертикальным линиям, которым
соответствуют оси синфазности с бесконечно большой кажущейся скоростью. В этом случае все
задержки Д *у,*=0 и комплексная частотная характеристика имеет вид:
Имеет место так называемое синфазное сложение колебаний. Аналогичное положение наступает и
тогда, когда годограф регулярной волны по форме совпадает с линией суммирования.
47
В качестве меры количественной оценки эффективности работы конкретной интерференционной
системы обычно принято использовать отношение энергии сигнала на выходе системы Ев> полученное
при заданной линии суммирования, к энергии сигнала при синфазном суммировании этой же волны Ео.
Это отношение принято называть коэффициентом направленного действия - КНД
интерференционной системы (СССР, Беспятов Б.И.):
KHD = EJEO. C.18)
КНД характеризует разрешающую способность интерференционной системы по отношению к
колебаниям данной формы. Помимо КНД для характеристики работы ИС применяют и другие
критерии. В частности, весьма объективную характеристику работы ИС по подавлению волн - помех
можно получить на основе использования понятия коэффициента разрушения записи - КРЗ (Россия,
Бондарев В. И.)
Интерференционные системы обладают фильтрующими свойствами в отношении не только
регулярных волн, но и случайных волн-помех. В силу различия фильтрующих свойств
интерференционной системы по отношению к регулярным волнам и волнам-помехам на выходе ИС
происходит улучшение соотношения энергии полученного сигнала к энергии помех. В качестве
количественной меры такого улучшения используется понятие статистической характеристики ИС:
Щ C-19)
Для однородной ИС (Л* = 1) максимальный статический эффект суммирования равен:
r = Vw. C.20)
При любых других вариантах распределения весов показатель статистического эффекта уменьшается
вплоть до нулевого значения.
3.7. Группирование приемников и источников
Интерференционные системы приема как вид полевой системы наблюдений наиболее просто
рассчитываются и строятся для случаев, когда суммирование и регистрацию сейсмических колебаний
предполагается выполнять на малых базах, где криволинейностью годографа наблюденных волн можно
пренебречь. Сейсмические волны в таких случаях можно считать локально плоскими, а их кажущиеся
скорости в пределах базы приема - постоянными. Если при этом принять еще, что шаг наблюдений Ах
по профилю между каналами постоянен (что обычно и реализуется на практике), то расчетные формулы
частотной теории интерференционных систем приобретают относительную простоту и наглядность.
Прежде чем перейти к рассмотрению методики построения ИС с конкретными свойствами, следует
обратить внимание на следующие обстоятельства. Как уже упоминалось выше, конкретную
интерференционную систему можно реализовать либо физически на стадии приема в полевых усл&виях,
либо выполнять необходимые операции в процессе обработки информации. Естественно, реализация
конкретных ИС в процессе обработки представляется более предпочтительным вариантом с различных
точек зрения. Однако при этом следует помнить, что если в процессе расчета необходимых параметров
ИС выяснится, что исходная (уже имеющаяся) сейсмическая информация не удовлетворяет этим
требованиям (по числу каналов, расстоянию между ними, плотности точек наблюдений и т.п.) то,
естественно, практическая реализация такой интерференционной системы при обработке станет
невозможной. Вот почему на практике некоторые виды ИС приходится физически реализовывать в
процессе полевых работ. К числу таких видов ИС прежде всего относят группирование
сейсмоприемников и источников, ориентированное на подавление низкоскоростных волн-помех
поверхностного типа. Другим наиболее важным видом ИС, реализуемым в полевых условиях, является
система наблюдений по схеме общей средней точки, называемой обычно МОГТ. При этом в процессе
полевых работ обеспечивается нужная структура и плотность сейсмических наблюдений, а само
непосредственное суммирование записей осуществляется в процессе обработки.
Пусть к прямолинейному профилю наблюдений одновременно (на первый канал
рассматриваемой базы наблюдений) приходят две волны: отраженная и поверхностная. Первая из них,
48
приходящая вертикально снизу, является полезной и должна быть зарегистрирована с минимальными
искажениями- Другая волна - поверхностная, распространяющаяся по горизонтали, является помехой и
должна быть максимально ослаблена. Для решения задачи ослабления регистрируемых поверхностных
волн в практике сейсмической разведки широко используется достаточно эффективное средство -
группирование сейсмоприемников. Примем кажущуюся скорость распространения поверхностной
волны (а она в этом случае совпадает с фазовой или групповой скоростью поверхностных волн) равной
Укпв- Время ее прихода на к-й канал группы по сравнению со временем прихода этой волны на первый
канал будет отличаться на величину {к-1) -Ах/УКПВ Наклон линии суммирования можно
охарактеризовать кажущейся скоростью суммирования VKo Временной сдвиг на к-м канале
суммирования по сравнению с первым будет равен (к-1) A x/VKC- Отклонение годографа данной волны
от линии суммирования будет характеризоваться задержкой:
I C.21)
V V
\ г КПВ г КС
Подставляя эту величину задержки в формулу C.15), получим:
C.22)
КПВ г КС
При Л*=1 (однородная ИС) будем иметь:
#(ш)=Уехр| -i(*-lV Axl —- — I I. C.23)
КПВ
Если начало отсчета аргумента по оси х выбрать в центре базы ИС, то частотная характеристика C.23)
группирования станет действительной функцией. Она в этом случае имеет нулевую фазовую
характеристику, т.е. колебания на выходе ИС совпадают по фазе с входным сигналом в средней точке
базы приема. Поэтому результат суммирования плоских волн всегда относят к этой точке. Ряд C.23)
является геометрической прогрессией, и его сумма может быть легко вычислена:
п-Ах-К
sin
Ах К
C.24)
где К = (й/Укпв ~~ ^/^кс " Разностное волновое число.
Функция Н(К), зависящая от двух параметров я и А лс, имеет период Т=2я/Ах и достигает своего
максимального значения Нтах(К)~ Нтах@) = л, при К = 0. Для понимания формы характеристики ИС
целесообразно строить графики функции \Н(К)/Н@)\. Для примера на рис.3.17 показаны
относительные характеристики ИС9 состоящей из двенадцати сейсмоприемников. На каждой^такой
характеристике можно выделить две области - область пропускания и область подавления. Областью
пропускания условно считают интервал волновых чисел от главного максимума (К-0) до первого
нулевого значения характеристики при Кф1=2я/п А х. К области подавления относят интервал волновых
чисел, который расположен между главными и побочными максимумами и имеет следующие границы:
К<р1=2к/(п-Ах) , К<р2=2п(п-1)/(п-Ах) . C.25)
Для всякой волны, годограф которой совпадает с линией суммирования, разностное волновое число К
равно нулю. Сейсмическая волна с таким значением волнового числа попадает в главный максимум
характеристики и усиливается в п раз. Волна, которая по своим параметрам попадает в область
подавления, будет при суммировании ослаблена. Полезные отраженные волны с бесконечно большой
кажущейся скоростью проходят ИС без искажений и только усиливаются данной группой. Наоборот,
поверхностные волны, кажущиеся скорости которых относительно малы, группой сейсмоприемников
ослабляются, и тем существенней, чем больше элементов (сейсмоприемников) содержится в группе.
Поэтому важной задачей выбора методики полевых работ является расчет параметров группы
сейсмоприемников (их числа и расстояния между ними), обеспечивающих при минимальных размерах
группы эффективное подавление низкоскоростных волн-помех. Для такого расчета необходимо знать
49
реальные возможные диапазоны частот и кажущихся скоростей волн-помех. Допустим, что в
конкретных условиях частотный диапазон волн-помех заключен в интервал ahmn^co ^&тах> а диапазон
кажущихся скоростей - V^n < VKm < V^ ¦ Их пространственные частоты - волновые числа К - будут
заключены в интервале:
min т/-max '
к _
max rr min
к
C.26)
кпв те
Искомая группа сейсмоприемников подавит эти помехи, если диапазон их волновых чисел попадет в
область подавления характеристики направленности. Принимая К^К^н и Кгр2=Кмах, получим нужные
нам расчетные формулы:
Атя„ 2 ЯГ
п = ——+ 1; Дх = — . C.27)
Группы сейсмоприемников обычно содержат от 3 до 30 сейсмоприемников, а расстояние между
ними может колебаться от 2 до 10 м. Важно при этом помнить, что для сейсмограмм ОТВ перекрытие
баз соседних групп
|Н(КДх)/Н@)| сейсмоприемников является
крайне нежелательным
явлением. Поскольку на
сейсмограммах МОП
расстояние между
соседними каналами, как
правило, больше, чем в
простейших технологиях
MOB, то размеры базы
группирования в МОП
могут быть существенно
выше.
Помимо эффекта
направленности группа
сейсмоприемников
обладает и статистическим
эффектом, равным, как уже
упоминалось, г = 4п .
Имеет место также еще
один положительный
эффект - усреднение
условий приема колебаний.
Рассмотренная теория группирования сейсмоприемников полностью применима и для
группирования источников колебаний. Это касается характеристик направленности, статистического
эффекта и правил расчета параметров группы. Следует помнить, что группирование источников
выполнять намного сложнее и дороже, чем группирование сейсмоприемников. Поэтому
многоэлементные группы на небольших базах для подавления самых низкоскоростных помех всегда
реализуют с помощью сейсмоприемников. Если помехи имеют широкий диапазон кажущихся
скоростей, то в таком случае дополнительно применяют группирование источников, рассчитывая их
параметры для подавления помех с наиболее высокими кажущимися скоростями. Остающуюся часть
помех подавляют путем применения группирования сейсмоприемников. При совместном
группировании источников и приемников результирующая характеристика направленности и общий
статистический эффект равны произведению соответствующих функций характеристик направленности
обеих интерференционных систем.
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0,3
0.2
0,1
\
\
|_
it
Л
V V v^
I
/
Л
V v
КАх
Рис.3.17. Характеристика направленности
группы сейсмоприемников при п = 12
50
3.8. Регулируемый направленный прием и излучение
Интерференционные системы, используемые при группировании приемников и источников,
суммируют (в полевых условиях) колебания разных трасс без относительных временных сдвигов
(вертикальное суммирование), т.е. они настроены на выделение волн с бесконечно большими
кажущимися скоростями. Нередко отраженные волны могут приходить к линии профиля не строго
вертикально снизу. В этом случае они могут попадать в область гашения применяемых ИС С целью
более успешного выделения полезных волн, приходящих под разными (к вертикали) углами, можно
построить ИС таким образом, чтобы эти волны попадали в область их пропускания. Наилучший прием
таких волн может быть осуществлен лишь тогда, когда линии суммирования в ИС могут менять свое
направление. В этом случае принято говорить об особой методике приема колебаний - методике
регулируемого направленного приема. Такой способ выделения полезных волн на этапе становления
сейсморазведки был реализован на специальной аналоговой аппаратуре. Предложенный метод полевых
исследований получил название метода регулируемого направленного приема - МРНП {СССР,
Рябинкин Л.А.). В настоящее время этот метод изучения сложно построенных сред находит
применение, главным образом, в лабораторном варианте на стадии обработки. Следует, конечно,
заметить, что такой обработке могут быть подвергнуты полевые материалы, удовлетворяющие
некоторым специфическим требованиям (относительно небольшие расстояния между каналами,
достаточная плотность наблюдений и т.п.).
Характеристика направленности суммирования по МРНП по отношению к плоской волне с
кажущейся скоростью Укп определяется, как и ранее, формулой C.24). Когда наклоны линии
суммирования и годографа плоской волны совпадают {VHC =Р^в), разностное волновое число К
становится равным нулю и волна целиком попадает в область пропускания. Волна, у которой годограф
не совпадает с линией суммирования, попадает в область подавления характеристики направленности.
Это проявляется тем сильнее, чем выше ее частотный спектр. Поэтому МРНП по отношению к
высокочастотным сейсмическим волнам обладает более высокий разрешающей способностью. В силу
этого выполнение высокочастотной фильтрации сейсмических записей перед суммированием является
обязательным и принципиальным моментом технологии МРНП.
В результате
сложения • записей п
каналов сейсмограммы по
линии, имеющей
временной сдвиг St на базе
суммирования, образуется
одна суммотрасса. Меняя
величину 5t с
определенным шагом,
получим набор
суммотрасс для одной
базы суммирования,
который принято называть
суммолентой.
Суммолента МРНП
описывает волновое поле
в координатах /, 8t. В
идеальном варианте
сущность процесса МРНП
поясняется на рис.3.18.
Каждой плоской волне на
исходной записи
соответствует область
-з
Рис.3.18. Схема, поясняющая принцип суммирования по методу РНП:
а - исходная сейсмограмма, б - направления линий суммирования,
в - итоговая суммолента МРНП
51
разрастаний амплитуд на суммоленте. Эта и другие особенности записей на суммоленте являются
важным признаком для обнаружения и выделения воли данным методом.
В последние годы МРНП получил дальнейшее развитие на основе использования цифровой
техники и назван цифровым методом РНП (ЦМРНП). С его помощью возможно изучение как
кинематических, так и динамических характеристик сейсмических волн (интенсивность, частотный
состав и др.), что позволяет применять МРНП для решения задач прогнозирования геологического
разреза сложно построенных сред.
Принцип регулируемой направленности осуществим не только при приеме, но и при
возбуждении колебаний. Если на профиле мы проведем взрыв нескольких зарядов в скважинах при
наличии небольших закономерно меняющихся задержек между началами инициирования зарядов, то в
пространстве образуется управляемый плоский фронт колебаний. На основе этой идеи был создан метод
сейсмических исследований -метод управляемого плоского фронта. В настоящее время в силу
относительной сложности полевых работ по такой методике работают редко. Эту модификацию
сейсмической разведки используют иногда в лабораторном варианте (при наличии исходной
информации требуемого качества).
3.9. Криволинейное суммирование
Наиболее распространенным видом криволинейного суммирования является суммирование
отраженных волн по сейсмограммам ОГТ. Фактически процесс реализации пространственно-временной
фильтрации в методе ОГТ разделен на две части:
- получение полевых записей по технологии многократных перекрытий с достаточной
плотностью наблюдений;
- суммирование сформированных сейсмических записей по идеологии ОГТ в процессе
обработки полевых материалов.
Суммирование в МОГТ обычно выполняют с равными весами для всех трасс. В таком случае
комплексная частотная характеристика такого преобразования будет иметь вид:
#(#):= ? ехр(-/*4), C.28)
где вн - временное отклонение годографа волны от линии суммирования на к-й трассе. В случае
использования больших баз наблюдений при построении ИС приходится учитывать реальную кривизну
годографов отраженных волн. При этом удобно, ради простоты расчетных формул, полагать, что
уравнение годографа отраженной волны достаточно хорошо аппроксимируется квадратичной
параболой. Это вполне допустимо, особенно после введения априорных кинематических поправок.
Поэтому функция вк может быть представлена в виде:
e"> A29)
где 0/тах - максимальное запаздывание волны относительно линии суммирования на конце базы приема
L-(n-l) Ax Подставляя функцию запаздывания 0К в формулу C.28), будем иметь:
#Mmax)=
Амплитудные и фазовые характеристики для ИС данного типа суммирования рассчитываются только
численно по следующим формулам:
Я(й) • вГ } = ^Л 2(й>,0Г )+ В2(со,ЭГ), C.31)
52
k-l
П -
C.33)
Характеристика направленности криволинейного суммирования C.30) является периодической
функцией обобщенного аргумента 6N™** с периодом повторения 2я(п-1J. Синфазно суммируемые
волны с 6Jmax = 0 данной ИС усиливаются, подобно всем однородным интерференционным системам,
до уровня ЩО) = п. На рис.3.19 показаны амилигудные характеристики направленности для 24-кратных
Рис.3.19. Характеристика направленности суммирования по ОГТ при кратности п - 24
систем наблюдений ОГТ. Областью пропускания характеристики направленности считают интервал от
основного максимума до первого минимума функции C.31). Протяженность этого интервала составляет
величину около 2тг. Далее начинается область подавления. Однако в области подавления из-за
нелинейности функции запаздывания A t не происходит столь значительного ослабления колебаний,
как это имеет место в случае суммирования плоских волн. Поскольку 0N™°* = 27lG,max /Тв, где Тв -
видимый период сейсмической волны, то реально могут быть ослаблены лишь те колебания, у которых
на базе приема запаздывание заметно превышает видимый период колебаний:6™**>A+1,5)Тв Это
обстоятельство лежит в основе проектирования системы наблюдений по ОГТ. Как и любая другая
интерференционная система, криволинейное суммирование обладает еще и значительным
статистическим эффектом.
Метод ОГТ как вид ИС исключительно широко применяется как наиболее эффективное
средство борьбы с волнами-помехами кратно отраженного типа. Поскольку годографы однократно и
53
многократно отраженных волн вблизи своего минимума по кривизне различаются незначительно, то для
достижения эффекта ослабления кратных волн приходится применять достаточно большие базы приема
B км и более), где возможно выполнение условия 0/"** >ТВ.
Основным результатом криволинейного суммирования записей по ОГТ является динамический
временной разрез по профилю наблюдений. Он представляет собой совокупность последовательно
расположенных трасс, каждая из которых есть результат криволинейного суммирования одной
сейсмограммы ОГТ3 соответствующей данному ПК профиля. Благодаря действию мощной
интерференционной системы, которой является криволинейное суммирование по ОГТ, в итоговом
динамическом временном разрезе в значительной мере подавлены случайные и регулярные волны-
помехи и, прежде всего, многократно отраженные волны. Это существенно повышает достоверность
прослеживания однократно отраженных волн.
В качестве примера, иллюстрирующего интегральную эффективность влияния различных видов
фильтраций на глубину преобразования сейсмической информации, рассмотрим материалы по одному
из профилей на объекте исследований в Западной Сибири. На рис,3.20,а приведены три исходные
rtia ¦
»«
ti <a
а
.Г
лНРН
••«• г
№11
liii
Jillii
г
t J J...1. !
В
(Ц
в
I
И
я
a* if
¦
щ
ж
1
шпш
1
¦11
: 50-330 м/с у
шп
1
И
1
I
|
1
1
11
1
1
1
1
1
1
1
i
¦
¦рн
1
ж
1
I
:?
:>-
рк
1
щ.
•Ф
1
Щ
ш
ш
1
в
1
1
1
Ш
a
¦ПИ
1
I
1
I
II
В
!
' I in
щ
СМ
Ш
500-1900 М/С
1
1 g
I
Ц
И
А
i;
i
i
1
ж
i
IMS
>
>
1
1
fBlBi
•
IH
1
I
¦:
' 1
1
1
P
I
4;
!1
if
%
i
1
li
11
1
И
¦
ililis
¦It
if
m
i
¦
¦
H
i -
• :¦;.;:.;,
Рис.3.20. Интегральный эффект повышения качества сейсмических записей путем
применения рациональных приемов фильтрации:
а - исходные сейсмограммы; б - сейсмограммы после всех видов фильтрации
54
полевые сейсмограммы ОПВ. В результате применения совокупности правильно подобранных видов
фильтрации эти сейсмограммы ОПВ приобретают совершенно другой вид (рис.3.20,6). На основе
использования этих сейсмограмм путем суммирования по методике ОГТ получают окончательные
временные разрезы высокого качества (рис.3.21,а). Для сравнения здесь же приводится временной
разрез, который был получен по исходным сейсмограммам (рис.3.21,6). Принципиальное различие
между этими двумя временными разрезами вполне очевидно даже для неподготовленного читателя.
[ Bt Vw
Рис.3.21. Пример, показывающий глубину трансформации
сейсмического временного разреза в процессе обработки:
а - временной сейсмический разрез, полученный по исходным сейсмограммам;
б - окончательный временной разрез после применения всех процедур обработки
На идеях криволинейного суммирования колебаний основан метод дифракционных
преобразований - D-преобразований (СССР, Тимошин Ю.В.) сейсмических записей отраженных волн.
Линиями суммирования в этом методе служат расчетные годографы дифрагированных волн. Итоговое
значение амплитуды сигнала на каждой трассе получают как результат сложения с определенными
весовыми коэффициентами амплитуд сигналов с соседних трасс. Различные модификации
дифракционного преобразования отличаются друг от друга, в конечном счете, только структурой
используемых весовых коэффициентов. Дифракционное преобразование сейсмической записи является
одной из основных процедур преобразования временных разрезов в динамический временной разрез с
учетом сейсмического сноса (одним из видов процедур миграции).
Вопросы для самопроверки
1.Назовите основные кинематические и динамические свойства различных сейсмических волн.
2.Что такое амплитудная и временная разрешенность сейсмической записи?
З.Что является главной конечной целые обработки сейсмической записи?
4.Что такое оператор фильтра?
5.Что такое частотная характеристика фильтра?
6.В чем суть понятия согласованного фильтра?
7.0характеризуйте основные виды согласованных фильтров.
8.Охарактеризуйте основные виды оптимальных фильтров.
9.Какими преимуществами обладают многоканальные фильтры?
Ю.Назовите простейшие виды многоканальных фильтров.
55
11.Поясните сущность борьбы с регулярными волнами - помехами с использованием фильтращи
Радона.
12.Поясните понятие „интерференционная система".
13 .Что такое частотная характеристика ИС?
Н.Что характеризует коэффициент направленного действия ИС ?
15.В чем проявляется статистический эффект ИС?
16.Поясните особенности характеристики направленности группирования сеисмоприемников.
17.Поясните сущность метода регулируемого направленного приема.
18.Что такое характеристика направленности М0ГТ1
19Лочему в качестве основы криволинейного суммирования выбрана парабола второго
порядка?
Conventional Natural Gas Endowment of the World
Прогнозные мировые запасы природного газа
*TCF - trillion cubic feet A00 TCF « 2,84 триллиона м3 газа)
56
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ РАСПРОСТРАНЕНИЯ
УПРУГИХ ВОЛН В ПОКРЫВАЮЩЕЙ ТОЛЩЕ
Знание скоростей распространения упругих волн в покрывающей толще абсолютно необходимо
для построения сейсмических границ. Кроме того, во многих случаях знание скоростей распространения
упругих волн в слоях, слагающих изучаемый разрез, представляет самостоятельный интерес,
поскольку это позволяет прогнозировать такие важные параметры слоев, как их литологический состав,
пористость, плотность, пластовое давление и т.д. В силу сказанного в процессе обработки данных
сейсмической разведки всегда уделяется значительное внимание этапу определения скоростей
распространения упругих волн в различных частях геологического разреза. Достаточно подробную
информацию о скоростях распространения упругих волн в горных породах, слагающих те или иные
элементы изучаемой среды, можно получить:
- непосредственными измерениями на образцах горных пород (по керну из скважин или по
образцам из обнажений горных пород);
- специальными сейсмическими измерениями во внутренних точках среды (в скважинах или в
горных выработках);
- косвенными определениями по волновым полям и годографам сейсмических волн,
зарегистрированным при наблюдениях на дневной поверхности.
4Лш Определение скоростей распространения упругих волн
по измерениям па образцах горных пород
Измерение скоростей распространения упругих волн V в образцах горных пород можно
проводить на основе соотношения:
V = L/t, D 1)
где L и t - соответственно длина пути и время пробега волны в изучаемом образце.
Для реализации такого метода олределения скорости в образцах промышленность выпускала
различного рода приборы. Они получили название
ультразвуковых сейсмоскопов, В их сосгав входит
излучатель "И" ультразвуковых импульсов, приемник
"П" ультразвуковых импульсов и специальное
электронное измерительное устройство <4ЭИ'\
Электронно-измерительное устройство генерирует
короткий цуг ультразвуковых колебаний частотой 30-250
кГц. Этот цуг колебаний, пройдя через образец горной
породы, воспринимается приемником ультразвуковых
колебаний. Момент излучения импульса фиксируется и
вместе с воспринятым приемником сигналом отображается
на экране электронно-лучевой трубки. Одновременно на
экран выводится специальный сигнал (метки времени),
позволяющий вести отсчет времени от момента излучения
сигнала до момента его вступления (прихода к приемнику)
после прохождения через образец (рис.4.1). Измерив длину
образца L и зная время пробега ультразвука в керне по
формуле D.1), можно определить величину скорости
распространения упругих волн в данном образце горней
Рис 4.1.Принципиальная схема
ультразвукового метода определения
скорости распространения продольных волн
по образцам (кернам) горной породы
породы. Для получения достаточно точных и правильных значений скоросги распространения упругих
волн к образцу и условиям измерений предъявляются следующие требования:
- размер образца по всем трем измерениям должен не менее чем в два-три раза превосходить
видимую длину волны Я используемых колебаний;
- в образце не должно быть искусственно созданных в процессе его подготовки микротрещин;
57
- необходимо создавать хороший акустический контакт датчиков (излучателя и приемника) с
образцом путем смазывания минеральным маслом мест их соприкосновения.
Погрешность определения скорости ^Ктаким способом может быть оценена по формуле:
AV = д/Z,2 • А?2//4 + Al?ft2 , D 2)
где At - погрешность определения времени первого вступления, AL - погрешность определения длины
образца L. Данный способ позволяет
определить только скорость
распространения продольных волн.
Определение скорости распространения
поперечных волн по этой технологии даже
с применением специальных излучателей и
приемников затруднено. Чаще всего в этом
случае используют другой способ - способ
ультразвукового профилирования по
специально подготовленной плоской
поверхности образца с регистрацией
поверхностной волны Релея (рис.4.2) Этот
способ может использоваться как на
отдельных образцах, так и на обнажениях
горных пород, при измерениях на стенках
скважин и в горных выработках и т.п.
Скорость распространения продольных
волн определяется по годографу первых
вступлений (или какой - либо четкой фазы)
Рис А2.Схема проведения ультразвукового профилирования
с целью одновременного определения скоростей
распространения продольных и поперечных волн
продольных волн, а скорость
распространения поперечных волн
определяется через фазовую скорость
волны Релея с использованием ранее приводимых формул и графиков.
4.2. Определение скоростей распространения упругих волн по данным
сейсмического и акустического каротажа
При проведении сейсмического каротажа - СК - измеряют времена пробега волны от
источника, расположенного на поверхности земли, до приемников упругих колебаний, располагаемых в
исследуемой скважине на различных глубинах. Зависимость времени прихода волны от глубины z
представляет собой вертикальный годограф t(z). При этом различают: продольные вертикальные
годографы, когда источник упругих волн при их получении расположен непосредственно возле устья
исследуемой скважины, и непродольные вертикальные годографы^ когда источник при их получении
удален от устья скважины на некоторое расстояние d.
Для определения средних и пластовых скоростей в покрывающей толще наиболее просто
использовать продольные вертикальные годографы. Непродольные вертикальные годографы обычно
предварительно пересчитываются (приводятся) к виду продольных на основе некоторых модельных
представлениях о среде. Наиболее просто непродольный годограф приводится к виду продольного
годографа на основе модели однородной среды с использованием формулы:
D3)
где г - глубина точки наблюдения, d- расстояние от устья скважины до источника колебаний.
Для определения пластовых скоростей продольный вертикальный годограф t(z) визуально или
аналитически разбивается на ряд участков, в пределах которых наблюденный годограф можно считать
прямолинейным. Число выделенных прямолинейных участков определяет число сейсмически
однородных слоев, пластовая скорость в каждом из которых определяется по углу наклона
соответствующего элемента вертикального годографа:
58
02
D.4)
где Az - мощность выделенного пласта; At - время пробега волны в пласте
Средняя скорость в покрывающей толще до заданной глубины z вычисляется по формуле:
КР = Ф- D-5>
Используя для расчетов приведенную формулу, строят графики зависимости средней скорости от
глубины Vcp(z) или от времени пробега
Vcp(t). Совместно с ранее рассчитанным
графиком пластовой скорости эти два
графика дают достаточно полное
представление о сейсмических
свойствах изученного разреза (рис,4,3).
Аналогичные расчеты можно
проводить и на основе информации о
прямой падающей волне в методе
вертикального сейсмического
профилирования (ВСП).
Сейсмический (интегральный)
каротаж позволяет выделять
сейсмические слои, мощность которых
измеряется десятками и сотнями
метров. Более детальную информацию
о скоростном разрезе можно получить с
помощью акустического
{дифференциального) каротажа - АК.
При его реализации используются
частоты от 5-8 до 20-30 кГц. Измеряя
время пробега акустической волны At
15
20х-
Рис A3. Схема обработки приведенного вертикального годографа:
1 - приведенный вертикальный годограф t(z); 2 - границы
прямолинейных участков годографа t(z); 3 - график зависимости средней
скорости от глубины Vcn(z); 4 - график пластовой скорости Vwt(z)
вдоль стенки скважины на постоянной базе Az (базе скважинного зонда), интервальную скорость можно
определить по формуле:
Vmn = Az/At. D.6)
Малые базы (обычно порядка 0,5-2 м) позволяют считать, что интервальная скорость VUHnL(z) весьма
близка к значению истинной скорости в слое на этой глубине:
Vucm(z)^VUHrn(z). D.7)
Именно поэтому данные акустического каротажа принимаются в качестве эталона истинной скорости
распространения сейсмических волн в горных породах. Знание истинной скорости распространения
упругих волн в разрезе позволяет рассчитать вертикальный годограф t(z) по формуле:
9 D.8)
и на этой основе увязать между собой результаты дифференциального и интегрального каротажа
исследуемой скважины.
43. Определение эффективной скорости в покрывающей толще по
годографам отраженных и головных волн
Скорость распространения упругих волн в покрывающей толще, вычисленную на основе
некоторых допущений по годографам отраженных гит преломленных волн, принято называть
эффективной скоростью Уэф. Среди ряда упомянутых допущений основную роль играет
предположение об однородности среды, покрывающей данную сейсмическую границу (отражающую
или преломляющую) Широкое использование эффективной скорости Уэф при обработке и
интерпретации данных сейсморазведки основано на двух важных обстоятельствах:
59
- эффективная скорость в большинстве реапьных разрезов весьма близка к средней скорости до
рассматриваемой границы;
- методы определения эффекгивной скорости, особенно по записям отраженных волн, хорошо
разработаны и сравнительно просты.
По данным метода отраженных волн эффективные скорости могут определяться двумя путями.
- по выделенным и приведенным к первым вступлениям годографам отраженных еолн\
- на основе регулируемого направленного анализа (РНА) волнового поля сейсмограмм
отраженных волн.
Первый путь позволяет получать дос га точно точные результаты, но требует предварительного
выделения осей сшфазности отраженных волн, что встречает определенные трудности при
автоматизации процесса обработки Второй путь дает менее точные результаты, но не имеет
принципиальных затруднений в автоматизации вычислительных процедур. Последнее обстоятельство
привело к тому, что в настоящее время этот способ преобладает на производстве.
К настоящему времени предложено значительное число способов определения эффективной
скорости по годографам отраженных волн. В большинстве случаев в их основе лежит предположение об
однородности покрывающей среды выше отражающей границы. Способы различаются расчетными
схемами и их можно разделить на две группы в зависимости от того, используются одиночные
годографы или системы встречных годографов
При аналитических расчетах наиболее целесообразно применять способ, основанный на
параболической аппроксимации трансформированного годографа ОТВ отраженной еолны. Для
понимания процедуры трансформации выполним возведение в квадрат обеих частей известного
уравнения годографа ОТВ отраженной волны:
/ч 2, ч *2 4/zsin(p Ah2
u(x) = t\x) = + ^x +
Это уравнение в новой системе координат и и х есть уравнение параболы второго порядка.
Осуществляя на основе метода наименьших квадратов аппроксимацию квадратов времен наблюдений
^паб(х) теоретической зависимостью вида D 9), можно легко получить расчетные формулы для всех трех
искомых коэффициентов А, В и С теоретического уравнения трансформированного годографа. После
определения этих коэффициентов эффекгивные параметры модели среды могут быть вычислены по
следующим формулам:
у-Wa-
sincp =
Для проведения экспресс - расчетов во многих случаях удобен способ постоянной разности,
предложенный в СССР В.А. Бугайло (рис 4 4). Для двух точек годографа ОТВ с координатами jc, t(x) и
х+т, t(x+m) можем записать следующие два уравнения:
V2t2(x) = 4h2 + x2+4hxsmq>.
V2t2(x + m) = 4h2 +(x+mJ + 4/фс + m)sin<p . D.11)
После вычитания первого уравнения из второго будем иметь:
V2u = т2 + 4hmsmy + 2тх, D.12)
где u=t2(x + m)-t2(x). D.13)
Уравнение D Л 2) в системе координат ж и и представляет собой уравнение прямой. Тангенс угла наклона
данной прямой линии к оси х зависит от величины эффективной скорости следующим образом:
du/dx = 2-m/V2. D.14)
На основе этого соотношения получается следующая простая формула для определения эффективной
скорости методом постоянной разности:
V«^2m~Au' D15)
60
-2500
-1500
где Дх/Дм ¦ угловой
коэффициент,
определяемый по линии
иDЛЗ), построенной по
экспериментальным
данным Величину базы
т рекомендуется
выбирать равной
(О 35-^45; U где L -
длина одиночного
годографа,
участвующего в
расчетах.
По системе
встречных годографов
наиболее целесообразно
использовать способ,
предложенный в СССР
ИМ Гурвичем (рис.4.5).
Если имеем встречные
годографы отраженной
волньь полученные из
двух пунктов возбуж-
возбуждения Oi и О2 ,
отстоящих друг от друга
на расстоянии /, то
время прихода отражен-
отраженной волны в одну и ту же точку профиля х
можно записать в виде:
-
т м
I
1.2
08
0.4
t(x)
X
-500
и=?(х+т) -
500
1500
2500
-1
Лх
1
1
0.5
0.5
1
ft
г
X
I
-2500 -1500
-500 0 500
У500 2500
Рис 4-4 Схема определения эффекпшной скорости по одиночному годографу
ОВ способом постоянной разности
а- исходный годограф , б-трансформированный годограф
х У , D.16)
+ 4h2-(l-x)-sin<p
Глубины А/ и кг на пунктах возбуждения Oj и
02 связаны очевидным соотношением:
\^\ +/-sin(p . D 17)
Вычитая из второго уравнения D.16) первое и
учитывая DЛ 7), получим
u = tl~t*=ax + b . D.18)
где a-2l-co$(p/V2,
Определив угловой коэффициент
Ди/Дх линии DЛ8), построенной по
экспериментальным данным, можно
вычисли гь эффективную скорость по
формуле:
',-
V^ = J2l-
Ах
D.19)
Аи
При углах наклона сейсмических
границ менее 10° можно пренебречь их
Рис.4.5 Схема определения эффективной скорости по
встречным годографам ОВ
& - исходные наблюденные годографы,
б - трансформированный разносшый годограф
61
влиянием и все расчегы скорости вести по формуле-
Аи
D.20)
При проведении расчетов необходимо иметь в виду, что определение эффективной скорости по
одиночным и встречным годографам отраженных волн следует вести только после введения в них
статических поправок и приведения их к первым вступлениям. Особенно сильное влияние на результаты
расчетов эффективной скорости за счет неточностей учета статических поправок сказывается на
способах, использующих одиночные годографы отраженных волн. Все определения эффективной
скорости, осуществляемые различными способами, подвержены воздействию многообразных
искажающих факторов, порождающих погрешности измерений. Обычно при этом различают случайные
и систематические погрешности. Для большинства методов определения эффективной скорости по
годографам отраженных волн случайную компоненту погрешности ОуЭф можно приближенно оценить ло
формуле:
D,21)
где tcp - среднее время на годографе; / — величина взрывного интервала или половина длины одиночного
годографа; п - число используемых пар точек на исходных годографах; hcp — средняя глубина до
отражающей границы; к — коэффициент, зависящий от способа определения скорости и числа
используемых пар точек на годографе; at - средняя квадратическая погрешность, характеризующая
разброс времени на трансформированном годографе относительно линии осреднения. При п »1 для
большинства способов можно принять к=9,6 Как следует из этой формулы, наибольшее влияние на
погрешность определения эффективной скорости оказывает величина отношения Ас/Д Это означает, что
удовлетворительные по точности результаты определения УЭф можно получить, лишь используя
достаточно протяженные годографы. Наибольшие систематические погрешности в эффективные
скорости вносит
значительная кривизна
отражающих границ и
резкая дифференциация по
скорости слоев, входящих в
состав покрывающей
толщи.
По годографам
головных волн определение
эффективной скорости
производится с низкой
точностью и поэтому такие
расчеты не получили
широкого применения на
практике. Лишь в самых
необходимых случаях,
когда отсутствуют всякие
ХТЛ1
XT1I2
ХТПЗ
Рис 4.6.Определение средней скорости по сводному
годографу головных волн:
Гь T2f /j, Г4 - прямолинейные участки сводного годографа;
ХТП1, XTI72, ХТПЗ - координаты по оси х точек
пересечения соседних прямолинейных элементов
другие возможности, на
практике находит
применение приближенный
эмпирический способ определения эффективной скорости по точкам пересечения отдельных ветвей
годографов головных волн (рисАб).
Пусть из пункта возбуждения О получены годографы головных волн /^ , Г3 , Г4 ,
соответствующие трем преломляющим границам. Средняя (эффективная) скорость до первой
преломляющей границы определяется по угловому коэффициенту прямой волны (годограф /})¦
62
Эффективная скорость до второй преломляющей границы может быть приближенно определена
по угловому коэффициенту прямой линии, проведенной из пункта возбуждения О до точки пересечения
ХТП2 годографов Г2 и Г3:
D.23)
Эффективная скорость до третьей преломляющей границы может быть аналогично определена
по угловому коэффициенту прямой линии, исходящей из пункта возбуждения в точку пересечения
} одографов Г3 и Г4:
Такой приближенный способ позволяет получать относительно приемлемый результат, если в
покрывающей среде отсутствуют слои с резко повышенными или пониженными значениями пластовой
скорости.
4.4. Вертикальные и горизонтальные спектры скоростей
В настоящее время основным способом определения эффективной скорости в MOB являются
методы регулируемого направленного иналша (РНА) волнового поля сейсмограмм отраженных воли
Наиболее часто эта процедура осуществляется по сейсмограммам О/Т, поскольку уравнение годографа
отраженной волны на таких сейсмограммах, в отличие от сейсмограмм общего пункта взрыва, является
только двухпараметрическим* т. е. зависит только от двух переменных Ц и VOrr* Нужно иметь в виду,
что эта процедура позволяет определять, в строгом смысле слова, не эффективную скорость Уф а
скорость Vorr =^э<г»/со8(ф) • Н° доя большинства практически важных случаев (при отсутствии
сильной скоростной дифференциации в слоях, малых углах наклона слоев и незначительной кривизне
границ) численные значения скоростей УОгтН Уэф> как правило, отличаются незначительно.
Принципиальной основой РНА является выполнение последовательного разновременного
анализа волнового поля отраженных волн. В качестве функции отклика для такого анализа берется
некоторый функционал, зависящий как от способа анализа, так и от формы пинии (направления)
анализа Как легко понять, форма линии анализа напрямую связана с видом уравнения годографа
волны, который в свою очередь непосредственно зависит от эффективной скорости до изучаемого
отражателя Поэтому обычно в качестве линий для анализа выбираются такие линии, которые
соответствуют возможным годографам отраженных волн на данном времени регистрации и имеюшим
данную скорость Vorr-
( ) M D-25)
Для повышения устойчивости вычислительного процесса амплитуды сейсмических сигналов на каждом
канале анализируются в некагором ограниченном временном окне / -г t + At.
Чаще всего в качестве функции цели вычисляют суммарную среднюю энергию
зарегистрированного сейсмического сигнала в криволинейном временном окне At для всех каналов
сейсмограммы ОГТ:
- значения амплитуд сейсмических сигналов на выбранной криволинейной (гиперболической)
линии анализа d\ i - индекс суммирования амплитуд сигналов по оси х, j - индекс суммирования
амплитуд записи на каждом пикете х по временному окну At; N - число суммируемых трасс. Для
каадого фиксированного значения to и Vorr па формуле D.25) рассчитывается определенная
гиперболическая линия анализа. Задавшись величиной временного окна At (обычно 0.05(К Д/ ;<0 250 с),
всегда можно вычислить значение энергии функции цели. Максимум функции пели достигается тогда,
когда на данном времени U линия суммирования будет соответствовать годографу ОГТ отраженной
воины, действительно зарегистрированной на данной сейсмограмме. Перемещая с некоторым
63
интервалом Д*0 криволинейную полосу суммирования (при Von =&onst)9 мы можем получить график
зависимости функции отклика от времени to. Повторяя подобные расчеты для ряда значений Von;
можно получить так называемый вертикальный спектр скоростей Von- Подтверждением сказанному
могут служить материалы опробования изложенного алгоритма на синтетической сейсмограмме, где все
ожидаемые результаты видны с предельной четкостью (рис.4.7). Наличие помех лишь осложняет
результат, не меняя его сущности (рис.4.8). На практических сейсмограммах определение зависимости
VELOCITY. M/SEC
ё ё
о in
S
km
0.5
1.5
Illllll!inilll1ll1llll1lll!ll!l1ll!ltllll|[lll!llllllllillllll
Pi i i i ii|i| P!P1Г
hi 1 i Hi 1 Hi и hi i hi
In 11 ч i и 'РШШШ
in >
ii it 11 1 i|i || II
ИНЧ'ИЧШ'ЧШНЧШПФИШШШНИ1!!'!!1 "J •'
TIM III 11 11 I!Wbt
Hi
ffl
itifllli 1II INI iilillliifllrJirf w Ш II IK I! Kfi 1 -
¦
Ml
№ H
|l|
Jliiiil
I Pi
11
11ЛШ11ШШШШШ^I
IIIIIIIMllllllltli^ilillll
1 1 L4'iH!IIJ№?ri)ii j Ш
ii№:fiiiii№iii!iuiifiiiiii
idlHtWitllllll Illllllllllll
i:i№;tiiiii!№ijiiifiiiiiiiii
1ШШ111111111 il»rillfi№
111Ш1111Ш1№ЮШ1111Ш
IIIUllilfU^tlliniDIIIIIIJl
1Ш11ЮШ1111111111Ш1111||
¦ №ГоШ1 IIИ 1I1 Itl III Ш III II1
iiiiiiiiiiiiiiiiniiiiiiiiiiiiiiii
i
(ШИН
1-
Э f ml n mitt тип
пжшшяипншппя
тшшшиннпшшн
jt|||||]| 1JIIIIIUIDIIII
IIIIIIIIIIKIIIIIIIItllHNI
IIIIIIHjIIIIIIIIHltl!
iiiiiiitiiiiiiiiiiiiiiijiiii
iiiiiiiiiiiiiiuiiiijiiiiiii
lillillllllllilHIHIIIlll
IIIINIIIIHIHIlJIIDIIIill
iiiiiiJi hi iiiuiitiiiiiH
iiiiiimiiiiininiiiii
i
L
I
J
9
?
•
•
\
A
/ V
I
J
•
•
—
л
Л
J v
•
., ? i T
ни
HELOCJTf. H/SEC
§ i I i i
a
б
РисА7.Пример расчета вертикального спектра по
синтетической сейсмограмме:
а - синтетическая сейсмограмма,
б - вертикальный спектр скоростей VorAh)
как правило,
а
б
Рис.4.8.Результаты расчета вертикального спектра
скоростей по синтетической сейсмограмме ОГТс
наличием интенсивных шумов:
а - синтетическая сейсмограмма, б - вертикальный спектр
скоростей Von(to); 1,23*4 -теоретические годографы
ОГТЧ имеющие скорости, равные соответственно 2100 м/с,
2200 м/с, 2500 м/с и 2730 м/с
также производится,
достаточно уверенно (рис.4.9).
Практическая реализация вычисления
вертикального спектра скоростей и получение
зависимости Vonih) осуществляется с применением различных функций цели и по различным
технологиям. Наиболее часто на практике употребляются следующие операторы разновременного
криволинейного анализа сейсмических записей:
- энергетические:
коэффициент подобия
17 =
средней энергии
е =
AT
D.27)
D.28)
64
отношение "сигнал-помеха"
р =
D.29)
ЯМ5
1000
2000
3000
4000
-000
,2E"BLfl»« RHTUTOOB TIME PHSv
ЛВ 1270
96 1406
144 1421
216 1451%/
336 20S7 *
4S6 2112
6O0 2112 V
720 21ЭТ ^
flie
BB6
964
1104
1200
I2SB
1392
14Б4
15B4
1Б56
1728
1BOO
1696
1992
2DG4
2160
226D
2157
2127
2?17 *
2332 t/
2142
2397
23B2 ^
2SO2 V
2232
2БО7^
гев7^
2Б97
2766""
2773
2893 1/
2998 •*•
Рис 4 9 Вертикальный спектр скоростей, полученный по сейсмограмме ОГТ на одном из объектов
Западной Сибири
- корреяяииоиные:
нормированная сумма функций взаимной корреляции
] N V
щчн-1
LL4
65
D.30)
VELOCITY, FT/SEC
В
- степенные:
средней амплитуды
и=
1
TV
yd '
D.31)
средней амплитуды
п- й степени
?l =
D.32)
Максимально удобны при
практическом использовании
операторы П9 е* С
При практическом
вычислении вертикального
спектра расчеты производят по
оси*,? с шагом 4/<> =0,020-0,100 с
и при окне интегрирования ЛТ
такого же порядка. Величины At§
и AT выбирают экспериментально
путем тестирования полевого
материала. Чем выше частотный
состав изучаемой записи, тем
меньшие значения Ato и ЛТ
следует задавать. Диапазон
варьируемых значений VOrr (или
максимальных значений
кинематической поправки)
должен охватывать интервал
возможных значений Уогт на
сейсмограммах ОГТ. На первом
этапе обработки этот диапазон
скоростей обычно выбирают
достаточно широким. На
следующих стадиях вычислений
его сужают, но увеличивают
детальность перебора скоростей.
В качестве примера на рис 4.10
приведена исходная
сейсмограмма ОГТ и
соответствующий ей вертикаль-
вертикальный спектр скоростей. Кроме
того, рядом показан график
изменения энергии сечений вдоль
линии вероятной зависимости VOrr от /0. В ряде сейсмических обрабатывающих систем вертикальные
спектры принято строить с использованием логарифмического масштаба по оси скорости. В других
обрабатывающих системах вертикальные спектры принято строить в виде изолиний равных значений
энергии (см. рис-4.9).
Если на временном разрезе уверенно прослеживается ряд горизонтов, то открывается
возможность изучить характер изменения скорости Von до этого горизонта вдоль профиля
исследований. Выберем одну из линий tG(xJ и, обращаясь к сейсмограммам О/Т, по которым был
построен рассматриваемый временной разрез, выполним разновременной анализ, привязывая каждый
66
Рис 4 10. Исходная сейсмограмма ОГТ (а), вертикальный спектр
скоростей (б) и график изменения энергии (в) вдоль линии,
проведенной по максимумам энергосечений
раз этот веер гипербол к заданному времени 10(ф. Если веер гипербол включает в себя гиперболу,
совпадающую с годографом данной волны, то на спектре реализуется четкий максимум.
ПослеДОваТельйойть таких Одиночных спектров, сгруппированных для заданной линии to(x) вдоль
йрофиля, образует горизонтальный спектр скоростей даннЫо отражения. Линия, проходящая через
максимумы этого спектра, есть искомый график Von(xh характеризующий изменение скорости вдоль
Данного горизонта (рисАП). Знание лиши to(x) позволяет при заданной кратности прослеживания
а
|щтш1юрш
km/s
2
Рис.4 Л L Временной рйрез (а) и горизонтальный спектр скоростей (б) вдоль горизонта А
РисДЛ 2. Горизонтальные спектры скоростей по одному из отражающих горизонтов* полученные:
I - nb одиночным сейсмограмму ОП\
2-по совокупноеггн 10 соседних сейсмограмм ОТТ
резко повысить точность определение Vbrr за счет совместного преобразован*** совокупности
последовательно расположенных сейсмограмм ОТТ. В этом случае, если кратность ттрослейсийания
равна п, а число одновременно преобразуемых сейсмограмм равно /й> то помехоустойчивость результата
будет эквивалентна результатам расчетов по сейсмограмм^ ОРТ кратности nwi. Иллюстрацией
сказанному служит рис.4Л2, где показаны горизонтальные спектры, полученные по одиночным
сейсмограммйм ОРТ и по их совокупности.
67
4.5. Обобщение данных о скоростях распространения упругих волн
в покрывающей толще
Найденная по вертикальному спектру зависимость УОГТ (*о) в первом приближении, как уже
отмечалось, принимается эквивалентной зависимости эффективной скорости от времени te:
Уэф&о) vVonitJ. D.33)
Более того, эта эффективная скорость V^(t$ нередко непосредственно, иногда с некоторыми
поправками, принимается равной так называемой предельной эффективной скорости Ve -
эффективной скорости, находимой по элементу годографа отраженной волны, примыкающему к его
минимуму:
. D.34)
Важность этого приближения заключается в том, что предельная эффективная скорость тесио связана с
параметрами слоистого скоростного разреза и притом весьма простой зависимостью. Для выяснения
характера этой зависимости от параметров горизонтально-слоистой модели среды выполним
дифференцирование уравнения годографа отраженной волны D.25) по координате х При этом легко
вывести следующую формулу.
t ¦
/ -у /1у \ -V*
D.35)
Подставляя сюда выражения для х и t из уравнения годографа отраженной волны в слоистой среде и
учитывая, что:
p a0 D-36)
будем иметь для границы с номером т :
f «, I» , W, fa К , D3Ч
Параметр р уменьшается по мере приближения точки наблюдения к источнику. Из D.26) предельным
переходом при р=0 получаем формулу для определения предельной эффективной скорости в
горизонтально-слоистой среде:
Полученную скорость нередко называют средпеквадратической. В англоязычной литературе ее
обозначают через VXMS (Root Mean Square Velocity) Действительно, формулу D.38) можно представить
еще в таком виде:
1 т
Ve VRMS ~~ Z- « **'oi ' V*"*y)
m
где t0 = 2 - У^к fVt - двойное время пробега луча по нормали по всем слоям до границы с номером ш, а
А?0| =2-hJVt - двойное время пробега луча в каждом слое. Предельная эффективная скорость в
обычных условиях по величине близка к средней скорости в слоистой среде. Лишь в разрезах,
содержащих слои с сильной дифференциацией пластовых скоростей, между ними возможны заметные
отличия.
Выражение D.38) позволяет легко получить очень важную формулу для определения пластовой
скорости в любом слое, если известны предельные эффективные скорости до кровли и подошвы этого
слоя:
Жп^) D-40)
68
щ явдексы /2Г и "Щ* соответственно означают кровлю и поДошву слоя. Зга формула, известная в
арСечесрвенноД сейсморазведке как формула Урупова~Дикса, очень часто используется на практике для
вычисления пластовой скорости. При этом в качестве предельно^ эффективной скорости,
участвующей в данной формуле, достаточно часто используют просто соответствующую аффективную
скорость, определяемую по годографам отраженных волн конечной длины или найденную по другим
данным. Как показывает опыт, погрешности, возникающие оттакой замены, зачастую достаточно маяы.
Найденные вышеназванным путем пластовые скорости позволяют по извесшйм формулам
рассчитывать среднюю скорость в покрывающей среде, и тем сдмым, в значительной мере
О&фбождаться от систематических погрешностей, вызванных слоистостью покрывающей толщи.
3*&ченйя скоростей, относящихся к изученному сейсмогеологическому разрезу, обобщают для
установления закономерностей скоростного строения покрывающей толщи и ослабления влияния
случайных и систематических ошибок. Сопоставляя и обобщая эти данные, необходимо учитывать их
сравнительную точность л представительность. Обычно оценки У1ф имеют массовый характер, однако
ийдежнсзстъ единичного определения обычно недостаточно высока^ Поэтов приходится выполнять их
ттияескую обработку с долью большей объективности оценки скоростньр: характеристик разреза.
Определения эффективной скорости обычно относятся к соответствующему времени и и двум
пространственным координатам jc и у. Совокупиость всех определений Уэф(х,у,(о) можно представить как
реализацию случайного процесса, образованного наложением двух компонент - исследуемой скорости
(полезные сигналы) и погрешности ее определений (случайные помехи):
У#Ь,УА)=У{*>У**1>)+ДУ{хМ1). D-41)
"В такой постановке оценка искомой функции скорости V(x,y>to) сводится к задаче фильтрации
экспершентальнъ1х данных* При этом всегда полагают, что скорость V(x^ytto} изменяется в пространстве-»
значительно медленнее, чеМ погрешности ее измерения Ах. Как известно, в подобных случаях для
ослабления случайных помех следует применять низкочастотную фильтрацию. Основным приемом
ййзкочастотной фильтрации, вьшолияемой для уменьшения влияния случайных погрешностей
измерений, явлйетбя сгг&живание эксперимеитальньгхдашгых. На практике при этом обычно применяют
одномерное иди двумерное сглаживание. СЬйжявание эффективных скоростей выцолняют различными
Приемами. При аналитическом (генеральном) сглаживаний вс*о совокупность анализируемых
определений У7ф (по профилю или площади) обрабатывают совместно путем аппроксимации исходных
данных степенной функции одпо% или двух переменных. Такое сглаживание выполняют на ЭВМ При
Численном локальном сглажибании в обработку вовлекается только часть данных, ближайшихосточке, в
которой вычисляется сглаженное значение Т<^. Самым простым способом локального сглаживания
является способ скользящего среднего. В качестве ^глаженного значения в каждой точке принимается
среднее арифметическое из /Убушжайших значений;
Статист№1ес1сие методы обработки составляют лишь одну сторону решения задачи обобщения
данных о рейсмиЧеркйх скоростях. Другая сторона войроса заключается в правильном, физически
обоснованном применении тех или иных формальных математических приемов. Интерпретатор должен
сосхавцять каждый массив данных, подлежащих совместной обработке, с учетом обобенностей
сёйсмогеологйческого строения разреза, влияющих на изменение скоростей* На первом этапе обработки
не всегда удается правильно учесть все особенности строения среда. Поэтому процедура обобщения
данных о скоростях в покрывающей толще обычно носит итерационный характер. Точность и
детальйЬсхь изучения скоростного разреза повышается постепенно, путем последовательных
приближений на основе-анализа и сопоставления различных вариантов обобщений.
На основе одномерного или двумерного сглаживания и обобщения получают й сгрбят целый ряд
графических Материалоб, характеризующих строение покрывающей толщи- Графики зависимости
скорости от времени или глубины %#ОД Vep(t$, V<%(z) составляют путем осреднения вдоль
соответствующей oos знанений эффертивыой ркоросхи или вычисленных по йин значейий Средйей
скорости (рнсАЛЗ)> Грризойтад'ьные графики зависимости скорости от координаты профиля Jty(x)$
^009 VcpftO получают сщшшвшшем по профиле соатветствукйцих величин, охяосящих?я либо к
определенному сейсмическому горизонту (или рласту), ли^о к фиксированному сечендао разреза по
глубине z или по времени to. По этим материалам изучают горизонтальные градиенты скоростей,
69
Т00
2000
2SO0
-**-
X
X X
X*
X
X
X
х
X
X
Рис.4.13. Пример обобщения зависимости эффективной скорости
УЭф от времени t0.
1 - осредненная зависимость Уэф(^У
2 - результаты единичных определений эффективной скорости
обусловленные структурными
и фациально-литологичес-
кими факторами. Развернутые
графики скорости типа
др. получают путем
двумерного сглаживания
определений
плоскости
глубинного
Результаты
на
или
обычно
изолиниями
результатов
скорости
временного
разреза.
сглаживания
изображают
равных значений скоростей.
Карты изолиний скоростей
Уэф(х,у), Упл(х,у), Vqfay)
строят для исследуемой
площади на основании
определений, сделанных по
сети профилей. Такие карты,
как правило, характеризует
либо определенный
сейсмический горизонт, либо
некоторые сечения
покрывающей толщи на
глубине z или времени /*. Эти
карты получают двумерным
сглаживанием исходных
значений или путем
интерполяции осредненных
значений, снятых с
горизонтальных графиков
скоростей. Скоростные
колонки пластовых скоростей
VJdt$ и Vm(z) и скоростных
разрезов Упл(х,?в) составляют
по осредненным значениям
пластовых скоростей
отдельных слоев покрыва-
покрывающей толщи. Одна такая
колонка характеризует разрез
по вертикали только в одной
точке профиля. Совокупность
таких колонок характеризует
изменение пластовых
скоростей по вертикали и
горизонтали для целого профиля. Его строят, нанося на временной или глубинный разрез данные о
пластовых скоростях в виде совокупности колонок и соответствующих им численных значений
скорости.
Погрешность определения по годографам ОПТ интервальных скоростей может достигать 2 - 5 А
В некоторых случаях ее можно уменьшить до 0,5 - 1 %, что открывает возможность достаточно точного
определения характера изменения VJ[x#) вдоль пласта ( интервала) разреза, а также по площади. На
основе этого появляется возможность использования этих результатов для выявления и изучения
закономерностей изменения литологического и фациального состава пород, слагающих изученный
70
разрез. В качестве иллюстрации яа рис .4.14 приведена мостовая модель среды, составленная на основе
ЛК ?0 &0 #0 150 № f7O ffl № 200 2@ 220 230 Z40 250
1,0
ЗМ-
?0 *ЗО № /50 № t70 т Ш 2М 2fO
LULL LULL
J.78
3,9S
\ff.7S
3JS
3,78
J.Tff
7,ffO\
3.72
3.70
З.Я?
3,5ff
4,50
ta>C
Рис.4.14. Пластовая модель среды по одйому из сейсмических профилей на Северном Кавказе
скоростного анализа
сейбМоразведоЧ]нпых матеря-
алов, по одному из профилей
шлатформенной части
"Предкавказья, Верхняя;
Лачка третичных осадков
имеет постоянную
йластозую скяробть 2^2
(Ш1Ъ. Нижняя пачка
третичных отложений уже
имеет пластовую скорость
около 2,68 км/с. В меловых
отложениях пластовая
сйоройгь меняется в
лределах от 3,50 до 3,87
км/с. В жестких
карбонатных пропластках,
залегающих в подошве
отложений нижнего мела ,
скорость меняется от 6,60 до
7,60 км/с. Юрские осадки
имеют скорость от 3,46 до
4,50 км/с
На рис.4 Л 5 показан
скоростной разрез в
пластовых скоростях по
одйому из профилей
Чайвинского месторождения
S3G
ШПН
Рис.4.15. Пластовая скоростная модель среды по профилю 105 Чайвинского
месторождения на шельфе о. Сахалин
на Сахалине. На нем достаточно четко в своде антиклинали отмечается две
71
Рис 4 16. Материалы по сопоставлению значений интервальных (пластовых) скоростей метода ОГТ
с результатами определения интервальных скоростей по акустическому каротажу двух скважин
на одном из профилей Чайвинского месторождения на шельфе о, Сахалин
зоны пониженных значений скоростей, что, вероятно, связано с наличием в разрезе газообразных
углеводородов- Хорошо построенные скоростные модели разрезов имеют достаточно высокую
надежность, о чем свидетельствует сравнение полученных таким образом результатов с данными
акустического каротажа (рис.4Л 6) Именно поэтому такие определения скоростей дают богатую
информацию для размышления на предмет геологического истолкования полученных результатов.
Вопросы для самопроверки
I.Какие Вы знаете основные приемы получения информации о скорости распространения
упругих волн в горных породах?
2.Какую информацию несет в себе приведенный вертикальный годограф t(z) и каким образом
она может быть получена?
3.Поясните основные особенности получения сведений о скорости распространения упругих
волн по данным акустического каротажа
^Выведите расчетную формулу для определения эффективной скорости по годографу
отраженной волны способом постоянной разности.
5.Выведите расчетную формулу для определения эффективной скорости способом разностного
годографа.
б.Поясните основные факторы, влияющие на точность определения эффективной скорости по
годографам отраженных волн,
7Х1оясните сущность разновременного направленного анализа сейсмограмм MOB.
8 Лто характеризует вертикальный спектр скоростей?
9.Каким образом определяется средняя скорость по преломляющей границе по годографу
головных волн?
Ю.Что такое предельная эффективная скорость?
11 .Каким образом может быть определена по годографам отраженных волн пластовая скорость?
12.Назовите основные ввды графиков, на которых принято изображать результаты обобщения
сведений о скоростях распространения упругих волн.
72
5. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПРОЦЕДУРЫ ОБРАБОТКИ
СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Все ранее изложенные алгоритмы преобразования сейсмической информации являются, как
правило, обязательными компонентами процесса обработки результатов сейсмической разведки в
большинстве случаев ее применения. Многообразие сейсмогеологических условий предопределяет
необходимость, в отдельных случаях, применять различные дополнительные виды обработки. Они, как
правило, более сложны по теоретическому обоснованию и трудоемки по их реализации. Однако при
рациональном их применении достигаемый геолого-геофизический эффект обычно оправдывает
некоторое усложнение и удорожание процесса обработки. Количество таких процедур в арсенале
средств сейсморазведчиков достаточно велико и продолжает непрерывно увеличиваться. Некоторые из
таких процедур постепенно переходят в число обязательных при применении даже при решении
обычных для сейсморазведки задач. Из большого числа разнообразных алгоритмов специальной
обработки мы рассмотрим только те, которые употребляются на практике наиболее часто.
5.1. Миграция временных сейсмических разрезов
На итоговых сейсмических материалах в случае наличия в разрезе криволинейных отражающих
границ нарушается однозначное соответствие между их изображением на временных и глубинных
сейсмических разрезах. Это может вызвать серьезные ошибки в геологической интерпретации
сейсмического разреза и даже привести к неверным выводам относительно истинной формы
отражающих границ. Причиной этих искажений является влияние сейсмического сноса лучей и
некоторых других факторов Для устранения несоответствия изображения строения среды на
временном и глубинном разрезах проводят различные виды преобразования записи, которые принято
называть миграционными преобразованиями. Целью таких преобразований является локализация
сейсмических сигналов в точках отражения, что автоматически обеспечивает учет сейсмического сноса,
разрешения волн в зонах интерференции и фокусировку дифрагированных волн в их центрах
дифракции. Процедура построения таких преобразованных динамических глубинных разрезов из
обычных временных реализуется в два этапа. На первом этапе обычный временной разрез
преобразуется в динамический временной разрез со сносом. Это преобразование обычно и называют
процедурой мигращт. На втором этапе временной разрез со сносом (мигрированный разрез)
пересчитывается в глубинный динамический разрез
Для понимания сущности процедур миграции сделаем предположение о том, что изучаемая
сейсмическая граница представляет собой набор небольших тел, так называемых точечных
дифракторов Предположим также, что во всех этих точках находятся источники, мощность которых
пропорциональна значению коэффициента отражения в данной точке границы. Эти источники в момент
времени t=0 возбуждают сейсмические волны, которые расходятся в разные стороны от точечных
дифракюров. Вслед за этим источники мгновенно прекращают работу. Остается только волновое
движение, распространяющееся через среду с определенной скоростью и достигающее
сейсмоприемников, расположенных на поверхности земли, в моменты первых вступлений. Амплитуды
зарегистрированных волн в каждой точке поверхности наблюдений (х,у,0) имеют вид функции времени
u(x,y,0,t). Они вместе со скоростным законом V(x,y,z) являются заданными величинами
Идея миграции состоит в обратном прослеживании волн до их точек возбуждения. При таком
обратном прослеживании время последовательно уменьшается Как только оно уменьшилось до нуля,
уы оказываемся в точке дифракции. Каким образом обратно трассировать лучи, мы знаем, так как их
геометрия может быть определена по заданной скоростной функции V(x,y,z). Миграция волн, которые
распространяются по траекториям, отличным от траекторий однократно отраженных волн (волны-
помехи, кратные волны), приводит к бессмысленным результатам. И хотя миграцию можно выполнять в
пространстве трех измерений, в большинстве случаев предполагают, что сейсмический профиль
проходит вкрест простирания отражающей границы. Поэтому обычно применяется двумерный вариант
73
миграции. Это допущение иногда приводит к неполной миграции (недомигрированному разрезу)
Однако выполнение двумерной миграции значительно экономичнее трехмерной и результаты ее в
достаточной мере отвечают потребностям практики.
Наиболее часто в настоящее время процедуру миграции осуществляют одним из трех способов*
способом дифракционного преобразования записи на основе решения волнового уравнения и
способом миграции в частотной области.
Наибольшее распространение в отечественной практике обрабо!ки сейсмических материалов
получил метод миграции на основе дифракционного преобразования записи — метод
D - преобразования записи.
Для понимания его сущности рассмотрим простейшую ситуацию: во всем нижнем
полупространстве находится единственный объект, обуславливающий возврат сейсмической энергии к
профилю наблюдений - точка (узел) дифракции Z). При наблюдении по методике ОГТ на данном
профиле получим временной разрез с одной осью синфазноста квазигиперболической формы,
обусловленной наличием узла дифракции. По виду такого временного разреза можно предположить
здесь наличие антиклинального поднятия Чтобы получить неискаженное изображение разреза - один
узел дифракции, - необходимо выполнить такое преобразование временного разреза, в результате
которого амплитуды всех колебаний были бы собраны в одной точке D. Такая фокусировка волнового
поля дифрагированной волны в одной точке и представляет собой процедуру устранения влияния
сейсмического сноса и раскрывает сущность миграции. Исключение сейсмического сноса означает
локализацию энергии отраженной или дифрагированной волн в той точке среды, где они действительно
возникли. Такая локализация означает повышение разрешающей способности сейсморазведки по
горизонтали Математической основой D - преобразования является формула (интеграл) Кирхгофа,
описывающая решение однородных волновых уравнений при заданных граничных условиях Для
вычисления фиксированной трассы результирующего временного разреза, на котором учтен
правильный снос точки отражения, требуется просуммировать численные значения амплитуд исходного
не мигрированного временного разреза вдоль гиперболических годографов дифрагированных волн,
рассчитанных для положения центров дифракции, лежащих на выбранной вертикали. Сумма амплитуд,
считываемых с исходного временного разреза вдоль годографов дифрагированных волн для данного
времени на трассе, и является искомой амплитудой результирующей трассы временного разреза со
сносом. В результате непрерывного повторения суммирования отсчетов амплитуд вдоль годографов
дифрагированных волн, вычисленных для различных значений времени (глубины), формируется
последовательность амплитуд результирующей трассы. Длина годографа дифрагированной волны, по
которому выполняется суммирование, выбирается экспериментально
Для иллюстрации сказанного на рис.5.1,а приведен фрагмент условного временного разреза
ОГТ, на котором зарегистрирована квазигиперболическая ось синфазности. Ее простое формальное
истолкование, как уже упоминалось, позволяет сделать вывод о наличии в разрезе одной отражающей
границы антиклинальной формы Однако если такой временной разрез подвергнуть D - преобразованию
(Тимошин Ю.В*,СССР)9 то ситуация может коренным образом измениться. На этом же фрагменте
временного разреза схематически изображены для разных трасс четыре (из возможного большего
числа) теоретических годографа дифрагированных волн. Суммируя амплитуды записей на временном
разрезе по этим годографам (линиям суммирования), мы получим значения амплитуд на
соответствующих трассах преобразованного временного разреза. Во всех случаях, когда линия
суммирования строго не совпадает с годографом зарегистрированной дифрагированной волны, будем
получать в качестве итоговой амплитуды сейсмической записи значения, близкие к уровню шумов.
Лишь только тогда, когда линия суммирования совпадет с годографом фактически существующей
дифрагированной волны, мы получим амплитуду суммарного сигнала достаточной интенсивности.
После перебора всех возможных (в рамках заданных шагов перебора) положений линий суммирования
получим на этом временном разрезе картину, близкую к виду, показанному на фрагменте (рис.5.1,в). На
нем четко видно, что вся энергия дифрагированной волны сфокусирована на одной-двух трассах
сейсмической записи. Такой временной разрез уже не дает основания говорить о наличии
антиклинального поднятия. Можно предположить наличие именно узла дифракции D. Существенно
положительный эффект от В - преобразования временных разрезов хорошо виден из сравнения
74
Рис.5 Л .Схема, поясняющая суть дифракционного преобразования сейсмической записи:
а - условный фрагмент временного разреза с записью дифрагированной волны; б - возможный глубинный разрез;
в - временной разрез, полученный по методике D - преобразования; г - глубинный разрез с учетом дифракции;
1- возможные линии суммирования исходного временного разреза
нижеприведенных временных разрезов, полученных до и после дифракционных преобразований
(рис.5.2).
Первые варианты миграции по способу дифракционного суммирования обладали
существенными недостатками, были трудоемкими и не обеспечивали необходимой точности построения
мигрированных разрезов. Позднее было сделано много технических усовершенствований,
направленных на устранение выявленных недостатков способа. В настоящее время конечный результат
дифракционного суммирования сопоставим с результатом применения любого другого метода
миграции, а сам усовершенствованный метод миграции известен под названием миграции по Кирхгофу.
В способе миграции с помощью D - преобразования по существу находится решение волнового
\равнения с помощью операции интегрирования. При выполнении же миграции способом решения
еотового уравнения - для обратного прослеживания сейсмических волн волновое уравнение решается
как дифференциальное уравнение в частных производных численно методом конечных разностей.
Поэтому более правильным является второе название этого способа — миграция с помощью конечных
разностей. Миграция по этому способу высоко экономична и дает результаты хорошего качества. Она
по своей идее также весьма проста и основана на пересчете волнового поля, зарегистрированного на
поверхности земли, назад, в глубь среды до тех пор, пока в разрезе не встретятся точки рассеяния или
отражающие горизонты. Пересчет волнового поля в нижнее полупространство осуществляется
несколькими этапами и, по существу, заключается в погружении приемников вниз по разрезу. При этом
на каждой глубине получается четкая картина отражающих границ^ видимых на этом уровне
погружения приемников. Самая верхняя поверхность z-О соответствует не мигрированному волновому
полю. Для продолжения волнового поля вниз от z=Zj до z=Zi+Az используется пластовая скорость между
U и Zi+Az.t так что учет вертикальных вариаций скорости при миграции происходит легко и напрямую.
Миграция способом конечных разностей возможна при углах наклона отражающих границ вплоть до
±45°, дает небольшой уровень миграционных помех, может легко учитывать латеральную
75
Рис.5.2.Фрагменты временного разреза по одному из сейсмических профилей в ЗапйЬной Европе.
до (а) и после (б) миграции
изменчивость скорости Полученные конечные результаты при миграции по способу конечна
разностей и методом дифракционного суммирований чаще всего весьма близки (сравните р/с 5 3 б и в)
Метод миграции е частотной области основан на преобразовании волнового уравнений
записанного в координатах*, z,t* пространство новых переменных - волновое число - частота, т.е. в '
76
13 s
В jr
Рис. 5 3- Фрагменты временного сейсмического разреза по одному из профилей в Калифорнийском золи
а- временный разрез до миграции; б - разрез после миграции по Кирхгофу;
в - после миграции способом численного решения волнового уравнения
77
координаты кх, kv G>. В этом пространстве выполнение процедуры миграции существенно упрощается
Мигрированное в этой области частот волновое поле затем преобразуется обратно в традиционную
пространственно-временную область. Данный способ миграции часто является самым экономичным,
хотя и имеет некоторые недостатки. Его, в частности, трудно использовать в условиях, когда
значительны латеральные изменения скорости. Могут также возникнуть заметные погрешности при
больших углах падения отражающих границ из-за появления эффекта наложения зеркальных
пространственных частот.
Способы, используемые для двумерной фильтрации, могу г быть распространены и на случай
трехмерной миграции. Если при двухмерном дифракционно\г преобразовании осушесгвляется
суммирование вдоль всех возможных дифракционных гипербол, то в трехмерном случае уже
необходимо суммирование по всем возможным гиперболоидам. Если при миграции в области частот в
профильном варианте используют двумерное преобразование координат u(x9z,l) <-> U(kx,kz>coK то
в пространственном случае уже надо использовать трехмерное преобразование координат
u{xbyyzj) <-> U(kXikybkZiCu). В процессе выполнения конечноразностной миграции в двухмерном
варианте каждый раз вычисляется новый временной разрез для очередного шага итерации по линейной
сетке. В случае выполнения трехмерной миграции такие промежу точные разрезы рассчитываются уже в
узлах пространственной сетки. Поэтому выполнение трехмерной миграции требует огромного объема
вычислений. Она может быть выполнена только на очень мощных компьютерах (суперкомпьютерах)
при значительных временных и материальных затратах. В го же время трехмерная миграция крайне
необходима там» где изучаемая территория отличается сложным пространственным строением, rjxt
имеются значительные скоростные неоднородности и латеральные градиенты скоростей. В таких
случаях достигается, как правило, значительный положительный геолого - геофизический эффект.
Пример достигаемого эффекта можно видеть при сравнении результатов двух - и трехмерной миграции
на одном и том же участке профиля (рис.5.4).
Для получения глубинного динамического разреза чаще всего выполняют "растягивание"
временного разреза в соответствии с полученным для данного профиля законом изменения скорости с
глубиной. Для более точного выполнения этой процедуры может применяться также и особый вид
миграции - глубинная миграция. В ней учитывается изменчивость скорости в вертикальном и
горизонтальном направлениях.
Поскольку миграция даже в двухмерном варианте - довольно трудоемкий процесс обработки,
его обычно выполняют после суммирования (по английской терминологии - Poststack Migration) трасс
по ОГТ с целью уменьшения объема входной информации. Уменьшение объема эквивалентно
приблизительно кратности суммирования. Однако при наличии наклонных отражающих границ
суммирование приводит к смешению в одной суммарной трассе записей волн, отраженных от различных
точек границы раздела. Это приводит к ослаблению и размыванию на записях дифрагированных волн,
что требуется для достижения полной миграции. Подобные же проблемы возникают и для
дифрагированных волн, связанных с разломами и границами соляных куполов. Это имеет место всегда,
когда вдоль отражающих границ наблюдаются участки с различными углами наклона. Такое явление
получило наименование "противоречивые наклоны *\
Классическая теория миграции основана на предположении о том, что временной разрез,
который предстоит подвергнуть процедуре миграции, составляют суммотрассы, полученные при
нулевом удалении "взрыв - прибор". Реальные трассы разрезов ОГТ далеко не всегда эквивалентны
реальным суммотрассам, полученным суммированием при различных (не нулевых) удалениях "взрыв -
прибор". Поэтому классическая миграция после суммирования не всегда работает удовлетворительно.
По этим соображениям в последние годы в обработке сейсмических данных все более активно
применяется миграция сейсмических записей до суммирования (Prestack Migration). Кроме того, в
практике обработки все шире используются процедуры, которые получили название предварительное
суммирование с частичной миграцией (в английском языке для этих процедур используются два
эквивалентных обозначения PreStack Partial Migration - PSPMnDip MoveOut - DMO).
Миграцию перед суммированием можно выполнять по методу Кирхгофа, основанному на
использовании уравнения времени пробега при ненулевом удалении "взрыв - прибор" для точечного
дифрагирующего объекта. В этом случае амплитуды сейсмических сигналов суммируются вдоль
78
Kfe
a U n mi grated
\LtiW i
6 2-D migrated
в 3-D migrated
Рис.5.4.Сравнительный эффект влияния выполнения двумерной и трехмерной миграции
а - разрез без миграции, б - двумерная миграция, в - временной разрез после выполнения трехмерной миграции
расчетных годографов дифрагированных волн. Каждый полученный промежуточный временной разрез
изображается по отдельности. Затем результаты всех таких преобразований суммируются с целью
получения окончательного мигрированного разреза. Такой подход к миграции значительно ослабляет
эффект противоречивых наклонов, но требует выполнения значительных объемов вычислений.
Например, для 48 - кратных наблюдений нужно предварительно выполнить 48 миграций и затем
осуществить сложение 48 временных разрезов. Учитывая это, предложены различные упрощенные
схемы проведения такой миграции, позволяющие не слишком увеличивать объем вычислении. Один из
возможных вариантов заключается в использовании предварительно сформированных нескольких
частичных суммарных временных разрезов, составленных по ограниченному диапазону удалений
"взрыв — прибор". Частичные временные разрезы по отдельности подвергаются миграции. После этого
мигрированные разрезы суммируют. При таком подходе получают итоговый суммарный разрез и
существенное ослабление помех без значительного увеличения объемов вычислений.
Процедуры предварительного суммирования с частичной миграцией (PSPM) являются
альтернативным способом для решения проблемы противоречивых наклонов. Созданные в начале 80-х
гг. {Claerbout, Yilmaz), они были пригодны для сейсмограмм с малым удалением "взрыв-прибор"
Позднее процедуры были усовершенствованы (Deregoxvski, Rocca, Hale, French). Так как в них
использовался элемент кинематической поправки, вызванный наклоном отражающей границы, они
получили название процедуры DMO (Dip MoveOut - поправка за наклон). В настоящее время термины
PSPM и DMO являются синонимами. Однако на практике более популярно название DMO. Процедура
DMO представляет собой как бы частный случай миграции до суммирования. Краевые части
годографов ОТВ исправляются путем введения приращений, связанных с наклоном границы. После
этого они становятся подобными годографам О ТВ при нулевом выносе. Затем данные сортируются в
выборки ОСТ и суммируются. По отсортированным данным выполняется миграция после
суммирования. Суммирование трасс, исправленных за нормальное приращение времени (NM0) и
прирашение, вызванное наклоном границ (DMO), дает разрез, который лучше представляет реальную
среду, чем суммарный разрез без поправок. Анализ результатов DMO позволяет говорить о том, что эти
процедуры по эффективности приблизительно эквивалентны полной миграции во времени перед
суммированием, но требуют существенно меньшего объема операций. Разработаны варианты DM0 для
сред с изменяющимися значениями скоростей» а также для обработки данных сейсмических работ 3D.
5.2. Динамический анализ сейсмических записей
К этой группе специальных процедур обработки сейсмической информации относится большое
количество разнообразных программ. Все они предназначены для детального изучения комплекса
динамических характеристик сейсмической записи с целью последующего их использования при
углубленном истолковании получаемых геолого-геофизических" результатов. Перед сейсмической
разведкой, особенно в районе со сложными сейсмогеологическими условиями, все чаще ставится
широкий круг задач, направленных на детальное изучение физических свойств геологического разреза.
Решение этих задач с помощью только кинематических методов интерпретации сталкивается с
принципиальными трудностями. Перспективность использования динамических параметров
сейсмических записей очевидна и была понята геофизиками сравнительно давно. Однако эффективная
реализация этих возможностей стала реальностью только при цифровой форме записи сейсмической
информации. При этом необходимым условием реализации такой возможности является ведение всего
процесса обработки сейсмической информации с сохранением относительных амплитуд - СОА. Это
позволяет в дальнейшем реализовывать процедуры специальной обработки, которые обеспечивают учет
таких мешающих факторов, как геометрическое расхождение, поглощение, влияние верхней части
разреза и т.п. Временные разрезы ОГТ9 полученные с сохранением относительных амплитуд, служат
входным материалом для извлечения различных динамических параметров записей. В состав
современных обрабатывающих систем обязательно входят процедуры, позволяющие производить
определение серии энергетических и частотных характеристик сейсмической записи. Среди таких
характеристик наиболее часто определяют: полную энергию; энергию, локализованную в заданной полосе
80
% среднюю частоту, взвешенную по энергии, болю энергии в заданной полосе мастит от полной
тргш е процентах; ширину спектра частот и т.п. Окончательный результат работы таких
комплексов программ получается либо в ввде набора графиков различных параметров для каждого
оризонта, либо в виде графиков комплексных характеристик вдоль заданных горизонтов.
В настоящее время при динамическом анализе сейсмических записей наиболее широко
^пользуется гак называемое преобразование Гильберта^ позволяющее получать некоторые новые
финальные динамические параметры сейсмической записи.
Если сейсмическую трассу представить в виде*
E.1)
E.2)
= Д/)- cos 6@»
ritA(t) и 6(t) - амплитуда и фаза записи, то сопряженная, по Гильберту, трасса определяется как.
Комплексная сейсмическая трасса:
E.3)
имеет модуль A(tK который является огибающей комплексной трассы. Эту величину A(t) принято
называть мгновенной амплитудой сейсмической записи.
Функция
определяет так называемую мгновенную фазу сейсмической записи.
Дифференцируя мгновенную фазу 6A) по времени, можно получить еще один параметр -
мгновенную частоту. Представление о взаимосвязи комплексной, реальной и сопряженной
сейсмических трасс дают графики, представленные на рис.5,5.
Комплексное
сейсмическая
трасса
Рис.5.5 Пространственная взаимосвязь между комплексной, реальной и сопряженной (мнимой)
сейсмическими трассами
На основании вышеприведенных формул построены алгоритмы преобразования исходной
сейсмической записи (временного разреза ОГТ) в серию новых временных разрезов мгновенной
амплитуды, мгновенной фазы и мгновенной частоты (рис.5.6).
Особенности разрезов параметра "мгновенной амплитуды" могут быть связаны с
отологическими изменениями на границах пластов, несогласными напластованиями и даже с залежами
*фти и газа. Сбросы, угловые несогласия, зоны выклинивания чаще проявляются на разрезах
мгновенных фаз в виде нарушения фазовой непрерывности. Разрезы мгновенных фаз несут также
информацию об изменении полярности сейсмических сигналов на границах, что позволяет
81
low
¦тшн
a
high
-18CP
8Ык:
180
б
в
Рис.5.б.Пример результатов динамического анализа в черно - белом изображении
по одному из сейсмических профилей:
а -разрез мгновенных амплитуд; б - разрез мгновенных фаз; в- разрез мгновенных частот
прогнозировать вещественный состав пород разреза. Аналогичную информацию несут и разрезы
мгновенной частоты. Если еще при этом разрезы этих параметров изобразить в цвете, то они стано-
становятся достаточно информативными п важными материалами при комплексном геолого-геофизичес-
геолого-геофизическом истолковании результатов сейсмической разведки.
5.3. Прогнозирование геологического разреза и прямые
поиски залежей углеводородов
Широкое внедрение новейшей вычислительной техники в последнее десятилетие позволило
резко ускорить и усложнить технологию обработки данных сейсморазведки. Это позволило начать
практическую реализацию зародившегося еще в середине 70-х годов нового направления в сейсмо-
сейсморазведке месторождений нефти и газа - прогнозирование геологического разреза (ПГР).
Прогнозирование геологического разреза - это программно-методический комплекс средств
специальной совместной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и геофизических мето-
методов исследования скважин с целью определения вещественного состава осадков, выявления и оцен-
оценки продуктивных толщ и их нефтегазоперспективности. Главной особенностью ПГР является то
82
обстоятельство, что при интерпретации основным объектом изучения являются не отдельные
сейсмические границы, а часть геологического разреза осадочной толщи С помощью программно-
методического комплекса ПГР можно решать следующие залачи:
- выполнять детальное расчленение слоистых неоднородных осадочных толщ;
- делать прогноз вещественного состава осадков, в том числе литологии и углеводородосодержания
для продуктивных толщ молодых кайнозойских осадочных комплексов;
- осуществлять прогноз коллекторских свойств песчаных тел. включая оконтуривание зон
выклинивания песчаных коллекторов;
- вести поиски и разведку неантиклинальных ловушек, в том числе путем выявления биогермов и
папеорифов, трассирования палеорусел и погребенных эрозионных долин, давать прогноз пологих
структурно-литологических ловушек;
- выполнять прогнозирование вещественного состава разреза в точках заложения глубоких
разведочных скважин;
- осуществлять сейсмостратиграфическое прогнозирование нефтеперспективных объектов.
Теоретико-методическую основу ПГР составляют, главным образом, следующие алгоритмы
преобразования информации:
- восстановления амплитуд сейсмических записей;
- динамического анализа сейсмической записи;
- псевдоакустического преобразования записей;
- комплексного использования данных каротажа скважин.
Псевдоакустический каротаж (ПАК)
Псевдоаьустическим каротажем (ПАК) называется преобразование сейсмических записей
отраженных волн в кривые, подобные кривым акустического каротажа скважин. Для выполнения
преобразования ПАК пригодны сейсмические записи, содержащие только однокрагно отраженные
волны. При этом необходимо, чтобы были восс1ановлены истинные (относительные) величины
амплитуды отраженных волн (записи СОА). Преобразования сейсмических записей по методике ПАК
включают в себя несколько видов операций:
- преобразование исходных записей в импульсную трассу (сейсмограмму);
- преобразование импульсной сейсмограммы в последовательность коэффициентов отражений;
- переход от последовательности коэффициентов отражения к распределению акустической
жесткости или скорости в среде.
Для решения первой из названных задач широко используется один из видов фильтрации -
оеконволюция. Она позволяет существенно сжать (во времени) сейсмический сигнал и, тем самым,
повысить амплитудную выразительность сигналов и их разрешенность во времени. Переход от
импульсной формы записи сейсмических сигналов к коэффициентам отражения базируется на
допущении о-прямой свячи амплигуды сигнала и коэффициента отражения (при нормальном падении):
R =Y>«~Y> =С*А , E-5)
где у ч1 = V +1 • р +1J у = V • р - акустическая жесткость ниже и выше отражающей границы, А}
-амплитуда отраженной волны, С- коэффициент пропорциональности.
Из выражения E.5) можно получить следующую рекуррентную формулу:
1 + Д,
у =у - =
У
j_^ h \-C-AJ
Эта формула позволяет вычислять акустическую жесткость слоя, залегающего ниже
отражающей границы, если известно ее значение и амплитуда отражения Л, для вышележащего слоя.
В качестве примера, иллюстрирующего возможности ПАК, рассмотрим временной разрез,
полученный с восстановлением истинных соотношений амплитуд (рис.5.7,а). На времени 1.8 с в
центральной части разреза в своде поднятия выделяется резкая аномалия амплитуд, позволяющая
предположить наличие газовой залежи. Выполненный по всему разрезу псевдоакустический каротаж,
результаты которого показаны в виде тонового изображения на рис 5.7,6, подтвердил наличие в разрезе
83
SO
2ft 2JS
•:;:\;
,,„ ,
60
t
70
•
2ft
T _f
ПК
1,6-- it
—н
Рцс 5Л.Временные разрезы с материалам и 11АК а-врсмешшп piupo с сохранением соотношения испашыж пмшппу;
и график акустического каротшат по сшииюше гп)*бо)фго бурения; б~* псснлрак)"стчсаш1 модель p&ipein
84
в рассматриваемом временном интервале отложений с высокой скоростью. Это обстоятельство
существенно изменило представление о перспективности рассматриваемого поднятия. В результате
бурения на своде поднятия месторождения газа не обнаружено. По данным акустического каротажа,
выполненного в глубокой скважине, рассматриваемый интервал действительно характеризуется
повышенной скоростью. Прогноз упругих свойств разреза по методу ЛАК хорошо совпал с данными
акустического каротажа,
В силу ограниченности спектра сейсмических волн для фактического выполнения таких
расчетов необходима привязка к опорным значениям упругих свойств в отдельных слоях.
Прямые поиски углеводородов
Представление сейсмических времешшх разрезов в истинных амплтудах (СОА) в сочетании с
детальным изучением интервальной скорости можно использовать для прямого обнаружения залежей
углеводородов. Аномально высокие отрицательные значения коэффициентов отражения между
газонасьпценным коллектором и глинистыми вышележащими породами порождают появление
интенсивных амшштудйых аномалий на сейсмической записи. Такие аномалии амплитуд называют
"яркими пятнами" (рис.5.8). Для того, чтобы сейсмические материалы быт пригодны для достаточно
<tf^^
Рис.5.8.ТипичныЙ временной сейсмический разрез с «яркими пятнами», приуроченными к зонам
нефтегазенгысьгщеняя (Лянторское месторождение, Западная Сибирь)
уверенного выделения аномалий типа "яркого нятна'\ необходимо при их обработке осуществить
тщательный учет трех факторов:
- геометрического расхождения фронтов волн;
- поглощения сейсмических волн;
- различпой степени усиления сейсмических сигналов при их регистрации.
Это означает, что успех прямых поисков залежей углеводородов решающим образом зависит от
качества выполненных поисковых работ и тщательности осуществления процесса обработки
сейсмических записей. Для практической реализации подобных видов обработки в большинстве
обрабатывающих сейсмических, систем имеется специальный комплект программ, который позволяет
85
либо осуществлять поинтервальный динамический анализ отражений, либо получать мгновенные
динамические параметры отражений по всему разрезу. В первом случае на временных разрезах
производится вычисление различных спектральных и энергетических оценок сейсмических волн для
временных интервалов заметной длительности. Во втором случае получают серию мгновенных
характеристик сейсмических волн непрерывно по всему временному разрезу (акустическая жесткость,
мгновенные амплитуды и фазы сейсмической записи и др.). Совокупность такой информации
существенно повышает достоверность и надежность прогноза свойств разреза и, в конечном счете,
наличия залежей углеводородов.
5.4. Анализ зависимости амплитуды отраженной волны
от величины удаления "взрыв - прибор"
Амплитуда отраженного сейсмического сигнала изменяется (обычно уменьшается) с
увеличением расстояния между источником и приемником. Это изменение вызвано многими
факторами, среди которых, прежде всего, следует назвать зависимость коэффициента отражения от угла
падения волны на границу, влияние расхождения фронта волны, поглощения и др.
В определенных обстоятельствах характер изменения амплитуды сейсмического сигнала может
явиться, важным ключом как к изучению литологии пород, так и к обнаружению углеводородов в
разрезе. Увеличение амплитуды с увеличением удаления "взрыв • прибор*5 (выноса), дающее на
сейсмическом разрезе эффект "яркого пятна", может указывать на наличие в разрезе коллектора
(песчаника), заполненного газом- Резкое уменьшение амплитуда с ростом удаления может указывать на
наличие в разрезе карбонатных пород. Однако такие четкие амплитудные аномалии в методе OFF
встречаются относительно редко. Это объясняется тем, что амплитуда каждой суммотрассы временного
разреза представляет собой результат осреднения амплитуд вопи, полученных тфи различных удалениях
"взрыв • прибор". Поэтому извлечение информации об истинном характере зависимости амплитуд
упругих волн от удаления в методе О/Т требует специальных способов анализа сейсмических данных.
Получение таких данных стало возможно только с применением цифровой регистрации в
сейсморазведке.
Одним из таких специальпых видов обработки, активно развивающимся в последнее время, стал
анализ зависимости изменения амплитуд волн от удаления - так называемый AVO - анализ (Amplitude
Versus Offset). Этот анализ характера зависимости амплитуды от величины удаления на некоторых
интервалах сейсмического временного разреза используется для получения сведений о наличии (или
отсутствии) углеводородов в данном интервале разреза*
Для понимания основных закономерностей этого явления рассмотрим модель среды, состоящую
из однородного слоя, лежащего на однородном полупространстве с плоской горизонтальной границей
раздела между ними Изменение амплитуды отраженных волн при удалении приемника от пункта
возбуждения в этом случае обусловлено, во-первых, геометрическим расхождением фронта волны, тем
большим, чем больше удаление "источник - приемник15, а во-вторых, изменением коэффициента
отражения при меняющемся угле подхода волны к границе. Обычная интерпретация временного
сейсмического разреза построена на предположении использования системы наблюдений с нулевым
удалением "взрыв-лриборэ\ В соответствии с этой моделью интерпретации падающая вертикально на
горизонтальную границу раздела сред плоская волна с амплитудой А$ отражается в обратном
направлении как волна с плоским фронтом и с амплитудой Aj. Отношение Aj к Ао называется
коэффициентом отражения (/4/>/>). При любом удалении "источник - приемник" коэффициент отражения
обычно рассматривается как коэффициент отражения при нормальном падении продольной волны на
границу раздела двух сред A и 2):
где V?h Vp2> Рь Рг - соответственно скорости продольных вопи и плотности ъ обеих средах вблизи
границы. Предполагается, что амплитуда отраженной волны, зарегистрированной на ненулевом
удалении "взрыв - прибор", ослабляется лишь за счет различия в пройденном волной пути. Попытка
ввести в рассмотрение зависимость амплитуды отраженной волны от удаления долгов время не
удавалась. Ведь даже в случае однородно - слоистой модели среды при произвольном угле падения О
86
продольной волны на сейсмическую границу могут образоваться две отраженных волны - продольная и
поперечная и две проходящих преломленных волны такого же типа- Поэтому соотношения амплитуд
волн на границе описываются четырьмя коэффициентами отражения и прохождения - RPP ,RPS fTPP
Jps Эти коэффициенты сложным образом зависят от 6 параметров разреза - от значений скоростей
продольных Vpi , Vp2 и поперечных VsIf Vs2 волн, а также плотностей горных пород рь р2 по обе
стороны от границы. Взаимосвязь между всеми этими величинами была получена впервые
КЦеппритцем A919 г.) в виде следующей линейной системы уравнений:
Арр - cosa^ - Aps ¦ sina^ + Врр - cospp/) + Bps - sinprs - cosaF
App - sinap + A^ • cosaw - Bpp - sinp^ + BPS
App • Z, • cos2a^ - APS • Wx • Бт2аЛ - E.8)
- Bpp ¦ Z2. cos2p« + B
+ BPP • {VS2/VP2) ¦ ^2
где Zj = pt ¦ F^, Z2 = p2 ¦ Vp29 Wx = p, • РуР Ж2 = p2 - F52, а углы и коэффициенты
определены ранее в главе 3.
Для произвольного набора упругих параметров, а также при больших значениях угла падения
волны на границу уравнения системы E.9) являются комплексными. Решение таких систем достаточно
сложно.
Среди коэффициентов отражения и прохождения главную роль для интерпретации
сейсмических данных играет коэффициент отражения продольных волн АРР .В большинстве случаев
контрастность сейсмических границ по этому параметру невелика Максимальные углы падения в
методе отраженных волн, как правило, не превышают 30-40°- Если учесть эти обстоятельства, то можно
попытаться получигь приближенное решение системы уравнений E.8) путем разложения в ряд. На этой
основе в 1985 г Шуой получил приближенное решение системы уравнений Цеппритца дня определения
Арр, гХштерман преобразовал это решение к еше более простому линейному виду-
А№ @) = Арр @) ¦ cos2 G + 2.25 - Аа - sin2 9 « А + В • sin2 G, E.9)
|де АРр (в) - коэффициент отражения продольной волны при произвольном угле падения;
Арр @) -коэффициент отражения для продольной волны при нормальном падении ее на границу; в
- угол падения волны на границу; Ли - изменение коэффициента Пуассона на границе Ла —сг2 - о>.
Предлагаемая аппроксимация достаточно точна в диапазоне значений углов падения в < 3(f, при VP &
2-Vs* а также для значений | АРР (в) |< 0.15 . Первое слагаемое А в правой части уравнения E.9)
характеризует процесс отражения при нормальном падении, а второе слагаемое описывает зависимость
коэффициента отражения от угла падения. Коэффициент В зависит от поведения коэффициента
Пуассона у границы По этой причине этот коэффициент может служить индикатором насыщения пор
горных пород нефтью или газом Только после установления связей подобного вида удалось построить
схемы интерпретации, которые базируются на учете изменения амплитуды с удалением. Появилась
принципиальная возможность определять величину коэффициента Пуассона, а следовательно, и
отношения Vs / VP по экспериментально полученным зависимостям АРР (в) Знание же Vs открывает
путь к определению флюидонасыщенности различных участков геологического разреза.
В современном AVO-анализе существует много модификаций. Рассмотрим самую простую из
них - "иитерцепт - градиент1" метод (АВ- метод). В системе координат, где по оси ординат отложен
коэффициент отражения, а по оси абсцисс величина sm207 зависимость между АРр и sin2в- является
линейной. Графиком этой зависимости является прямая линия, отсекающая на оси ординат отрезок Д с
угловым коэффициентом В (рис.5.9). Коэффициент А носит название интерцепт (intercept), что
означает по-английски "отрезок", а коэффициент ZJ называется градиентом (gradient).
AVO - анализ, как правило, применяется не на всем интервале глубин разреза, а на наиболее
интересных и перспективных с точки зрения возможного нахождения углеводородов участках.
Типичной геологической границей в этом случае является граница "глина - песчаник". Все виды
зависимостей коэффициента отражения от угла или удаления для названной границы при различных
87
соотношениях упругих свойств горных пород делятся в AVO - анализе на 4 типа AVO - аномалий.
Схема этих типов аномалий показана на рис.5 Л 0. Интегрально взаимоотношения между
рассмотренными атрибутами (интерцептом А и градиентом В) показаны в табл. 5.1 Из этих данных
видно, что каждому типу аномалии соответствует определенное соотношение акустических жесткостей
на границе, знаки интерцепта и градиента и определенный тип песчаника.
\Амплитуда\ ^
Линия
аппроксимации
Котр
Истинные
значения Котр
А
Интерсепгп =А
Рис.5.9.Аппроксимация линейной функцией
графика зависимости коэффициента отражения от
величины угла падения сейсмических лучей
(от величины Sirf 0)
0.2
015
01
0 05
о
-0.05
-а/
-0/5
-
-1—^
„, — -»_Ц
1 l l
о
10
15 20 25
30 35
в, град
Рис.5.Ю.Четыре типа зависимостей коэффициента
отражения (типа>1 VO - аномалий) от угла падения
полны на поверхность газонасыщенных песчаников
Вынос.
Сейсмограмма ОГТ
Определние угю« Преобразование выноса в
величину лш 20
1
Линейная аппроксимация амплитуд для каждого to
i
А - амплитуда
^г>^>-^>-* В - градиент
Tpacca интерцептов
w
Tpacca градиентов
B(t)
Рис.5.11.Принципиальная схема
последовательности операций
при AVO-апализе
Таблица 5.1.
Качественные взаимоотношения между параметрами
разреза и сейсмическими атрибутами в A VO - анализе
Тип
анома-
аномалии
AVO
1
и
III
IV
Акустиче-
Акустическая жест-
жесткость ниже
границы
Больше,
чем в
выше*
лежащей
толще
Приблизи-
Приблизительно та
же, что и в
вышележа-
вышележащей толще
Меньше,
чем в
вышележа-
вышележащей толще
Меньше,
чем в
вышележа-
вышележащей толще
Знак
интер-
интерцепта
(А)
+
+ ИЛИ
-
•
Знак
гра-
диен-
диента (В)
+ ИЛИ-
-
+
Зависимость
амплитуды
от выноса
Уменьше-
Уменьшение
Увеличение
или
уменьшение
(может
менять знак)
Увеличение
Уменьше-
Уменьшение
После определения величины и знака интерцепта и градиента в каждом временном окне по
подборке трасс для каждой общей средней точки профиля строят временные трассы, где вместо
амплитуд суммотрасс откладывают значения интерцепта или градиента. Блок - схема выполнения A VO-
анализа по этому способу показана на рис.5.11. Таким образом получают новые типы временных
88
разрезов. В AVO-анализе широко применяют отображение в форме временного разреза и других
Параметров (атрибутов) А VO-апомалий (рис.5 Л2). В частности, на практике широко применяются такие
шшш
Т
>
йрр»
Ш - Ш
М ? ' «RI W LIl V
V J
1
Puc.5 Л 2.Пример временпого разреза с результатами ^i W - анализа по одному из профилей в Березовском
районе (Ханты - Мансийский автономный округ, Западная Сибирь):
а - временной разрез л исгшл1ых^!шиггудах; б - разрез по флюидному фактору, нц котором выделяется аномалия,
возможно, связанная с залежью углеводородов
89
атрибуты, как произведение интерцепта на градиенг, коэффициент корреляции между интерцептом и
градиентом, среднеквадратическое отклонение линейной аппроксимации AVO - зависимости от
экспериментальных данных, флюидный фактор и т.д.
Для достаточно обоснованного получения и изучения AVO-аномалий нужно соблюдение
определенных условий. Система наблюдений должна обеспечивать присутствие в сборке записей да
суммирования по общей точке или в пределах бина трасс с широким диапазоном удалений
Сравнительно легко это обеспечивается только при 3D сейсмических работах. Важно также сохранить
истинное соотношение амплитуд (СОА) Даже при выполнении всех этих условий определение точного
изменения амплитуды волн в зависимости от угла или величины удаления по полевым материалам часто
затруднено из-за наложения помех.
Вопросы для самопроверки
1.Назначение и сущность миграционных преобразований сейсмических записей.
2.Поясните сущность основных способов осуществления миграционного преобразования
сейсмической записи.
З.В чем состоит принципиальное различие между миграцией до и после суммирования?
4.Какие основные параметры сейсмической записи используются для динамического анализа?
5 Поясните сущность понятия мгновенной амплитуды и фазы сейсмической записи.
6.В чем сущность прогнозирования геологического разреза?
7 .Какие основные задачи решаются на основе программно методического комплекса
прогнозирования геологического разреза?
в.Поясните сущность и назначение псевдоакустического каротажа.
9 .Какие основные виды преобразования нужно выполнить для получения кривых ПАК?
10 Назовите основные виды преобразования сейсмических записей, используемых для прямых
поисков залежей углеводородов.
11.Что является теоретической основой/! VO—анализа**
12.Какие допущения сделаны при создании промышленной технологии A VO—анализа?
13. Поясните назначениеAVO-анализа.
2-27% " 3'22%
4 -8%
1-32O/O-/ \ V5%
6 -4%
Относительная доля (в %) потенциальных мировых запасов
углеводородов на глубоководном (более 300 м) шельфе:
1 - Западной Африки, 2 - Мексиканского залива, 3 - Бразилии,
4 — Европы, 5 —Юго-Восточной Азии, 6 -других регионов
90
6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ МЕТОДА
ПЕРВЫХ ВОЛН
6.1. Общие положения
Под методом первых волн (МПБ) здесь и всюду далее понимается сейсмический метод
«следования геологической среды, использующий сейсмические волны, основными механизмами
юзврата которых к поверхности земли являются процессы рефракции и преломления. Интерпретация
данных метода первых волн (МПВ) включает в себя процесс получения сейсмических разрезов, карт и
схем распределения физических параметров среды и т.н. из сейсмических данных, предварительно
^образованных на этапе обработки полевой информации. Основными исходными данными для
интерпретации являются преобразованные сейсмические записи (временные разрезы) и/или годографы
¦Нз целевых волн - годографы сейсмических волн, построенные по проанализированным и
откоррелированным на сейсмограммах осям синфазности. В процессе интерпретации данных МПВ
выполняются следующие основные операции:
- разделение, отождествление к определение природы выделенных воли;
- получение сводных годографов головных (рефрагированных) волн и их увязка;
- определение скоростных характеристик покрывающей толщи;
- построение преломляющих сейсмических границ и определение граничных скоростей;
- сведение и обобщение полученных результатов в различные карты и схемы.
Интерпретация волновых полей и годографов МПВ, как правило, сложнее, чем интерпретация
временных разрезов отраженных волн. При этом однозначная интерпретация малократных волновых
ютей первых волн практически невозможна. Для однозначного и надежного решения обратной задачи
МПВ требуется наличие системы встречных и/или нагоняющих годографов первых волн. Сложность
интерпретации данных МПВ усиливается еше и тем, что определение эффективной скорости в
покрывающей толще в данном методе осуществляется весьма ненадежно.
В силу ряда причин МПВ в настоящее время в сейсморазведке применяется весьма ограниченно.
Наибольшее применение он находи г при изучении малых глубин при решении задач инженерной
геологии и гидрогеологии. Эту модификацию сейсмической разведки принято называть инженерной
сейсморазведкой. Относительно значительны также объемы применения МПВ при изучении больших
щют - при проведении глубинных сейсмических зондированиях (ГСЗ). В соответствии с указанными
направлениями к насиоящему времени сформировались разные подходы к выбору способов
интерпретации данных МПВ.
6.2. Интерпретация годографов головных волн на основе использования
модели однородно-слоистой среды с плоскими границами раздела
Представление о среде как об однородной толще с плоскими границами раздела правомочно
только в пределах небольших локальных участков изучаемой среды. Это обычно допустимо при
изучении верхней части разреза на профилях малой протяженности. Подобные ситуации могут нередко
иметь место и при решении некоторых задач инженерной и рудной сейсморазведки. В таких случаях
вполне допустимо применение простейших приемов выполнения ингерпретационных расчетов.
Одна плоская горизонтальная граница раздела сред
Встречные годографы головных волн для такой модели среды будут иметь весьма простой вид.
Практическими признаками соответствия наблюденных годографов данной модели среды являются:
- двухзвенное строение каждого из встречных годографов;
- прямолинейность всех звеньев прямого и встречного годографов;
- одинаковость (в пределах допустимой погрешности) угла наклона к оси jc первых и вторых
ветвей соответственно встречного и нагоняющего годографов;
- равенство времен прихода головных волн во взаимные точки;
- равенство времен tVy отсекаемых продолжением до оси времени прямого и встречного
годографов.
91
Выполнение всех этих
условий позволяет успешно
принять следующую схему
решения обратной задачи (рис.6.1I
- проверяется выполнение ранее
сформулированных условии (с
учетом допустимых погрешностей).
Te3j= Твз2; Vn=V2l\ tOi=to&
- рассчитываются глубины на
пунктах возбуждения-
ХГПAЛ1)ХТПB,1) х
Рис.6.1 Схема обозначений для выполнения расчетов параметров
модели среды с одной плоской горизонтальной границей раздела по
двум встречным годографам головных волн
осредненные расчетные параметры модели среды:
U -l. U Т/ _lT/
, F1)
- принимаются окончательные
F.2)
2 ' 2 ' 2
Многослойная горизонтально-слоистая среда
В разрезе с несколькими плоскими горизонтальными границами раздела при благоприятных
условиях (Vi<V2<V^,.<V^ может возникнуть серия головных волн. Уравнение сводного годографа серии
головных волн в этом случае
уравнению
г/
соответствует
выпуклого вверх
многозвенника, состоящего из
рада отрезков прямых линий
(рис 6 2). Если имеется четкая
уверенность, что рассматри-
рассматриваемый наблюденный
годограф действительно
соответствует (в пределах
допустимых погрешностей)
многослойной горизонтально-
слоистой среде, то решение
обратной задачи может быть,
аналогично предыдущему
случаю, найдено способом
пластовых скоростей. Понять
правомерность применения
такого приема решения
обратной задачи можно путем
сравнительного анализа
структуры прямого н встречного годографов по признакам, аналогичным ранее приведенным для
двухэлементных годографов
Пластовые скорости в каждом слое в данном способе принимаются равными кажущейся
скорости, находимой по углу наклона соответствующей ветви сводного годографа;
V\=Vly 1<1<и. F3)
Мощность первого слоя находится по формуле:
Рис.6 2 Схема обозначений для выполнения расчетов параметров
многослойной горизонтально-слоистой модели среды способом
пластовых скоростей по одиночному годографу головной волны
а—многоэлементный годограф головной волны, б - искомый скоростной разрез
92
h\ = ¦
02
Мощность всех последующих слоев вычисляется по следующей рекуррентной формуле:
*,=
F.4)
F.5)
1де
T
F.6)
Получаемые по данной схеме результаты будут соответствовать истине при условии, что
отсутствует так называемое явление "выпадения слоя". Это явление возникает тогда, когда при
определенных неблагоприятных соотношениях мощностей и скоростей в слоях годограф головной
волны от какой-либо преломляющей границы может прослеживаться только в последующих
вступлениях, не отражаясь в годографе первых вступлений.
Одна плоская наклонная преломляющая граница
Наблюденные встречные годографы соответствуют одной плоской наклонной преломляющей
границе, если выполняются следующие условия:
каждый из двух
встречных годографов является
двузвенником, а форма этих
звеньев - прямые линии;
- кажущиеся скорости,
определяемые по первым
(начальным) элементам обоих
годографов, в пределах
допустимой погрешности
расчегов одинаковы;
- кажущиеся скорости,
определяемые по вторым
элементам обоих годографов,
существенно различны.
Интерпретация таких
систем встречных годографов
может быть выполнена с
использованием следующих
расчетных формул (рис.6.3).
- вычисляется усреднен-
усредненное значение для скорости в
первом слое.
Рис.6.3. Схема обозначений для выполнения расчетов параметров
двухслойной модели среды с одной плоской наклонной преломляющей
границей раздела по системе двух встречных годографов головных волн
F-7)
определяется угол наклона границы <р и критический угол i:
1
arcsin—--arcsin-
1
/ = —
arcsin Hr + arcsin ~
V V
*12 *22J
находится граничная (пластовая) скорость во второй среде:
К
: ^1
F.8)
93
I
2 -cos <p
1
+
1
V*
- вычисляются глубины до преломляющей границы по нормали по формулам:
2-cos/
определяются глубины по вертикали под пунктами возбуждения по формулам:
F.10)
FЛГ
Для многослойной среды с плоскими наклонными границами существуют необходимые
расчетные формулы (формулы Адачи\ позволяющие аналогичным образом выполнить процесс
интерпретации годографов головных волн.
63. Интерпретация головных волп9 соответствующих одной
криволинейной границе раздела двух однородных сред
Наиболее часто на практике применения МПВ наблюдаются случаи, когда получающие»
экспериментальные годографы по своим кинематическим характеристикам вероятнее всего похожи и
годографы, соответствующие одной криволинейной преломляющей границе раздела двух однородных и
скорости сред. Характерные признаки, позволяющие сделать такое предположение, следующие:
- наблюденные прямые, встречные или нагоняющие годографы являются двухзвенникамн
состоящими из первого прямолинейного звена и второго - криволинейного;
- выпуклость криволинейных элементов наблюденных годографов направлена вверх;
- нагоняющий годограф (его криволинейный элемент) параллелен нагоняемому годографу (его
криволинейному элементу);
- разностный годограф, построенный по системе встречных годографов, в пределах допустимой
погрешности может быть
¦ уподоблен прямой линии
Указанные признаки
справедливы в предпо
ложении постоянства
скорости в первом слоена
базе наблюдений, i
радиус кривизны пре-
преломляющей границы
значительно превосходи
глубину ее залегания.
Рассмотрим ветре*
ные годографы Г} и h
соответствующие пунктам
возбуждения Oj и 0;
Наблюденные годографа
приведены к первым
вступлениям и увязана
между собой во взаимньь
точках, где время равно!
(рис.6.4). Времен
прихода преломленнш
волн в произвольна
точку наблюдений S(x) с
учетом сделанных *
Рис.6.4. Схема обозначений, используемых в расчетах при построении
преломляющей границы способом to(x)
рисунке обозначений определяются формулами:
94
\X)=
D + *DS . FЛ2)
Из соотношений F.12) вытекает следующая зависимость:
'iW+'aW-are/e+f^-Ze. F.13)
Рассматривая криволинейный треугольник АИ? как равнобедренный с прямолинейными
сторонами (радиус кривизны границы существенно больше глубины залегания границы по
предположению), можно легко получить следующие зависимости:
FЛ4)
Подставляя данные зависимости в формулу FДЗ), получим:
^ф) F.16)
ч
Это означает, что если в точке i?Cc) известны времена tj(x) и /?&) до встречным годографам, а
также взаимное время Г, то в этой точке можно легко вычислить времй t0'(x). Зная это время, глубину
h(x) до преломляющей границе можно найти по формуле:
к(х) = Их0(х) = 1с(ф)+ф)-Т). F.17)
Для нахождения коэффициента к необходимо предварительно определить граничную скорость -
пластовую скорость во второй среде. С этой целью предварительно строят по наблюденным годографам
так называемый разностный годограф в(х) с использованием следующей зависимости:
в{х)=ф)-ф)+Т. F.18)
Угловой коэффициент наклона осредненного экспериментального годографа в(х) равен:
А 0 sin(i + <р) sin(i - <р) _ 2 • cos <p
Ах Vx Vx V2 K
Отсюда следует, *ш> при углах наклона границы до 15-20° с относительной ошибкой до 5%
можно ограничиться следующей приближенной формулой:
уГЪ с6-20)
Данный метод интерпретации годографов головных волн нашел широкое применение при
изучении верхней части разреза. Достоинством метода является его простота, возможность вйчйслейия
граничной скорости без построение разреза (при неизвестной скорости в первом слое). При этом важно
помнить, что при построении разностного годографа 6(х) влияние локальных скоростных
неоднородностей существенно ослабевает. Это обстоятельство повышает точность определения
граничной скорости данным способом.
В практике работ нередко применяйт данный способ интерпретации в условиях, отличных от
оговоренных при выводе расчетных формул. Часто при анализе экспериментального разностного
Годографа в(х) можно видеть, что наилучшая алпроксимаЩМ его может быть выполнена двумя: (или
более) отрезками прямых линий с различными угловыми коэффициентами их накйона к оси х В этом
случае полагают, что граничная скорость во второй сре^е имеет различные значения в разных частях
участка наблюдений в соответствии со структурой годографа в(х). При этом в расчетные формулы F.16)
и FЛ 7) подставляют различные значения граничной скорости, определяемой формулой F.20) на
различных участках профиля. Расширение условий применения способа возможно и путем формального
у4ета неоднородйости скорости в перйом слое:
95
В этом случае при расчетах глубины залегания преломляющей границы проще всего считать, что
скорость Vj, присутствующая в формуле F.17), меняется на профиле, например, по линейному закону:
И хотя все вышеприведенные формулы при их выводе получены без учета возможности расширенного
толкования входящих в них параметров, практика свидетельствует, что найденные таким образом
результаты зачастую достаточно близки к истине Именно поэтому такой подход к интерпретации
годографов головных волн нашел широкое применение на практике.
6Ж Построение временных динамических разрезов
по данным МПВ
Временные динамические разрезы МПВ строятся путем трансформации сейсмических записей
либо способом редуцирования, либо способом общей глубинной площадки - МПВ ОГЛ. Для обоих
методов характерны органическое объединение этапов обработки и интерпретации данных МВП в
единый комплекс и высокая степень автоматизации всего процесса перехода от полевых записей к
временному сейсмическому разрезу. Традиционно выполняемые при интерпретации данных МПВ
операции разделения, анализа, отождествления и корреляции волн с последующим построением
годографов и других материалов заменены анализом результативных сейсмических записей,
получаемых в процессе перебора значений скорости (скоростным анализом).
Способ редуцирования сейсмических записей
Трансформация исходных записей во временной разрез в этом способе осуществляется путем
ввода специальных кинематических поправок. Как известно, уравнение годографа головной волны от
одной горизонтальной и плоской преломляющей границы, залегающего на глубине А, имеет вид:
/ ч 2A-cosz х х
фс) = + — = / + —. F.23)
4 ' V V V
У\ У2 У2
Отсюда ввдно, что уравнение линии t0 может быть получено из вышеприведенной формулы следующим
образом:
У2
F24;
Таким образом, кинематическая поправка, которую надо вводить в годограф головной волны, чтобы
трансформировать (редуцировать) наблюденный годограф t(x) - а с ним и весь временной разрез - в
линию tD(x)y должна рассчитываться по формуле:
At(x) = ~, F25)
р
где Vp - скорость редукции, оптимальное значение которой должно быть равно граничной скорости во
второй среде
Для плоской наклонной границы уравнение редуцированного годографа:
'„(*Н«(*)-М*). F26)
будет иметь ввд, отличный от линии to(x)'
(h+h) F27)
Следовательно, в общем случае для построения временного разреза МПВ значение tp(x\ полученное в
результате редукции исходного годографа головной волны, следует относить к точке профиля с
координатой х/2. Осуществив такую операцию со всеми точками редуцированного годографа, получим
годограф, представляющий с некоторым приближением линию to(x) на интервале от пункта
возбуждения до точки профиля х/2. Порядок таких операций показан на рис-6.5.
Построение временных разрезов по способу общей глубинной площадки
В семидесятые годы был предложен и реализован новый подход к интерпретации данных МПВ
(СССР, В.К. Монастырев). Этот подход, основанный на идеях метода многократных перекрытий,
позволяет трансформировать наблюденные записи МПВ во временной разрез, минуя стадию выделения
96
t(x)
to
ПВ v
и построения годографов
отдельных волн. Этот способ
изучения преломляющих границ
геологических разрезов получил
название способа общей
ыуЬипной площадки метода
преломленных волн (МПВ-
ОГП). Отличие между ранее
рассмотренным способом
редуцирования и данным
способом состоит в том. что при
редуцировании кинематические
поправки вносятся в
сейсмические записи общего
пункта возбуждения (ОПВ\ а в
рассмотренном способе - в
совокупности трасс,
отсортированных по ОГТ (в
сейсмограммы ОГТ). При
наличии в разрезе
криволинейных преломляющих
границ, переменной граничной
скорости, а также латерального
пменения скорости в
докрывающей среде этот способ
является достаточно
эффективным способом
построения временного разреза
то данным метода первых волн
при условии, что полевые наблюдения выполнены по методике многократных перекрытий.
Если кинематическую поправку, вводимую в годограф ОГТ головной волны, вычислять по
уле'
~-> F-28)
Ркс.6.5. Схема построения редуцированного годографа головной волны:
1- наблюденный годограф головной волны; 2- редуцированный годограф
головной волны» 3- преломляющая граница
где / - расстояние между симметрично
расположенными относительно точки ОГТ
пунктами возбуждения и приема, то
годограф ОГТ головной волны
трансформируется в горизонтальную линию
во времени /^ С целью выбора
оптимального значения скорости Угогт
проводят скоростной анализ. Для получения
скоростных спектров в трассы сейсмограмм
ОГТ вводят кинематические поправки,
рассчитываемые по формуле F.28) для ряда
значений Угогт- Полученные записи
суммируются. Искомому значению Угогт
соответствует максимальная интенсивность
,уммарных колебаний. Выбрав подходящие
шачения скорости редуцирования,
)существляется формирование суммарных
ipacc ОГП Процесс формирования трасс
разреза МПВ-ОГП показан на рис 6 6.
h
А1А2
Ak-tAk
VtrWcosp
Рис.6 6. Схема, поясняющая процесс формирования одной
суммарной сейсмической трассы временного разреза по
способу ОГТ-МЛВ:
а - набор исходных трасс ОГТ-МПВ, б - исходные трассы с
введенными кинематическими поправками; в - суммарная трасса
итогового временного разреза ОГТ-МПВ для одной общей
глубинной площадки
97
U to-,
:,,:,,,
'll^.L^l'J'<M?* ;>•>"¦ ' ¦ ¦ ¦ •
Рис.б.7. Фрагмент временного разреза ОГТ-МЛВ для одного га районов Западной Сибири :
а - временной разрез; б • трафики граничных скоростей для трех горизонтов:
1 - граница в нижней части разреза осадочного чехла - Я/; 2 - кровля доюрского фундамента - П2\
3 -поверхность консолидированного фундамента Ф
Фрагмент временного разреза динамического разреза, полученного по способу ОГТ-МПВ, показан на
рис.6,7.
6.5. Интерпретация годографоврефрагированных волн
Во многих случаях при работах по методу преломленных воли наблюдается ситуация, когда
зарегистрированные в области первых вступлений сейсмические волны фактически являются w
головными (преломленными), а рефрагированньши. Поскольку до этапа детального анализа природы
зарегистрированных волн установить подлинный тип волн не представляется возможным, то разумнее
всего такие сейсмические исследования называть исследованиями по методу первых воли (МПВ),
Именно это расширенное толкование названия метода позволяет объединить все случаи использования
головных или рефрагированных волн, как уже упоминалось, в один метод -метод первых волн.
Основными результатами, которые могут быть получены на этапе интерпретации годографов
рефрагированных волн, являются:
98
- установление качественных признаков структуры геоссйсмической модели изученной среды
вертикально-градиентная среда, слоисто-градиентная среда и т.п.);
- структура изолиний численных значений скорости распространения упругих волн в разрезе
'скоростной разрез в изолиниях).
Характерными признаками рефрагированных волн является совокупность ряда особенностей,
которым должны удовлетворять годографы зарегистрированных волн. При этом, конечно, всегда
следует помнить, что абсолютно полной уверенности в правильности выполненной классификации быть
не может. За основу изложения классификационных признаков соответствия экспериментальных
одографов рефрагированным волнам принимается вид скоростной модели среды. Из всего
многообразия возможных моделей сред для начального понимания мы рассмотрим лишь одну
простейшую модель среды — градиентное полупространство.
В этой группе моделей сред обычно принято выделять следующие три подгруппы:
- градиентное полупространство с решающим преобладанием изменения скорости по
горизонтали;
- градиентное полупространство с преобладающим изменением скорости по вертикали;
- сложно построенное неоднородное полупространство с произвольно ориентированным
градиентом скорости
В градиентном полупространстве с преоблаланием изменения скорости по горизонтали
годографы рефрагированных волн должны обладать следующими характерными качествами:
- каждый одиночный годограф рефрагированных волн состоит из одного и обязательно
криволинейного звена (отсутствуют видимые на годографе точки излома);
- годографы могут быть выпуклыми как вверх (в сторону увеличения времени регистрации),
гак и вниз;
• на системе двух встречных годографов должны одновременно выполняться следующие два
признака-
- годографы могут иметь противоположную по знаку кривизну;
- кажущиеся скорости, определяемые для любой фиксированной точки профиля в пределах базы
наблюдений по обоим годографам, должны на уровне приемлемой погрешности совпадать между собой;
- нагоняющие годографы должны быть параллельны нагоняемым годографам и иметь
одинаковые с ними кажущиеся скорости на каждом пикете базы наблюдений.
С учетом сформулированных признаков можно предложить следующий подход к интерпретации
систем двух встречных или нагоняющих годографов, соответствующих горизонтально-неоднородному
полупространству:
- определяется кажущаяся скорость в ряде точек профиля по совокупности наблюденных
- проверяется выполнение количественных и качественных признаков соответствия
наблюденных годографов выбранной интерпретационной модели среды.
Если принимается решение о соответствии наблюденных годографов рассматриваемой модели
среды, то для каждой точки S(x) изученного участка профиля находится среднее значение (по модулю)
кажущейся скорости из совокупности значений кажущейся скорости по каждому годографу:
Эти найденные значения кажущихся скоростей принимаются равными истинному значению
скорости в среде на данном пикете профиля:
УшшЬЖЬУ <6-30>
Необходимые пояснения к изложенной схеме расчетов можно получить по данным, приводимым на
рис 6 8.
Для сред, в которых преобладающим фактором является закономерное увеличение скорости по
пубине (наиболее распространенный случай), годографы рефрагированных волн обладают
следующими основными качествами:
- каждый наблюденный годограф состоит из одного криволинейного звена, кажущаяся скорость
ьа котором непрерывно увеличивается с удалением от пункта возбуждения,
99
А
Рис.6.8. Принципиальный вид годографов рефрагированных волн для модели среды с преобладающим
изменением истинной скооости по горизонтали
- все годографы выпуклы вверх;
- встречные годографы должны быть зеркально-симметричными;
- нагоняющие годографы обязательно непараллельны; а разность времен регистрации между
ними уменьшается по мере удаления от пунктов возбуждения.
Годографы такого типа наиболее изучены в сейсморазведке и для них разработано наибольшее
число различных по эффективности и трудоемкости способов их интерпретации.
Наиболее обоснованным теоретически, но сравнительно громоздким и не очень технологичным
является способ определения искомой зависимости истинной скорости от глубины Vucm(z) по формуле
Вихерта- Чибисова:
z~— \Arcch
которая устанавливает связь кажущейся скорости V*(x) на рассматриваемом элементе годографа с
глубиной в разрезе, где истинная скорость численно равна этой кажущейся скорости:
^(Z)=F'(x). F.32)
Выполнив подобные расчеты для ряда точек S(x) базы наблюдений по каждому годографу, можно
получить серию зависимостей Vucm(z), соответствующих разным годографам (риаб.9). После их анализа
и обобщения по этим результатам возможно построение скоростного разреза V(x,z) в изолиниях
значений истинной скорости в разрезе.
Более простая, хотя и менее обоснованная технология построения скоростного разреза среды по
годографам, соответствующим вертикально неоднородным средам, создана на базе теоретико-
методических предложений Н.Н. Пузырееа (СССР). Если допустить, что экспериментальный годограф,
начиная от пункта возбуждения и до рассматриваемого пикета профиля, достаточно хорошо может быть
уподоблен какой-либо функции заданного вида t(x), то по формуле F.31) можно заранее теоретически
произвести необходимое интегрирование. Это позволяет установить связь между искомой глубиной г и
координатой х рассматриваемого элемента годографа в следующем виде:
z=xFt(ii)9 * F33)
где F,(ju) - некоторая известного вида функция, зависящая от вида выбранной аппроксимирующей
функции t(x):
V=V(x)t(x)/x. F34)
Для ряда функций t(x) получены конкретные зависимости F/ju) и по ним рассчитаны специальные
таблицы, которые существенно ускоряют и упрощают весь процесс расчетов по определению
скоростного разреза среды по наблюденному годографу рефрагированной волны.
Если такой подход применять к каждому годографу независимо от вида и структуры соседних
годографов, то по совокупности полученных результатов можно выявить по изучаемому профилю не
только вертикальную неоднородность разреза, но и некоторые элементы неоднородности по
горизонтали. Такое расширительное толкование полученных данным способом результатов находит на
практике достаточно широкое применение.
100
V(z)
/
t
j
LV(z)
Г
\
L
/
0;
Z
r Z
LV(z)
/
/
Z
r Z
—^.
—
!
{
1
1
И
X
—'
<
i
z
z
A
\
Рис.6.9, Схема обозначений, используемых для расчетов параметров скоростной модели среды с
преобладанием изменений истинной скорости по вертикали, а - исходная система встречных годографов
рефрагировакных волн, б-скоростной разрез среды
В качестве иллюстрации на рис.6.10 приведен результат интерпретация годографов
рефрагированиых волн, где представлены изолинии равных значений истинных скоростей
распространения упругих волн, увязанные с информацией, полученной по данным бурения.
-jo
чяиюте
п/шны
Рис 6.10 Пример использования скоростного разреза среды в изолшщях для геологической интерпретации при
решении задач инженерной геологии
101
В случае более сложного строения изучаемой толщи могут одновременно возникать и
регистрироваться головные и рефрагированные волны. В этом случае наблюденные годографы будут
состоять из нескольких звеньев, форма которых может быть как прямолинейной, так и криволинейной
Такие случаи нередки, но и достаточно сложны для интерпретации. Для количественной интерпретации
годографов первых волн в этих случаях ТЖ Облогипой и В.Б Пийп (СССР) были разработаны
достаточно эффективные, но сравнительно сложные приемы. В отдельных случаях, в том числе и для
годографов, состоящих только из прямолинейных элементов, можно с достаточным успехом
использовать способы, разработанные, строго говоря, только для рефрагированных волн. Однако всегда
следует помнить, что наилучшие результаты интерпретации экспериментальных данных могут быть
получены только в случае, когда применяемые способы соответствуют тому типу моделей сред, которые
по своим параметрам близки (адекватны) реальной среде. Успешный выбор такого способа определяется
квалификацией и знаниями геофизика-интерпретатора.
Вопросы для самопроверки
1 .Назовите основные признаки, которые характерны для встречных годографов головных воли,
соответствующих одной плоской горизонтальной границе раздела двух однородных сред.
2.Каковы особенности годографов головных волн в многослойной горизонтально-слоистой
среде?
3.Перечислите основные этапы обработки системы двух встречных годографов головных волн
методом *<ь
4.В чем суть трансформации сейсмических записей способом редуцирования?
З.Основные принципиальные положения суммирования записей преломленных волн способом
общей глубиной площадки.
бЛоясните основную идею интерпретации годографов рефрагированных волн на основе
формулы Вихерта-Чибисова.
7.Поясните схему получения упрощенных расчетных формул для интерпретации годографов
рефрагированных волн формул КК Пузырева.
8.На основе каких допущений принято строить по годографам рефрагированных волн
скоростные разрезы среды в изолиниях?
Величина суточной и годовой (в 1999 г.) добычи нефти
(семерка наиболее индустриально развитых стран мира)
Страна
США
Канада
Германия
Великобритания
Франция
Италия
Япония
Всего в мире
Суточная добыча,
в тысячах баррелей
5881
1346
54
2642
31
101
11
64131
Годовая добыча,
млн. тонн
290
66,4
2,6
130
1,5
5
0,5
3163
102
7. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ СЕЙСМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ И СПОСОБЫ ИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
7Л. Элементы геологического разреза
и возможности их изучения сейсмическим методом
Общепризнано, что сейсмическая разведка в различных модификациях позволяет получать
весьма ценную и разнообразную информацию о различных геологических объектах, залегающих
практически на любых глубинах. Это объясняется как тем, что в сейсморазведке могут использоваться
шгны разного типа и различной частоты* так и широкими возможностями в управлении процессом
проведения исследований (методикой работы, типом и характером источников и т.п.). На основе
правильно спланированных и проведенных полевых исследований и соответствующей цифровой
обработки результатов наблюдений появляются возможность определения с большой степенью
точности и достоверности структурных и физических параметров различных геологических
образований. Изучение любых геологических объектов проводится на основе обнаружения и
картирования их некоторых особенностей. Эти особенности, следуя Н.Н. Пузыреву (СССР), принято
называть "структурными деталями*' разреза. К их числу, прежде всего, следует отнести-
- границы раздела объектов;
- несогласия, срезы и взрезы;
- элементы тектоники (взбросы, надвиги, сбросы, зоны трещиноватости и т.п.),
- локальные образования различной природы (грабены, горсты, дайки, интрузивы, поднятия и
оляныедиапиры).
Каждый из вышеназванных элементов геологического разреза в сейсмическом волновом поле
проявляется различным образом. Доя того чтобы понимать принципы их выделения в сейсмическом
попе, необходимо знать природу взаимосвязи геологического объекта и анализируемого волнового поля.
Характерной особенностью сейсмической разведки следует считать возможность надежного
обнаружения сейсмических границ - границ раздела геологической среды по упругим параметрам.
Именно эта особеннос1ь метода позволила пайти ему особо широкое применение при изучении
осадочных толщ и поисках залежей углеводородов Важнейшей особенностью сейсморазведки является
гакже то обстоятельство, что в большинстве случаев существование сейсмической границы
обнаруживается непосредственно по сейсмическим записям. Однако в силу того, что сейсмические
границы могут весьма сильно отличаться друг от друга по величине и знаку перепада упругих
параметров, возможности различных модификаций сейсмического метода в этом отношении весьма
различны.
Наиболее просто и уверенно сейсмические границы выделяются в методе отраженных волн.
При регистрации отражений на небольших расстояниях от пунктов возбуждения, в сравнении с
глубиной залегания сейсмических границ, на сейсмограммах фиксируются отраженные волны,
§бразующиеся на границах, залегающие на разных глубинах. Как правило, эти волны относятся к числу
однократно отраженных волн. Для них характерна замечательная особенность - однозначное
•яответствие между зарегистрированными осями синфазности и сейсмическими границами в разрезе.
Однозначность этой связи нарушается только для многократно - отраженных волн. В силу этого
кратные волны всегда в сейсморазведке рассматриваются как волньмгомехи и для борьбы с ними всегда
принимаются специальные меры (суммирование по О/Т, вычитание кратных волн и т.п.). Степень
надежности истолкования взаимосвязи между сейсмическими сигналами и геологическими границами
повышается при одновременной регистрации волн различных типов - продольных, поперечных и
Именных*
При регистрации отражений наиболее надежно регистрируются сейсмические отраженные
волны от границ с малой кривизной. Вогнутые границы, при определенных условиях, порождают петли
на годографах отраженных волн В результате этого границы с большой кривизной, а также и
дифрагирующие объекты отображаются на временных разрезах в специфическом виде - в виде
протяженных квазигипербопических осей синфазности, часто называемых "шпорами" (в англоязычной
жгературе - "smiles" - улыбки) Устранение этого ложного явления на разрезах возможно лишь на
103
Рис.7.1.Пример временного разреза с преобладанием на записи
квазигиперболических осей синфазности - "шпор "
основе применения процедур
миграции. Пример
временного разреза с
доминированием на записи
такого рода осей
синфазности показан на
рис.7.1.
На форму записи
отраженных волн сильно
влияет так называемая
"шероховатость" границы.
Если граница представляет
собой квазипериодическую
систему "шероховатостей",
а их период сопоставим с
длиной волны Л, то
происходит рассеивание волн
и, как следствие, на записях
исчезает признак
синфазности регулярных
волн. Наоборот* в случае
мелкой шероховатости,
когда длина волны к
существенно больше ее
периода и амплитуды, отраженные волны обычно регистрируются как весьма устойчивые группы
колебаний. Именно поэтому "шероховатые" геологические границы, например, границы несогласий,
как правило, образуют четкие отражения. Большое влияние на качество сейсмических записей оказывает
и протяженность границ. Для отраженных волн минимальная длина границы может быть очень
небольшой - B*3)Л. В то же время в ряде регионов нередко наблюдаются опорные отражения, которые
соответствуют границам, следящимся на десятки и сотни километров.
На расстояниях от источника, превышающих примерно десятикратную глубину максимального
проникновения сейсмических лучей в среду, на сейсмограммах монотипных волн, как правило, следятся
головные или рефрагированные волны Головные волны образуются на сейсмических границах первого
рода. Их годограф в этом случае представляет собой ломаный выпуклый многозвенник. Каждый
прямолинейный элемент многозвенника соответствует одному однородному сейсмическому слою
Изломы годографа свидетельствуют о наличии субгоризонтальных или субвертикальных границ в среде.
Следовательно, в методе преломленных волн границы раздела выделяются по наличию скачкообразного
изменения градиента времени на годографах. В силу влияния помех, значения градиента всегда
определяются существенно хуже, чем значения функции. Следует также помнить, что для уверенного
обнаружения изломов на годографе головной волны необходимо, чтобы существующий на границе
слоев скачок скоростей был бы не менее 5%- Если еще при этом учесть и то, что головные волны не
образуются в слоях, скорость в которых меньше, чем во всех вышележащих пластах, то существенно
меньшая, в сравнении с методом отраженных волн, разрешающая способность метода преломленных
волн становится вполне очевидной. Именно эти обстоятельства существенно снижают возможности
метода при изучении даже простейших слоистых разрезов. Из сказанного становится понятным, почему
методом преломленных волн в настоящее время выполняют очень незначительный объем
сейсморазведочных работ.
Основными сейсмическими границами при изучении осадочных пород являются поверхности
напластований Поверхности напластований обычно являются границами литологических
разновидностей осадочных пород. В направлении, нормальном к поверхностям напластований, на
границах литологических разностей обычно наблюдается резкий скачок физических свойств и, преадс
всего, акустической жесткости Поэтому в осадочных толщах большинство отраженных вот
формируется именно па границах литологических разностей пород. По латерали поверхносги
104
ill)
,1,1,1
Несогласное перекрытие
(Nonconformity)
Угловое несогласие
(Anqular unconformity)
напластований могут иметь
различные характеристики
отражательной способности, что
может приводить к изменению
динамических особенностей
отраженных волн.
Вторым важнейшим классом
сейсмических границ в осадочных
бассейнах являются поверхности
несогласий. Поверхности несогласия
- это эрозионные поверхности и
поверхности перерыва в
ocadKOHaKowiemm, Они разделяют в
пространстве молодые породы и
более древние. При длительных
перерывах в осадконакоплешги под
влиянием тектонических процессов
формируются угловые несогласия в
залегании молодых и более древних
комплексов. По своей структуре они Рле.7.2.Основные типы несогласий
подразделяются на несогласные
перекрытия, угловые несогласия, параллельные несогласия и скрытые несогласия (рис.7,2). На
временном разрезе эти сейсмические границы обычно прослеживаются весьма уверенно (рис.7.3).
, I
1
1 1
1
ft
гт~ ri
I
I , i
1 ' 1
i r"i
1 1 I 1 I I
till
i i
.111111
Параллельное несогласие
(Disconformity)
Скрытое несогласие
(Paraconformity)
TOTAL/IFP
CC/JU19B3
5Km
Рис.7.3 Лример проявления поверхности несогласия на сейсмическом временном разрезе
Еще одним важным классом сейсмических границ являются дизъюнктивные границы -
поверхности традиционных дазъюнктивных нарушений типа - сброс, взброс, раздет, сдвиг, надвиг,
105
покров (тарьяж)л Особой формой таких границ являются древовидные разломы. Для них характерен
один глубинный ствол, переходящий вверх по разрезу в целую совокупность расходящихся
(ветвящихся) более мелких разрывов. Дизъюнктивные нарушения по данным сейсморазведки МОГТ
обычно картируются достаточно четко (рис.7.4).
Рис.7.4.СейсмическиП временной разрез, на котором интерпретаторами
выделена серия тектонических нарушении
3 km
Особый тип сейсмических границ представляют собой флюидные контакты - поверхности
раздела разных пластовых флюидов: газа и воды - ГВК, газа и нефти - ГНК$ воды и нефти - ВШ.
Наиболее четкие сейсмические отражения формируются на поверхности ГВК из-за повышенного
различия в акустических жесткостях.
Различные элементы тектоники - сбросы, надвиги, зоны трещиновтпоспш - с точки зрения
сейсморазведки обычно представляют собой некие иластообразные тела небольшой мощности. Задача
сейсморазведки состоит не только в том, чтобы обнаружить сам факт их существования, но и
определить их пространственное положение и амплитуду смещения блоков. "Толщина" таких элементов
на современном этапе развития теории метода, как правило, не определяется. Опыт применения
сейсмической разведки указывает на существование следующих возможных путей решения этой задачи:
- непосредственная регистрация упругих волн от тектонического нарушения;
• уверенное отождествление волн, связанных с одной либо с несколькими сейсмическими
границами по обе стороны нарушения;
- установление факта резкого уменьшения количества сейсмических границ (вплоть до полного
отсутствия) в некоторой узкой полосе;
- обнаружение общего изменения облика сейсмического разреза по разные стороны нарушения;
- появление резкого локального уменьшения амплитуды на записи отраженных волн для сбросов
локальной амплитуды;
- фиксирование плоскости разлома в виде зоны сгущения точек дифракции.
Схематическое изображение основных признаков обнаружения тектонических нарушений в
сейсморазведке показано на рис.7.5. Основным способом регистрации нарушений в осадочных породах
следует считать способ, основанный на отождествлении волн, следящихся по разные стороны
нарушения* Фрагмент сейсмического временного разреза, иллюстрирующий данный способ
обнаружения нарушений, показан на рис.7.6. Выделение зоны тектопического нарушения на временном
(или глубинном) разрезе по признаку уменьшения (отсутствия) регулярных отражений в узкой:
локальной зоне без определения сдвигов конкретных горизонтов используется на практике наиболее
часто. В случае, когда эти зоны достаток ю широки, их рассматривают как серию субпараялельных
близко расположенных разломов. Типичный фрагмент временного разреза данного типа показан на
рис.7.7. Резкое изменение облика временного разреза по обе стороны нарушения может указывать на
106
а
1
2
Рис.7.5.Схематическое изображение наиболее распространенных типов дизъюнктивных
нарушений, обнаруживаемых на сейсмических записях. Признаки их выделения:
а - отражение от плоскости сбрасывателя, б - отождествление отражающих (преломляющих) границ по разные
стороны нарушения, в - обнаружение зоны потери корреляции в относительно узкой полосе разреза,
г - резкое различие в облике временного разреза в соседних областях, 1 - отражающие границы; 2 - линии разломов
существенное изменение геологической обстановки. Такие случаи наиболее четко проявляются в местах
границ осадочных бассейнов разного возраста или в зонах сочленения осадочных пород с
Ш 695 707 719 731 743 7** 767 779 7VJ
.600 м
KI5 827 М9 851 863 «75 ПК
Рис 7.6.Сброс малой амплитуды, отображающийся на временном разрезе в виде сдвш ов осей синфазности
кристаллическими горными породами (рис.7.8). Сбросы ма/юй амплитуды (меньше 0,5Л) во многих
случаях достаточно уверенно выделяются по динамическим аномалиям на сейсмограммах отраженных
волн Такие аномалии проявляются в виде узких полос резкого затухания сейсмических колебаний по
тому или иному сейсмическому горизонту. Локальное скопление узлов дифракции по линии (в разрезе)
может также указывать на наличие тектонических зон в изучаемом разрезе. Однако эти данные
сейсморазведки обычно нуждаются в уточнении на основе дополнительной, независимой информации.
Понятие локального геологического объекта с точки зрения теории сейсморазведки является
достаточно условным и не должно противоречить понятиям геологических наук. В теории
сейсморазведки в это понятие вкладывается представление о форме объекта, его характерных размерах,
степени контрастности упругих свойств по сравнению с окружающей средой. В силу многообразия
лекальных объектов по форме и размерам рассмотрим только некоторые параметры объектов,
определяющие возможность или невозможность их обнаружения и в определенных случаях оценки
ллракгерных размеров. Наиболее простым примером локального геологического объекта может служить
107
сейсмический слой постоянной
мощности. Для такого объекта, с
точки зрения сейсморазведки,
основным параметром является
мощность слоя На этом примере
обычно анализируют разрешающую
способность сейсморазведочного
метода по вертикали. При этом, как
обычно, под вертикальной
разрешающей способностью
понимается мощность слоя^ при
которой его кровля и подошва
различимы в сейсмическом
волновом поле как две разные
поверхности раздела. Вертикальная
разрешающая способность сильно
зависит от уровня помех, умения
интерпретатора улавливать деталь
формы записи и т.п. В обычных
условиях принято считать, что
вертикальная разрешающая
способность метода отраженных
волн примерно равна 0,7Ллл9 где Я^ - длина волны в пласте. После правильно проведённой операции
декояволюции на этапе обработку когда сейсмический сигнал приобретает простейшую форму с одним
line 15-JtS
Рис.7.7.Временной разрез, на котором прослеживается серия
субпараллельных круто наклонных границ раздела
:3Es$*r!^->'
РисЛ.8.Временной разрез, отражающий характер сочленения осадочного и метаморфического комплексов, по
одному из профилей Северного Урала (материалы ЛJL Недилюк, ОАО "Севергеофизика", г. Ухта)
экстремумом, разрешающая способность метода может возрасти в 3-5 раз, и достигнуть величины
порядка @,124-0,15)^.
Разрешающая способность МИБ по вертикали очень сильно зависит от соотношения скоростей и
мощностей в слоях разреза. Практика ведения сейсморазведочных работ показывает, что разрешенность
в МЯВ, в среднем, в 3-5 и более раз ниже, чем в MOB.
Оценка разрешающей способности методов сейсморазведки по горизонтали всегда затруднена
гем, что на границах объектов возникают дифрагированные волны, наложение на запись которых
приводит к кажущемуся увеличению размеров геологических объектов. В результате этого близко
расположенные тела малых размеров воспринимаются на временных разрезах как единая ось
синфазное™, которую легко можно принять за границу слоя. Практически принято считвть, что если два
локальных объекта удалены в пространстве друг о г друга на расстояние, равное (или большее)
диаметру зоны Френеля, то такие объекты при благоприятных условиях могут быть опознаны как
различные. Миграция сейсмических разрезов может существенно улучшить горизонтальную
разрешенность объектов. Однако успех реализации этой возможности очень сильно зависит от
имеющегося уровня помех.
Изложенные выше критерии выделения тех или иных элементов геологического разреза
позволяют, при наличии качественных сейсмических материалов и определенных навыков и умения у
интерпретаторов^ достаточно уверенно выделять и фиксирован, их в конкретных геологических
разрезах
7.2. Этапы процесса интерпретации сейсмических данных
Конечной целью всех сейсмических работ методом ОГТ является получение максимально
достоверных сведений о геологическом строении изученной территории с указанием возможных мест
скопления углеводородов. При этом критерием качества истолкования сейсмических данных - ах
интерпретации на первых этапах сейсморазведочных работ, как правило, выступает логичность
полученных геосейсмических построений. При этом, безусловно, обязательным является согласование
выполненных построений со всеми имеющимися геолого-геофизическими сведениями о районе работ,
включая гравиметрические и магнитометрические данные, а также с принятыми в этом регионе
геологическими и геофизическими представлениями. Скважины, имеющиеся на площади исследований,
являются важнейшим источником геологической информации. Особую ценность представляют данные
геофизических исследований по этим скважинам. Следует, однако, помнить, что сопоставление данных
геофизических исследований скважин и наземной сейсморазведки в силу разномасштабное™ этих
исследований требует чрезвычайной внимательности и осторожности.
Сейсмические материалы обычно интерпретируются совместно геофизиками и геологами.
Кавдый из интерпретаторов должен хорошо разбираться в процессах, связанных с возбуждением и
распространением сейсмических волн, с влиянием на полученные материалы регистрирующей
аппаратуры и цифровой обработки. Опыт их работы в конкретном регионе должен помогать глубоко
понимать совокупность всей геолого-геофизической информации, часть из которой обычно является
взаимно противоречивой, и на этой основе делать правильные геолого-геофизические выводы по
полученным результатам.
При интерпретации сейсмических данных исходят из следующих трех основных допущений,
достоверность которых подтверждается многолетней практикой сейсморазведочных работ:
- регулярные оси синфазности, выделенные на сейсмических записях или на временных разрезах,
представляют собой отражения, обусловленные перепадом акустической жесткости на границах раздела
изучаемого геологического разреза;
- перепады акустических жесткостей всегда связаны с границами напластований, которые
соответствуют границам различных геологических структур;
- динамические особенности сейсмической записи (амплитуда, форма записи, частотный состав и
тд) отраженных сигналов сложным, но определенным образом связаны с физико-геологическими
характеристиками изучаемой толщи разреза.
Эти допущения позволяют нам считать, что' корректное выделение и прослеживание времени
вступления отраженных волн, правильный учет особенностей распределения скоростей
109
распространения упругих волн в разрезе и сейсмического сноса всегда дают возможность получать
объективные структурные сейсмические разрезы - геосейсмические разрезы.
Прежде чем начать процесс истолкования результатов полученных сейсморазведочных работ,
необходимо собрать всю доступную информацию: сведения о рельефе местности, результаты
Геологической съемки, данные бурения и геофизических исследований в скважинах, результаты
геофизических исследований прошлых лет и т.п. В интерпретации сейсмических данных доминируют
два подхода. Первый подход предполагает быстрое получение конкретного результата и ограничивается
анализом строения только перспективной толщи разреза, Второй подход предполагает полный
системный анализ всего зарегистрированного волнового поля и ставит своей целью получение
информации обо всем изученном разрезе. Этот подход получил наибольшее распространение среди
отечественных геофизиков. На основе многолетнего опыта работ в практике отечественной
сейсморазведки сформировалась следующая рациональная последовательность решения
интерпретационных задач:
- стратиграфическаяувязка волнового поля и изучаемых геологических границ:
- корреляция сейсмических волн;
- нахождение к детализация скоростной модели среды;
-выполнение структурных построений;
- оценка состава и свойств пород, слагающих изучаемый геологический разрез;
- оценка запасов углеводородов или подготовка данных для такой оценки;
• оценка точности и надежности представляемых результатов.
Желая осуществить полную интерпретацию сейсмических материалов, начинают, обычно, с
корреляции самых динамически сильно выраженных отражений, или отражений с наиболее
характерными динамическими особенностями записи (по числу фаз, видимой частоте, характерным
искажениям и т.п.)- Полная интерпретация осуществляется последовательно путем прослеживания
сейсмических отражений в порядке убывания надежности их проявления на записях. При этом оси
синфазности, выделяемые на одном разрезе, сопоставляют с осями синфазности на пересекающихся
разрезах, с тем, чтобы правильно отождествить одни и те же горизонты. Идентификация осуществляется
на основе сходства формы записи и времени регистрации. Затем эти горизонты коррелируют вдоль
профилей, параллельных первому, и, в конечном счете, вдоль всех профилей та данной площади. Если
горизонт моясно проследить по замкнут<шу контуру профилей, то мы должны закончить корреляцию па
том же времени регистрации волны, с которого начали. Такое замыкание контура прослеживаемости
обеспечивает проверку надежности корреляции. Если контур не удается замкнуть с ошибкой в
допустимых пределах, необходимо тщательно выяснить причину появления невязки. Чаще всего невязка
возникает из-за ошибок в корреляции вдоль профиля или от профиля к профилю. Неверная корреляция
через разлом может привести к невязкам, особенно в тех случаях, когда углы падения сейсмических
границ различны по обе стороны разлома. После того, как причина невязок тщательно исследована, а
окончательная невязка уменьшена до допустимой величины, оставшаяся невязка распределяется
равномерно по замкнутому контуру.
Следующим этапом процесса интерпретации являетоя установление геологической природы
сейсмических границ. Обычно на разрезе, прежде всего, между маркирующими основными
отражающими границами, выделяют кровлю и подошву крупных сейсмофацисигьиых комплексов.
Сейсмофациальный комплекс (СФК) — это изображение ца временном сейсмическом разрезе
генетически однородной части осадочного комплекса пород. СФК обычно соответствует отдельным
фазам тектонического мегацикла развития нефтегазоносных бассейнов. Чаще всего границами СФК
являются поверхности несогласия^ нередко эрозионные поверхности, которым, как правило,
соответствуют наиболее интенсивные непрерывные отражения. Комплексы нередко залегают
несогласно друг относительно друга, что указывает на определенные процессы геологической истории
разреза: периоды тектонических движений порождают поверхности несогласия, трансгрессии и т.п.
Границы между комплексами часто разделяют осадки, отложившиеся в различных условиях. После того
как установлена природа основных сейсмических границ, следует переходить к установлению природы
границ внутри сейсмофациальных комплексов. Основная задача на этом этапе интерпретации -
установление границ основных сейсмических фаций. Типы сейслшческих фаций т соответствующие
им характерные виды рисунков сейсмической записи будут приведены в следующих главах.
ПО
7.3. Построение отражающих границ и глубинных
динамических разрезов
t
Рассмотрим простейшие способы построения отражающих границ на основе использования
средних (эффективных) скоростей, когда покрывающую юлщу можно считать однородной для всего
тетка границы, соответствующего рассматриваемому годографу отраженной волны. Среднюю
(^фективную) скорость для такого
строения выбирают на основе
¦/ ющенного графика зависимости
скорости УЭфр0) от времени U прихода
данной волны в пункт возбуждения.
Если принять, что рассматриваемый
гадограф отраженной волны
соответствует плоской отражающей
границе, то наиболее просто эту
границу можно построить способом
i >чек (рис.7.9). Как известно, в этом
стучае может быть введен в
рассмотрение мнимый источник
колебаний О\ из которого как бы
исходят все сейсмические лучи. Длина
каждого такого луча г* определяется
формулой:
rk=Vcp-tk. G.1)
It л из ряда точек приема Sj9 S2..*Sn
провести дуги окружностей радиусами
рис ? 9 ^^ поС1роеНЙЯ Отражающей Т^яш П0 ОДИ1|ОЧНОму
г;, г2...г„ соответственно, то эта дуги годографу отраженной волны способом засечек
(засечки) должны пересечься в точке
расположения мнимого источника О*. Соединив точки расположения действительного и мнимого
источников прямой линией, находят положение огражающей границы как положение линии,
перпендикулярной к середине этого отрезка О*О. Фактически изученной части границы соответствует
ярезок этой линии, ограниченный двумя крайними лучами O*S/ и О Sn. В силу влияния неизбежных
эшибок засечки из различных пунктов приема фактически будут пересекаться друг с другом в ряде
олизко расположенных точек, образуя многоугольник погрешности. В этом случае положение мнимого
лгочника выбирают внутри многоугольника, учитывая общую структуру положения точек пересечения
ршичных окружностей. Площадь многоугольника является мерой оценки точности построения данной
отражающей границы (площадки).
Чаще всего на практике для построения протяженных отражающих границ по совокупности
профильных наблюдений используют способ t0, заключающийся в вычислении для каждого пункта
возбуждения *эхо глубины " по формуле:
|*ifeK(O- G-2)
(Ь этих точек профиля проводят окружности радиусом h(x)~ Искомую границу находят как огибающую
Счейства ряда соседних окружностей (рие.7.10). При наблюдениях по системам малой кратности
ункты возбуждения располагаются довольно редко. Поэтому построение границы таким способом
ч*яо оказывается недостаточно детальным.
Если в наблюденные годографы ввести необходимые кинематические поправки, то они
превращаются в годографы нормальных времен to(x). Совокупность таких линий to(x) составляет
гинематический временной разрез, который уже достаточно уверенно можно преобразовывать в
чубинный вышеназванным способом t& Аналогичная ситуация имеет место и для систем наблюдений
высокой кратности, где пункты возбуждения располагаются по профилю достаточно плотно E0 м -
Рис.7. КШостроение отражающей границы способом t0
200 м). В этом случае уже нередко используют способ to в упрошенном варианте, когда эхо-глубину
просто откладывают по вертикали (рис.7.11).
В настоящее время способы
построения элементов границы
раздела по отдельно взятым
годографам отраженных волн на
практике используются редко Однако
эти способы по-прежнему являюкя
базовыми при создании современных
способов построения отражающих
границ в любых обрабатывающих
системах.
В теории сейсморазведки
разработаны и широко используются
на практике приемы
непосредственного построенш
(изображения) отражающих границ
по динамическим временным
разрезам без предварительного
выполнения корреляции и
составления годографов полезных волн. С их помощью стремятся непосредственно получить
изображение неоднородностей геологической среды - границ раздела акустических жесткосгей и
дифрагирующих объектов — путем преобразования волнового поля, наблюденного на поверхности
земли. В некотором смысле задача получения изображения геологической среды сходна с задачей
голографии. В силу этого формального сходства подобные методы построения (изображения) разрезов
рассматривают как разделы сейсмической голографии.
Преобразование временных разрезов to(x) в глубинные динамические разрезы базируется на
предположении о том, что временной разрез to(x) практически совпадает с временным разрезом метода
центровых лучей. Технологически процедура построения динамических глубинных разрезов
реализуется в два этапа. На первом этапе временной разрез преобразуется в динамический временной
разрез с учетом сейсмического сноса Процедура такого преобразования получила название миграции
112
t
^ .
X
__———1
г—'
x,
h,
f
I -—^^
Ш
to(xj
xk x
f
Рис.7 Л1 Схема построения отражающей границы
упрощенным способом t0
651 553 675 557 Ш 7\! КЗ 735 7k7 75? 771 763
временных разрезов. На
втором этапе
полученный временной
разрез с учетом
сейсмического сноса —
мигрированный временной оТч-Щ
разрез — пересчитываете^ о,5-Щ
в глубинный разрез.
Второй этап —
преобразование
временных разрезов,
построенных с учетом
сейсмического сноса, в
динамические глубинные
разрезы — осуществляется
на основе использования
найденной ранее в
процессе обработки 2f8'
зависимости эффективной
скорости от времени t0
путем пересчета времен
прихода отраженных волн.
в глубины залегания
отражающих горизонтов.
Эти преобразования с
сохранением волновой
картины и динамики волн
выполняются с помощью
ЭВМ. Глубинный разрез,
построенный по
эффективным скороопям,
при этом будет всегда
менее точным, чем такой
же глубинный разрез,
построенный на основе
использования пластовой
модели среды с учетом
преломления отраженных
волн на промежуточных
границах раздела. Эти
различия будут особенно
значительными в тех
случаях, когда
наблюдается не только
значительная
дифференциация слоев по
скоростям
распространения упругих
волн, но и имеет место сложная конфигурация границ раздела сред- В таких случаях нередко
ограничиваются преобразованием от коррелированных динамических временных мигрированных
разрезов (рис.7.12,а) в кинематические временные разрезы (рис.7.12,6), которые в последующем на
основе использования обобщенных скоростных законов V^(t0) пересчитываются в глубинные
кинематические разрезы. При таком преобразовании сейсмические разрезы, естественно, теряют свою
динамическую выразительность.
ИЗ
Рис.7.12.Участок сейсмического разреза по одному из профилей в районе
развития солянокупольной тектоники. Различные формы представления
геосейсмических временных разрезов:
а - динамический мигрироваиный; б - кинематический мигрированный, подученный
путем автоматизированного выделепия и прослеживания осей евдфазности отражениых.
волн
7Ж Составление сейсмических разрезов, структурных карт и схем
После выделения опорных и условных горизонтов по каждому профилю необходимо
сопоставить эти данные на пересекающихся разрезах с целью отождествления одних и тех же
горизонтов. Если каждый горизонт проследить по замкнутому контуру из системы профилей, то мы
должны закончить корреляцию на том же времени вступления волны, с которого этот процесс был
начат. Наиболее часто невязка во времени возникает из-за ошибок в корреляции вдоль профиля или от
профиля к профилю. После того как причина появления невязок тщательно исследована, а
окончательная невязка уменьшена до допустимой величины, оставшаяся невязка распределяется по
замкнутому контуру. Главным итогом сейсморазведочных работ но системе профилей обычно являются
структурные карты и схемы по различным отражающий горизонтам. Карты строят на разных этапах
интерпретации для определения конфигурации различных границ и выявления основных
закономерностей распределения сейсмических параметров и различных атрибутов по площади
исследований. Структурные карты по основным горизонтам строят после выполнения миграционных
процедур.
Первым этапом построения таких карт и схем является построение карт изохрон t0 по всем
сейсмическим горизонтам Эти карты являются обязательными отчетными документами
сейсморазведочных работ. После временной миграции структурные карты по сейсмическим границам
строят на основе карт времен tG(x) и данных о средних скоростях до границ. После применения
глубинной миграции структурные карты строят по результатам корреляции волн на глубинных разрезах
или сейсмических "кубов". В случае наличия данных бурения структурные карты строят по
совокупности всей информации. Величины to(x) снимают с увязанных итерированных временных
разрезов или'6 кубов" автоматически по результатам работы специальных программ по прослеживанию
осей синфазности, Изохроны to(x, у) правильно отображают рельеф сейсмического горизонта, если
средняя скорость до него на всей площади исследований остается постоянной. В современных
обрабатывающих системах процесс построения карт изохрон достаточно хорошо автоматизирован. При
этом наиболее интересные карты изохрон нередко дополняются специальными материалами - картами
динамических параметров записи на фиксированном времени U -Эти карты принято называть
временными сечениями, или срезами, а на профессиональном жаргоне - "слайсами". Это связано с тем,
что в англоязычной литературе их называют "time slices". Сочетание карт изохрон и близко
расположенных по времени слайсов позволяет опытному глазу увидеть более тонкие особенности
волнового поля. Для примера на рис.7 Л 3 приводится карта изохрон по одному из горизонтов и ряд
сечений волнового поля на близких временах. Сечения поля позволяют более уверенно проследить
намеченную на карте изохрон линию тектонического нарушения. Подобные материалы, представленные
в цветном изображении, часто являются весьма убедительными и позволяют по - иному взглянуть на
строение изучаемого разреза.
Карта (схема) изохрон может быть преобразована в структурную карту (схему) с учетом
конкретного вида пространственного распределения функции Vcp(x,y9t^. Структурная карта
представляет собой плановое изображение в изолиниях равных глубин рельефа сейсмического
горизонта (рис.7Л 4) Обычно структурные карты содержат, кроме проведенных изогипс глубин до
конкретного отражающего горизонта, еще целый слой различной геологической и геофизической
информации. Положение на таких картах выделенных разломов, контактов, участков выклинивания
слоев и других локальных особенностей строения разреза должно соответствовать результатам
корреляции сейсмических волн. Именно в таком виде обычно и представляют подобные результаты
сейсморазведочных работ.
Для понимания истории геологического развития изучаемого района большое значение имеют
карты шопахит, которые показывают мощность осадков между двумя горизонтами.
Сечение изолиний всех карт и схем выбирают, исходя из точности определения глубин по
отдельным профилям, масштаба съемки (густота сети профилей) и сложности изображенных
структурных форм. Необоснованный выбор малого сечения ведет к появлению на карте недостоверных
подробностей за счет случайных погрешностей построения. Наоборот, слишком большое сечение
изолиний нередко ведет к неоправданному сглаживанию важных деталей строения изучаемого объекта
Сечение структурных карт обычно выбирают равным по величине погрешности определения глубин.
Для более рельефного отображения малоамплитудных структур допустимо проведение дополнительных
114
изолиний с сечением, равным
половине ошибки определения
глубины. Обычно сечение
изолиний структурных карт и карт
изопахит принимают постоянным
и равным 10-100 м»
Интегральными
показателями качества
структурных построений и
качества выявленных
(подготовленных к бурению)
структур являются следующие
характеристики:
тоЧйость структурных
построений по площади (для
поисковых и детальиых работ) и
по профилям (для других видов
исследований);
точность определения
параметров подготовленных
объектов;
- статистическая надежность
йЬшления и подготовки структур.
Количественные
показатели указанных
характеристик определяются либо
по внутренней сходимости
данных сейсморазведки
прогнозные О1(енки)> либо по
результатам обобщения
Ходимости с данными
последующего бурения
^ретроспективные оценки).
Внутренняя (прогнозная)
оценка точности построения
структурных карт может быть
-произведена на основе величины
средней квадратичной
Погрешности определения
глубины по нижеследующей
формуле:
Рис.7 Л 3. Карта тохрон (а) и последовательность пяти горизонтальных
срезов прострапствеппого волнового поля с интервалом 0t016 с (б - е);
А - А - лштя тектонического нарушения
G3)
аде ai и о;,- средняя квадратическая погрешность определения времени и скорости.
Ретроспективные (независимые) оценки точности построеггия структурных карт
устанавливаются на основе сравнения предсказанных на картах глубин с данными последующего
Дурения. Практика показывает, что при современном технико-методическом уровне регистрации и
обработки сейсморазведочных данных относительная погрешность глубинных результативных
Построений может быть обеспечена на уровне менее 1 %.
Эти обе оценки необходимы для принятия решений по направлениям дальнейших работ на
каждой стадии геологоразведочного процесса.
115
Рис.7 14.Структурная карта по горизонту Г/ на
Ханты - Мансийской площади Структуры:
А — Сеееро - Гореловая, Б - Южно - Гореловая7
В - Кольцевая; Г - Рифовая* Д - Уступная
Геологическое
строение изученных
объектов, отображаемое
совокупностью
структурных и других карт
по нескольким границам,
сейчас принято
представлять в виде
трехмерной цифровой
геологической модели или
сейсмогеологического
разреза. Модели и разрезы
должны включать, помимо
информации о
структурном строении,
данные о положении
стволов глубоких скважин,
типичные данные ГИС,
результаты испытаний
скважин, сведения о
литологии и стратиграфии
отдельных толщ,
слагающих изученный
разрез.
В настоящее время
существует необходимое
математическое
обеспечение, позволяющее
использовать
подготовленные
сейсмические материалы
для автоматического
построения карт изохрон
отражений, карт У3ф(х,у,1$,
производить пересчеты
карт изохрон в
карты,
их
оценивать
структурные
осуществлять
построение и
степень их достоверности
На основе результатов дополнительной динамической обработки сейсмических данных в
помощь к вышеупомянутым материалам нередко получают специальные материалы динамического
анализа сейсмических записей (временные разрезы мгновенных амплитуд, мгновенной частоты и
мгновенной фазы и др.) в цветном изображении. Цветные изображения помогают ярче показать
зависимость от to(x) отдельных параметров записи и их взаимосвязь. Цвет как бы позволяет добавить
еще одно измерение в набор анализируемых параметров модели среды. Закодированные цветовой
гаммой значения динамических параметров можно наложить на обычный сейсмический временной
разрез, так что и обычные данные, и вариации закодированного цветом параметра могут
анализироваться одновременно, в результате чего облегчается установление взаимосвязи между ними.
По данным сейсморазведки 3D итоговые результаты работ нередко представлякугся в особом
электронном виде - в виде так называемых "кубов сейсмических данных"9. Изображения куба
сейсмических данных, вертикального разреза и горизонтального его сечения приведены на рис/7.15 На
рис.7.16 приведен набор сечений "куба сейсмических данных". Эти материалы удобны для просмотра их
116
IK*
7Л5. AtccoitoMcrpipftccieM проекции фрагмента куба ccftcuipicciouLдшаплх
на cxruioM ш о15ьскУоа Ю
Pfcc* 7ЛЬ Набор ccncmill
(cimflcon) по кубу
ccficMiniccraix дашшх
MR ОДНОМ ID объСХТОв
разведки
на крупном экране монитора. Современные программные средства, например, отечественная система
динамической визуализации DV-1, позволяют осуществлять быстрый просмотр результатов обработки с
различных точек зрения, по различным вертикальным и горизонтальным сечениям Цветные копии
таких сечений на бумажных носителях в настоящее время являются непременной частью комплекта
графических приложений к отчетам по сейсморазведочным работам.
Вопросы для самопроверки
1. Какие элементы геологического разреза находят отображение в сейсмическом волновом поле?
2. Какие типы геологических образований чаще всего прослеживаются на временных разрезах в
виде сейсмических границ.
3. Назовите основные признаки, по когорым выделяются на временных разрезах дизъюнктивные
нарушения.
4 Дайте сравнительную характеристику разрешающей способности MOB и МПВ.
5.Сформулируйте три принципиальных допущения, лежащие в основе геологической
интерпретации данных сейсмической разведки.
бЛоясните сущность построения отражающих границ по годографам отраженных волн
способом засечек
7.В чем состоит сущность способа t0 построения отражающих границ?
8.Что такое динамический временной разрез, построенный с учетом сейсмического сноса?
9.В чем суть /^-преобразования временного разреза?
Ю.Что такое глубинный динамический разрез и как его получают1?
11 Что такое опорный сейсмический горизонт?
12,Чем отличается условный сейсмический горизонт от опорного?
В.Что такое карты изохрон и как они строятся?
14.Что отражает структурная карта и как она строится?
15. Что такое "куб сейсмических данных"?
Величина суточной н годовой (в 1999 г.) добычи нефти
(крупнейшие нефтедобывающие страны мира)
Страна
Саудовская
Аравия
Иран
Китай
Норвегия
Мексика
Венесуэла
Ирак
Всего е мире
Суточная добыча,
в тысячах баррелей
7521
3504
3224
2930
2906
2787
2525
64131
Годовая добыча,
млн. тонн
371
173
159
145
144
137
125
3163
118
8. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СЕЙСМИЧЕСКОЙ
ИНФОРМАЦИИ
8Л^Общее представление о процессе обработки
При выполнении сейсмических работ получаемые объемы информации весьма значительны и,
при непрерывном усложнении техники и технологии полевых работ, имеют четкую тенденцию к
дальнейшему увеличению. Только одна стандартная шестисекундная полевая запись на 96-канальной
цифровой сейсморазведочной станции содержит информацию объемом в 0.6-0.7 мегабайта, или около
300 тыс. сейсмических слов. При работе по системе многократных перекрытий за один рабочий день
регистрируется 50 и более таких сейсмограмм В среднем на один километр профиля ОГТ обычно
регистрируется от 5 до 20 сейсмограмм. Это означает, что одна сейсморазведочная партия, отработав в
среднем за сезон только 300 км сейсмических профилей, получает до 3.5 мегабайт информации. В
зависимости от сложности геологического строения и характера решаемых задач в процессе обработки с
каждым сейсмическим словом, как правило, нужно совершить от 5000 до 10000 (или более)
математических операций. Выполнение столь колоссальных объемов вычислений требует наличия, во-
первых, специализированных вычислительных центров, во-вторых, ориентированного математического
обеспечения и, в-третьих, квалифицированных специалистов-обработчиков, грамотно применяющих
существующие геофизические процедуры обработки информации.
Последовательность выполнения геофизических процедур определяется сейсмогеологическими
условиями района работ, видом выполняемой обработки и ее конечной целью. Оптимальным графом
обработки называют такой набор выполняемых процедур, при котором за минимальное время
поставленная геолого - геофизическая задача решается с требуемой точностью. Выбор графа обработки
и оптимальных параметров отдельных процедур, как правило, осуществляется эвристически.
Критериями надежности и правильности принятых решений на разных эгапах обработки являются:
устойчивая коррелируемость отражений, их динамическая выразительность, степень соответствия
геометрии линии tG(x) априорным представлениям обработчика о геологии изучаемого района,
взаимоотношения горизонтов на близлежащих разрезах, диапазон изменения различных параметров ~
скоростей, величин поправок и т.п. Потому окончательный граф обработки подбирают опытным путем в
итеративном, постоянно усложняющемся процессе на основе анализа визуализируемых промежуточных
результатов. Обработка сейсмической информации на ЭВМ по многим признакам может быть в
большей степени отнесена к творческому процессу, нежели к чисто инженерной деятельности. Это
обстоя гельство, с одной стороны, требует определенной регламентации действий геофизика -
обработчика, а с другой - необходимо в процессе обработки сохранить для геофизика возможность
оперативно реагировать на изменения сейсмогеологических условий видом и составом используемых
процедур. Современные математические средства специализированных вычислительных центров
обеспечивают инженеру - геофизику широкие возможности по выбору необходимых процедур
обработки путем формирования конкретных графов для разных стадий процесса обработки
сейсмической информации. В практике обработки в последние годы, как уже упоминалось ранее,
сложилась тенденция к разбиению всего процесса обработки на четыре крупных этапа:
предварительная обработка {препроцессипг), кинематическая, динамическая и интерпретационная
обработки. Такое разбиение на этапы во - многом условно. Однако это позволяет четко акцентировать
главные задачи каждого этапа и ввести элементы стандартизации при использовании процедур, что
является весьма важным при массовой обработке больших объемов информации.
Основная задача предварительного этапа - обеспечение возможности эффективного ведения
дальнейшей обработки путем преобразования полевых сейсмических записей в формат
обрабатывающей системы. Входными данными для этого этапа служат полевые сейсмограммы.
Результатом этого этапа обработки на выходе являются рабочие магнитные ленты (файлы) с записью
сейсмограмм ОГТ (РОП\ которые должны поступить на вход следующего этапа обработки. Полное
представление о типах процедур, выполненных на этапе препроиессинга, можно получить из анализа
блок - схемы, приведенной ранее (см. рис.2.1). Среди названных на блок - схеме процедур часть является
всегда обязательными, а часть - возможными. Обязательными для этого этапа являются процедуры,
обеспечивающие выполнение демультиплексирования сейсмических записей, различного рода
119
сортировки трасс и преобразование форматов записей амплитуд. Особо важную роль при этом для всей
последующей обработки играют формируемые заголовки {этикетки) трасс. Информационные поля
этих этикеток содержат общую и дополнительную информацию, относящуюся к данной трассу
Структура этикеток определяется типом обрабатывающей системы. Содержание поля этикеток может в
процессе обработки расширяться за счет разного рода дополнительной информации. Наличие этикеток
трасс облегчает их сортировку в сейсмограммы по любому признаку {ОГТ9 0777). Для материалов.
полученных в районах со сложными сейсмогеологическими условиями, где обычно регистрируется
зашумленное волновое поле (например, трапповые поля Восточной Сибири), а также при поступлении
на обработку материалов с низким качеством полевых записей, широко применяют процедуры
редактирования записей На основе визуального анализа амплитуд и частот сейсмических трасс
выбирают для отбраковки (обнуления) записи с низким качеством, отдельные трассы, участки трасс или
даже отдельные дискреты. Кроме ручной редакции, нередко также используются программы
автоматического поиска и редактирования аномальных участков записи Необходимость регулировок
амплитуд сейсмических трасс во времени и пространстве очевидна и определяется, в первую очередь,
естественным уменьшением амплюуды волн за счет расхождения их фронтов, а также физическими
процессами, сопровождающими процесс распрос гранения волн в геологической среде (поглощение
рассеяние, отражение и т.п ). Коррекция амплитуды волн заключается в умножении каждой амплитуды
трассы на некоторую функцию усиления K(x,t), которая в общем случае переменна во времени л
пространстве. Способы расчета функции усиления K(x9t) могут быть различные и выбираются в
зависимости от поставленной перед обработкой геофизической задачи. Программы регулировок в
общем случае могут иметь три варианта работы: потрассное выравнивание, расчет и применение
коэффициентов выравнивания как функции нескольких трасс и использование одной функции для всего
профиля. Этот последний случай используется при динамической обработке сейсмических записей,
полученных, например, при работах с целью прямых поисков углеводородов. Процедуры регулировки
амплитуд применяются для всех видов материалов. Особенно целесообразно применять их после
подавления мощных помех. При этом требуется правильно выбирать окно настройки параметров этой
процедуры. Часто за счет правильного подбора места процедуры в графе обработки, вида и параметров
процедур этого класса удается ослабить помехи (шумы), усилить слабые отражения, сохранить
динамику записи. Процедуры визуализации используются практически на каждом этапе обработки
Несмотря iia кажущуюся простоту и привычность работы с ними, очень важны правильно выбранные
параметры, управляющие выводом (усиление, шаг между трассами, способ воспроизведения). Для того
чтобы лучше выделять тонкие детали сейсмической записи, используют цветную или серую шкалу с
большим числом градаций Результаты предварительной обработки служат основой для оценки качества
полевых материалов.
Отметим, что одним из важных начальных этапов процесса обработки сейсмических материалов
становится компьютерное планирование 2D / 3D наблюдений. Это направление развивается с конца
80-х гг., но в последнее время в рамках этого направления проявились новые достижения. Планирование
наблюдений так же ориентировано на сейсмогеологическую модель, как обработка и интерпретация.
Возросшая геолого - геофизическая изученность большинства районов исследований позволяет иметь
априорную модель уже на этапе постановки геологических задач и стадии формирования основных
параметров планируемых сейсморазведочных работ. Исходя из представлений о модели среды,
рассчитывают такие системы наблюдений, которые обеспечивают равномерную плотность точек съема
полезной информации с поверхности целевого геологического объекта (а не равномерную плотность
точек выхода сейсмических лучей, как это было ранее). Кроме того, выполнив расчеты синтетических
сейсмограмм, можно до проведения работ подобрать такие системы наблюдений, которые оптимальны
и для определенных способов обработки данных. Современное планирование наблюдений позволяет
более гибко, чем ранее, адаптировать параметры будущих работ под конкретные геологические задачи с
учетом требований экологии и экономических соображений В частности, оно позволяет обоснованно
сделать выбор между сейсморазведкой 2D и 3D на стадии поисковых работ, где ранее применялись
только системы наблюдений 2D. Развитые системы планирования поддерживают интерактивную
адаптацию сети наблюдений к условиям передвижения на местности (обход препятствий). Наконец,
современные системы планирования, одновременно со сценарием отработки запроектированной сети,
дают проект «журнала оператора», что облегчает документирование полевого процесса и последующий
ввод информации о геометрии системы сети наблюдений в компьютер. Это позволяет существенно
120
снизить вероятность последующих ошибок и, в конечном счете, существенно повысить эффективность
последующего процесса обработки сейсмической информации.
I 8.2. Типовая кинематическая обработка
Кинематическая обработка предназначена для решения задач структурной геологии в
разнообразных сейсмогеологических условиях. С этой целью на основе использования программ
выделения сигналов на фоне помех и изучения кинематики отраженных волн определяются геометрия и
конфигурация сейсмических границ. При этом большинство процедур, относящихся к типовой
кинематической обработке, практически применяются повсеместно и независимо от
сейсмогеологических условий, методики полевых наблюдений и решаемых геологических задач.
Последовательность основных этапов типовой кинематической обработки показана на рис.8.1. Набор
процедур в каждом этапе должен обеспечивать решение частной геофизической задачи, в процессе
Препроцессинг
Окончательное
накапливание по
ОРТ
>
<*
Выбор параметров
предварительной
обработки
Анализ и коррекция
кинематических
поправок
>
*+
Предварительное
накапливание по
ОГТ
Анализ и коррекция
статических
поправок
Рис.8.1 .Основные обобщенные этапы кинематической обработки
выполнения которой, как правило, не должно требоваться вмешательство геофизика. Многообразие
имеющихся процедур позволяет геофизику во время обработки выбрать оптимальный граф обработки.
Выбор параметров предварительной обработки
Тестирование и выбор параметров производится по участкам профилей, наиболее полно
характеризующим сейсмогеологическую обстановку и качество первичного материала на площади
исследования. Участки тестирования выбираются по результатам препроцессинга. Чаще всего для
надежного определения параметров предварительной обработки тестирование достаточно выполнить на
двух-трех участках профиля. Последовательность действий по выбору параметров предварительной
обработки указана в блок - схеме, приводимой на рис.8.2. Исходной информацией для этого этапа
служат входные цифровые данные (Digital Data Input- DDI)9 полученные на этапе препроцессинга. На
этой и последующих блок-схемах массивы этих данные обозначены как "рабочие массивы ОГТ" -
РОГТ.
Подбор параметров полосовой фильтрации можно выполнить по результатам анализа либо по
амплитудно - частотным спектрам, рассчитанным для различных интервалов записи, либо по тестовым
записям с различными характеристиками фильтров. Процедуры полосовой фильтрации являются
обязательными и всегда включаются в граф обработки любого материала. Чаше всего они выполняются
несколько раз, в том числе и после деконволюции, по сейсмограммам и по суммарному разрезу. При
использовании процедур фильтрации важно выбирать такие значения ее параметров, чтобы в процессе
обработки как можно дольше сохранялась максимально широкая полоса пропускания. Сузить полосу
пропускания всегда можно на следующих этапах обработки.
121
Участки тестировании, таблицы априорных СтП, КнП,
мьютинга, дополнительной редакции
Амплитудно-
частотные
спектры
Серия
сейсмограмм
Серия
сейсмограмм
Серия сейсмограмм,
временных разрезов, ФА К
или амплитудно-
частотных cnetcmnoa
Вертикальные
спектры
скоростей
i
s
Параметры
предварительной
полосовой
фильтрации
Параметры
режектрной
фильтрации
Параметры
обратной
фильтрации
Таблицы
уточненных
скоростных
законов
Рис.8.2.Блок-схема выбора параметров предварительной обработки
Для выбора параметров обратной фильтрации (декопволюцж) первичных записей, которая
осуществляется после подбора полосовой фильтрации, всегда необходим перебор нескольких вариантов
параметров фильтров. Процедура потрассной дсконволюции по сейсмическим записям до суммирования
является, как правило, обязательной процедурой в любом графе обработки. Исключением могут быть
только материалы с чрезвычайно низким соотношением "сигнал - помеха". В этом случае
деконволюцию необходимо использовать только после суммирования. Роль процедур деконволюции
велика в платформенных условиях, где особенно важно повышение разрешенности записи. Процедуры
деконволюции способствуют более надежному выделению и прослеживанию отражающих границ.
Режекторную фильтрацию используют тогда, когда полевые материалы осложнены
промышленными помехами.
Для подавления регулярных низкоскоростных и среднескоростных волн - помех практически во
всех районах применяют многоканальную фильтрацию. Роль этих процедур важна при подавлении
низкоскоростных волн - помех с прямолинейными осями и кратных волн. При наличии фона регулярных
122
помех на временном разрезе применяют многоканальную фильтрацию по суммарному разрезу с целью
их подавления. Это ведет к повышению соотношения "сигнал - помеха", что весьма важно перед
использованием процедур анализа динамических характеристик отражений.
На этом же этапе обработки получают предварительные сведения об особенностях скоростного
строения среды Для этого проводят скоростной анализ путем вычисления вертикальных спектров
скоростей.
В результате выполнения всех процедур этого этапа могут быть выбраны не только параметры
всех видов предварительной фильтрации, но и получены дополнительные косвенные данные о
сейсмогеологической модели объекта исследования - частотные характеристики интервалов записи.
Предварительное накапливание по ОГТ
Входными данными этого этапа служат сейсмограммы ОГТ, записанные на РОГТ (в рабочие
файлы) в процессе выполнения препроцессинга, а также дополнительная информация в виде таблиц
редакции, априорных статических и кинематических поправок, параметры мьютинга, полосовой и
обратной фильтрации, подобранные на предыдущем этапе, параметры регулировки и масштабирования
амплитуд. Задачей этапа является оценка качества исходного материала, априорных данных, уточнение
схемы последующей обработки и, как итог этапа, формирование "базовых файлов ОГТ" - БОГТ
(массивов цифровых выходных данных - Digital Data Output -DDO)f являющихся основой для всей
последующей кинематической обработки. Основные процедуры, включаемые в состав
предварительного накапливания по ОГТ, показаны на блок - схеме, приведенной на рис.8.3.
Этап предварительного накапливания по ОГТ имеет существенное значение для определения
стратегии всей дальнейшей обработки. Полученные полнократные (ОГТ) и однократные (ОНИ)
временные разрезы уже дают непосредственное представление о сейсмогеологической модели среды во
временном измерении. Это позволяет сделать первые оценки степени решения поставленных
геологических задач, установить причины получения неудовлетворительных результатов и
сформировать мнение о качестве первичных материалов с точки зрения возможности их использования
для последующего решения стратегических задач проведенных работ.
Суммирование по ОГТ (ОСТ) является обязательной процедурой. Обычно для этого
используется процедура среднеарифметического суммирования. Однако в последнее время все большее
применение на практике находит особая модификация суммирования - медианное суммирование. При
этом в качестве итоговой амплитуды суммарной трассы ОГТ выбирается ее медианное значение в серии
всех исходных суммируемых амплитуд. Как показывает практика, в этом случае на сейсмограммах ОГТ
происходит дополнительное повышение соотношения "сигнал - помеха", по сравнению с обычным
(среднеарифметическим) суммированием. Главным итогом этого этапа обработки являются материалы,
позволяющие обоснованно выбрать (уточнить) участки дальнейшего тестирования параметров
обработки, установить оптимальную для конкретных условий стратегию всей дальнейшей обработки
Анализ и коррекция статических поправок
Входными данными для этого этапа являются материалы предварительного накапливания по
ОГТ (БОГТ) и вспомогательная информация. Процедуры расчета, ввода и коррекции статических
поправок занимают важное место в любом графе обработки материалов наземной сейсморазведки.
Основные процедуры, реализуемые на этом этапе, показаны на блок-схеме, приводимой на рис.8.4.
Основной задачей данного этапа обработки является создание предпосылок для приведения
сейсмограмм ОГТ к виду, обеспечивающему синфазное их суммирование с целью повышения
отношения "сигнал - помеха". Особо важное значение этот этап имеет для материалов, полученных в
условиях значительной неоднородности строения ВЧР. В этом случае процедуры определения (расчета)
и коррекция статических поправок являются важнейшими элементами обработки, обуславливающими
возможность получения качественных, достоверных и точных сведений о строении геологического
разреза. Такие неблагоприятные условия, вызванные мозаичным строением мерзлоты или наличием
трапповых полей в верхией части разреза, особенно характерны для ряда районов севера Западно-
Сибирской низменности, Якутии, Тунгусской сипеклизы и др.
123
( РОГТ Л
Таблицы редакции
I
Дополнительная
редакция
Параметры
режекторного
фильтра
Режекторная
фильтрация
Параметры
полосового
фильтра
Предварительная
полосовая
фипьтраг^кя
Параметры
регулировки
\\
Регулировка
амплитуд
Таблицы
априорных СтП
Параметры
обратного
фильтра
Л
Обратная
фильтрация
Параметры
корректирующе
го фильтра
Корректирующая
фильтрация
Параметры
масштабирования
Масштабирование,
выравнивание
амплитуд
Таблицы априорного
скоростного закона,
мьютинга
Ввод априорных КнП,
учет времени
мьютинга
Суммирование
по ОГТ
Формирование
разреза ОНП
Полосовая
фильтрация
±
Параметры
полосового
фильтра
Полосовая
фильтрация
Масштаби-
Масштабирование
(выравнивание)
амплитуд
Параметры
масштаби-
масштабирования
Масштаби-
Масштабирование
(выравнивание)
амплитуд
Визуализация
Предварительный
временной разрез
Участки тестирования параметров полосовой
и обратной фильтраций
Способы коррекции СтП и КнП
Участки скоростного анализа
Участки ручной коррекции СтП
Отражения для коррекции СтП
Уточненные параметры мьютинга
Очередность выполнения коррекции СтП, КнП
Ч У
Рис.8.3.Состав процедур предварительного накапливания по ОГТ
124
Таблицы
корректирующих
СтП,
Таблицы априорных
(оптимальных)
КнП> мъютинга J
Контрольное
суммирование по ОГТ
Почосоеая
фильтрация
Масштабирование
(выравнивание)
амплитуд
Визуализация
.и
Временные разрезы
ОГТ
Координаты
участков
коррекции СтП
( ЕОТТ \
Ввод
корректирующих
СтП
Ввод априорных
(оптимальных)
КнП, учет времени
мьютинга
Сортировка трасс
по отв, от
Суммирование по
отв, от
Полосовая
фильтрация
±
Масштабирование
(выравнивание)
амплитуд
Визуализация
Г
Таблицы
1 корректирующих 1
I СтП2J
Временные разрезы
ОТВ, ОТ11
Таблицы
корректирующих
СтП,
3|
-е-1
8|
|
I!
Анализ и ручная
коррекция СтП
г__л
¦ Автоматическая .
коррекция СтП "
Рис.8.4.Блок-схема анализа и коррекции статических поправок
125
Анализ и коррекция статических поправок
Входными материалами служат результаты предьщущего этапа обработки и дополнительная
информация. Задачей этого этапа является приведение сейсмограмм ОГТ к виду, обеспечивающему
эффективную реализацию сущности многократного синфазного суммирования записей с целью
повышения отношения "сигнал - помеха'*. Основные процедуры, реализуемые на этом эгапе, показаны
на блок-схеме этапа (рис.8.5).
Координаты участков
скоростного анализа
Ввод корректирующих СтП
со
со
Сканирование
по постоянным
скоростям
V=const
СО
Таблицы
корректирующих
СтЛ
Суммирование
по вееру
скоростных
кривых V=f(t)
Параметры
визуализации
Получение
вертикальных
спектров
скоростей
визуализация
I
Параметры
визуализации
Серия временных
разрезов ОГТ
Серия временных
разрезов ОГТ
Вертикальные
временные
спектры
Анализ и выбор
оптимальных скоростных
законов
Таблицы
скоростей
ОГТ
амплитуд
разрастании
V J
Таблицы оптимальных скоростных
законов V™ = f (t,x)
Рис.8.5.Блок-схема анализа и коррекции кинематических поправок
Коррекция кинематических поправок является неотъемлемой и обязательной процедурой всего
процесса обработки. Применяется при обработке данных, полученных в любых условиях. Однако
особенно важное значение эта процедура скоростного анализа имеет при решении структурных задач в
126
условиях прогибов, складчатых областей и в районах развития солянокуполыюй тектоники. В подобных
условиях рекомендуется дополнительно использование процедуры DMO, которая позволяет, в какой - то
мере, осуществить учет влияния значительных углов наклонов отражающих границ.
Окончательное накапливание по ОГТ
Основная задача этого этапа обработки - получение окончательного временного разреза ОГТ с
оптимизированными статическими и кинематическими поправками. Итоговый результат всей
кинематической обработки - окончательные временные разрезы по профилям, на которых выполнены
полевые сейсмические исследования. Весь этап окончательного накапливания по ОГТ включает в себя
выполнение следующих процедур:
- ввод корректирующих статических поправок, полученных на IV этапе обработки;
- ввод оптимальных кинематических поправок, подобранных на V этапе;
- автоматическая коррекция статических поправок;
- ввод оптимальных статических поправок, полученных в результате выполнения процедуры
коррекции;
- получение окончательного временного разреза ОГТ;
- итоговая полосовая фильтрация временного разреза ОГТ\
- масштабирование амплитуд;
- визуализация окончательного временного разреза ОГТ.
8.3. Детальная кинематическая обработка
Детальная кинематическая обработка проводится с целью улучшения прослеживания осей
сшфазности и определения кинематических параметров воящ используемых в дальнейшем при
интерпретации. Выбор программ обработки на этом этапе обусловлен необходимостью тщательного
учета остаточных сдвигов трасс. В большинстве случаев для оптимизации прослеживания осей
синфазности используются процедуры адаптивного и фазо - оптимизированного суммирования
совместно с программами вычитания различных волн - помех
Стратегическая задача данного этапа - определение глубинной скоростной модели среды. В
силу этого в состав заключительных процедур обработки на этапе входят многочисленные процедуры
определения скоростей суммирования и миграционного преобразования сейсмических данных. Общая
блок-схема данного этапа представлена на рис.8.6.
Среди большого числа алгоритмов, используемых на этом этапе обработки, обсудам очень
кратко технологию применения лишь двух основных групп алгоритмов - алгоритмы построения
скоростного разреза среды и алгоритмы миграции.
Выполнение любой процедуры определения скороегного строения разреза обязательно
базируется на использовании модели среды некоторого типа. Геологически достаточно информативной
и сравнительно простой при использовании является модель слоистой среды, состоящей из однородных
изотропных слоев с постоянными скоростями распространения волн в каждом из слоев, слагающих
неоднородную по вертикали и горизонтали толщу. Данная модель наиболее удобна для описания
платформенных регионов со спокойной геологической историей их образования. Под решением
обратной задачи сейсморазведки для этой модели среды обычно понимают не только восстановление
конфигурации фаниц раздела слоев с учетом сноса, но и вычисление параметров скоростного разреза
исследуемой толщи В таком понимании эту задачу сейчас принято называть задачей сейсмической
инверсии. В качестве исходных данных, необходимых для решения поставленной задачи, обычно
используют всю совокупность информации- годографы ОТВ и 0777, временные разрезы и сглаженные
значения эффективных скоростей^ полученных по вертикальным и горизонтальным спектрам скоростей
В качестве математической основы наиболее простых алгоритмов определения параметров пластовой
модели среды используется формула Урупова - Дикса для горизонтально-слоистой среды:
V2 ~ р **Ф'* ' °** ~~ ^ "Р Jfl "~* * в
упл-
*0.1 *
127
где индексы I и i-1 относятся соответственно к значениям параметров волн, отраженных от кровли и
подошвы слоя с номером /; Упрэф - предельная эффективная скорость. Обычно находимая эффективная
скорость (по годографам ОГТ, ОТВ или вертикальным спектрам) не является предельной: она (скорость)
зависит от величины базы наблюдения взрыв - прибор /. Поэтому созданы специальные методики,
позволяющие найденную при фиксированной базе наблюдений эффективную скорость пересчитать в
предельную эффективную скорость. Однако широкого применения в практике работ эти методики не
получили.
I
Ввод дополнительной редакции
±
Веод окончательных СтП
Получение горизонтальных
спектров скоростей
I Пересчет \эф> Vcpt Vunm I
II
Перебор
параметров
адаптивного
суммирования
по ОГТ
Перебор
параметров
вычитания
кратных
волн
Перебор
параметров
миграции
1
Выбор
скоростной
модели
Перебор
параметров
фазооптими-
зареванного
суммирования
г
III
Ввод
дополни-
дополнительной
редакции
Ввод
окота ш
тельных
СтП
¦
Адаптивное
суммирова-
суммирование по ОГТ
—
¦ 1
^Высокоточный 1 . Детальный ¦ '
ошша КнП ! <"""> С17 |
1 I i
кратных волн
Фазооптими- „ i
зированное \
суммирование \
Миграционные
преобразование
IV
Автоматическое
выделение и
отбор волн по
параметрам
Анализ
волнового поля
на
интерактивном
терминале
Рис.в.б.Обобщенная схема детальной кинематической обработки данных МОГТ
Существуют и более сложные, но и более точные алгоритмы определения скоростного разреза
среды, в основу которых положена модель с плоскими, произвольно наклоненными границами раздела
Еще более трудоемки алгоритмы, учитывающие кривизну сейсмических границ. Их применение на
практике пока ограничено.
Основная задача миграционных преобразований - осуществить учет сейсмического сноса, в том
числе и обусловленного преломлением сейсмических лучей на промежуточных границах. С помощью
процедур миграции при этом решаются следующие частные задачи:
- восстановление истинной геометрии среды;
- повышение горизонтальной разрешенности записи с целью выявления микронарушений и зон
выклинивания посредством эффективного подавления помех без искажений отражений;
* вертикальная и горизонтальная коррекция динамических искажений;
- более эффективное, по сравнению с накапливанием по ОГТ9 подавление помех, в том числе и
кратных волн;
- определение скоростей миграции, близких по физическому смыслу к средним скоростям;
- прямое определение интервальных скоростей миграционного накапливания;
128
- завершение всей специальной сейсмической технологии обработки процедурой,
обеспечивающей получение результатов, доступных для понимания и интерпретации непосредственно
инженеру-геологу.
Существует, как уже упоминалось, несколько способов осуществления миграции. В последнее
время все большее распространение получают способы миграции временного разреза ОГТ на основе
использования решения волнового уравнения численными методами. Применение процедур миграции
остро необходимо при обработке материалов, полученных при исследовании прибортовых зон впадин,
складчатых областей и в условиях развития диапировой и солянокупольной тектоники. Применение
миграции необходимо при работах и в плагформенных областях для лучшего выделения разрывных
нарушений. Процедура миграции способствует также выявлению рифовых тел в условиях низкого
соотношения "сигнал - помеха". При обработке материалов, полученных в сложных
сейсмогеологических условиях, приходится использовать и усложненные варианты миграции:
глубинную миграцию после суммирования, временную миграцию до суммирования или глубинную
миграцию до суммирования. Во всех этих случаях для выполнения миграции до суммирования
требуется построение глубинной скоростной модели среды.
8.4. Динамическая обработка
Перед сейсмической разведкой в настоящее время все чаще ставятся задачи, требующие
детального изучения физических свойств геологического разреза. Во многих случаях решение этих
задач только на основе результатов кинематической интерпретации сейсмических данных крайне
затруднительно. В настоящее время изучение физических свойств разреза сейсмическим методом,
главным образом, основано на использовании динамических свойств отраженных волн (амплитуды,
частоты, энергии, когерентности и т.п.). Основные направления использования динамических
особенностей сейсмической записи и получаемые на этой основе результаты схематично изображены на
рис.8 7,
Построение динамических
разрезов с сохранением
относительных амплитуд
(СОА)
Сейсмостратиграфический
анализ
Определение динамически^
параметров записи
Восстановление детальной
акустической характеристики среды
Динамические
разрезы
Набор информационных
признаков
Поглощающие
свойства среды
Акустические
свойства среды
Рис.8 7 Обобщенная блок - схема процедур, использующихся для анализа
динамических характеристик волнового поля
Существующие подходы к определению и использованию динамических характеристик
сейсмической записи отраженных волн можно условно разделить на две основные группы. К первой
группе относятся те направления, которые изучают характеристики отдельных отражающих границ
раздела в среде. Их называют дифференциальными способами. Вторая группа способов изучает
достаточно протяженные участки сейсмической записи, характеризующие значительные интервалы
геологического разреза. Они получили название интегральных способов
Физическими предпосылками дифференциальных способов является приуроченность поисковых
объектов к отдельным пластам небольшой мощности геологического разреза. Таким условиям, как
правило, удовлетворяют залежи углеводородов (обычная ситуация - пласты мощностью 10-40 м),
129
которые изменяют акустические параметры пласта. Динамические параметры отраженных волн от
такого пласта, в основном, определяются морфологическими особенностями залежи (форма и характер
границы либо водонефтяного {ВНК)9 либо газонефтяного контактов (ГНК)). В наибольшей степени эти
способы нашли свое воплощение в известной методике поисков углеводородов - методике "яркого
пятна" ("bright spot"). Эта методика применяется для выявления неглубоко расположенных залежей
углеводородов, преимущественно, в молодых терригенных отложениях. При интерпретации волновой
картины получают и исследуют дифференциальные характеристики разреза: изменение амплитуды
волны на границе (AVO-анализ), изменение полярности отражений в зоне смены контакта глина - вода
на контакт глина - газ, частотные и амплитудные характеристики по различным частям отраженного
импульса и т.п.
Предпосылкой интегральных способов исследования динамических характеристик сейсмических
волн, характеризующих области разреза значительных размеров, является то обстоятельство, что при
наличии в разрезе некоторого аномального геологического объекта физические свойства среды
изменяются. Природа этих изменений может быть связана с наличием: участков разуплотнения среды,
напряженного состояния горных пород, рассеивания углеводородов (газовые шапки), тектонических
нарушений, рифогенных образований и т.п В этих случаях при анализе и интерпретации сейсмических
данных используются параметры затухания энергии волн, рассеивающие и поглощающие свойства
среды. В последнее время широкое применение получает способ геологического анализа сейсмических
данных, называемый термином "сепемостратиграфия*. Основу этого способа составляет методика
прогнозирования условий осадконакопления комплексов горных пород по рисунку сейсмических
записей. Задачи способа - определение возраста осадочных отложений, восстановление
последовательности осадконакопления, определение вещественного состава и особенностей
формирования осадочных толщ. Главная цель практического применения сейсмостратиграфии - поиски
и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа. Детальное расчленение разреза, основанное на
принципах сейсмостратиграфии, требует привлечения всего арсенала средств динамического анализа
волнового поля: от первичных динамических разрезов до всех видов их трансформаций.
8.6. Интерпретационная обработка сейсмической информации
После завершения типовой, детальной или динамической обработки сейсмической информации
по сети профилей появляется возможность иметь:
- оптимизированнные, с точки зрения качества накапливания по ОГТ, временные разрезы;
- варианты разрезов ОГТс миграцией по средним или эффективным скоростям;
- разрезы с сохранением истинных соотношений амплитуд,
- вертикальные и погоризонтные спектры скоростей ОГТ
Условно принято считать, что этап интерпретации начинается с активного и непосредственного
обращения к сейсмогеологической корреляции временного или . мигрированного разреза.
Многоплановость этапа корреляции как процесса выделения волн, их прослеживания и идентификации,
а также и формирования сейсмической модели среды требует предварительного разбиения временных
разрезов на отдельные участки (блоки) по особенностям волновой картины еще до начала проведения
фазовой корреляции. С учетом необходимости достижения максимального конечного эффекта от
сейсморазведочных работ весь интерпретационный этап обработки целесообразно выполнять в
следующей последовательности:
- общая кинематическая интерпретация;
- выделение целевых интервалов;
- структурная интерпретация целевых горизонтов;
- интервальный сейсмогеологический анализ;
- интерпретация сейсмогеологических комплексов в рамках тонкослоистой модели среды.
Общее представление о взаимодействии названных подэтапов при интерпретации данных
сейсмической разведки по системе профилей можно получить из данных, приведенных на рис.8.8.
Общая кинематическая интерпретация начинается с расчленения временных разрезов на
толстослоистые сейсмогеологические комплексы с использованием всей известной априорной геолого-
геофизической информации. Правильность такого расчленения контролируется аналогичными
!30
Общая кинематическая интерпретация
у —
Структурная интерпретация
целевых горизонтов
Картирование
у
Идентификация целевых
интервалов
±
Интерпретация комплексов
±
Согласование результатов по всем
профилям с учетом данных ГИС
и бурения
I Сейсмическая псшеореконструкция
У
I Детализация и параметризация
i
I Формирование окончательной модели
Интервальный
сейсмогеологический анализ
±
Картирование
Рис.8.8 Обобщенная блок-схема использования динамических характеристик волнового поля
результатами по системе всех профилей. В условиях хорошей коррелируемости таких границ может
быть осуществлена их автоматизированная корреляция Итогом всего подэтапа должны явиться
результаты надежной, непротиворечивой и увязанной по системе профилей корреляции сейсмических
границ, глубинные скоростные модели по профилям и глубинные динамические разрезы.
Анализ полученных разрезов и идентификация границ целевых интервалов по всем профилям
составляют основу для интерпретации при картировании целевых горизонтов, количественном
сейсмостратиграфическом анализе целевых интервалов и глубокой детализации сгроения последних с
целью обнаружения и прослеживания тонкослоистых объектов.
Структурная интерпретация целевых горизонтов имеет своей целью окончательное уточнение
корреляции всех горизонтов и обеспечение необходимой точности глубинных построений. Данный
подэтап завершается процессом картирования целевых горизонтов и построением различного рода карт
и схем (карты изохрон, структурные карты и схемы и т.п.).
Интервальный сейсмогеологический анализ предназначен для количественно-информационного
обеспечения сейсмостратиграфических построений При этом изучаются особенности волнового поля
внутри каждого комплекса (протяженность осей синфазносги, их наклоны, кривизны, плотности в
пространстве и времени и т.п.) Эти данные совместно с другими (времена регистрации, пластовые
скорости, амплитудно-частотная характеристика и др.) способны составить количественную основу
сейсмостратиграфической классификации комплексов, истории осадконакопления и, в конечном счете,
позволить осуществить локализацию нефтегазоперспективных комплексов в сейсмогеологическом
пространстве
Целью заключительного пятого подэтапа интерпретации сейсмогеологических комплексов в
рамках тонкослоистой модели среды является обнаружение тонких, порядка длины волны, слоев с
аномальными свойствами, обусловленными вероятным наличием залежей углеводородов. Решение
такой задачи невозможно без привлечения дополнительной информации по скважинам (АК, ГИС9 ВСП).
Это требует применения таких приемов, как обработка с учетом формы импульса, синтез операторов
стратиграфической деконволюции с совместным использованием скважинной и наземной информации,
одномерное прогнозирование геологического разреза на основе псевдоакустического каротажа. Все
описанные выше этапы обработки выполняются не строго последовательно друг за другом, но требуют
131
нередко многократного возврата на начальные этапы. Задача геофизика-обработчика - выбрать и
реализовать тот единственный вариант, который минимизирует затраты времени и средств и
одновременно гарантирует получение качественного решения поставленной геолого-геофизической
задачи.
Вопросы для самопроверки
1. Что такое граф обработки сейсмической информации?
2. Поясните содержание обобщенной схемы процесса обработки сейсмической информации.
3. Каково назначение и состав предварительной обработки?
4. Поясните назначение и состав типовой кинематической обработки.
5. Какова основная цель детальной кинематической обработки?
6. Поясните назначение и состав динамической обработки сейсмической записи
7. Какие основные задачи решаются на этапе интерпретационной обработки сейсмической
информации?
Conventional Oil Endowment of the World
former Sovwt Union Converter»! Oil Endowmnt
Mrtlie Butt ant North Afrtee
Less than 1 BBO
1-20BBO
20-40 BBO
40-80 BBO
80-160BBO
Greater lhan 160 BBO
Прогнозные мировые запасы нефти
*ВВО - billion barrels of oil A0 BBO « 1,35 миллиарда тонн нефти)
132
9- ГРАФЫ И СИСТЕМЫ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ
СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
9J. Графы обработки сейсмических данных
Рассмотренное выше многообразие элементов обобщенных графов обработки, как правило» в
том или ином регионе исследований объединяется в конкретный граф обработки. Решение о том, какие
элементы обобщенного графа применить для обработки сейсмических материалов конкретного профиля
или площади, принимается на основе теоретических знаний, предшествующего опыта работ геофизика-
обработчика и резз'льтатов пробного тестирования ряда процедур обработки. В последующем, для
конкретпой площади работ граф обработки и ключевые параметры процедур от профиля к профилю
обычно не меняются.
При проектирования этапа обработки сейсмических материалов в составе проекта на
сейсморазведочные работы обычно принято формировать типичный, или типовой граф обработки. Это
позволяет, с одной стороны, управлять процессом обработки путем постановки задачи достижения
определенного уровня качества итоговых результатов сейсморазведочных работ, а с другой стороны,
количественно оценивать требуемые временные и финансовые затраты на обработку. При этом в
качестве исходных данных обычно берут среднестатистические затраты на выполнение отдельных
процедур. Представление о сравнительных затратах времени на выполнение некоторых процедур при
обработке сейсмических данных дает рис.9 Л. На нем приводится относительное время выполнения
Относительное время
пыподкелши
процедуры
Рис. 9.1. Относительное время выполнения некоторых основных процедур
типичного графа обработки данных одинакового объема:
Эмиграция после суммирования; 2-суммнрова)ше по ОГТ; 3- скоростной апализ;
4- деконволюция; 5-сортировка трасс по принципу ОГТ; 6-фильтрация; 7- регулировка усиления
основных процедур обработки для набора исходных сейсмических данных 3D F000 трасс) с
•использованием средней по производительности рабочей станции. Самыми времяемкими являются
процедуры миграции перед суммированием и JW0, которые превосходят суммарное время выполнения
$сех показанных на рисунке процедур примерно в 40 и 20 раз соответственно.
Как правило, » состав графа обработки обычно включаются как обязательные, так и
необязательные для применения процедуры. При этом обязательные процедуры ставят в строго
определенную последовательность их выполнения. Большая часть необязательных процедур может, в
определенных пределах, менять свое место в фиксированном графе обработки. Часть процедур,
позволяющих улучшить качество выполнения обработки, могут расширять типовой граф. К ним
133
относятся- расчет статических поправок по первым вступлениям преломленных волн; коррекция
амплитуд и деконволюция с учетом поверхностных условий; медианное суммирование; подавление
кратных волн с использованием преобразования Радона; глубинная миграция до суммирования,
программы адаптивного подавления помех; глубинная мшрация до суммирования и т.д.
Несмотря на то, что значительное число процедур обработки работают практически одинаково
для данных 2D и 3D (обычно это пстрассные процедуры), ряд многоканальных процедур специально
рассчитаны на трехмерный характер данных* Это такие процедуры, как бинирование, DMO, коррекция
статических поправок, миграция и т д. Большинство из трехмерных процедур не могут быть полноценно
заменены двукратным применением соответствующей процедуры в 2D варианте Поэтому в графах
обработки 3D всегда должны присутствовать процедуры, ориентированные только на решение
трехмерных задач.
В качестве примера на рис.9.2 и 9.3 приведены рекомендованные готовящейся к изданию в
России 'Технической инструкцией по наземной сейсморазведке при проведении работ на нефть и газ"
типовой граф обработки данных 2D и типичный расширенный граф обработки наземных трехмерных
Демудьтиппексация полевых данных с восстановлением полевого усиления
Редактирование записей
Описание геометрии наблюдений. Заведение в специальные файлы информации о X>Y координатах ПВ/ПП,
превышениях, априорных статических поправках, расстановках
Объединение сейсмической информации с информацией о геометрии — ввод информации о геометрии в
заголовки трасс
Подавление среднескоростных и низкоскоростных волн-помех
Регулировка амплитуд (приведение амплитуды к заданному уровню, принятому в системе обработки) с
настройкой в заданном окне
Тестирование параметров деконволюции
Одноканалъная деконволюция (предсказывающая гит сжатия)
по сейсмограммам в одном или нескольких окнах
Тестирование параметров фильтрации
Полосовая фильтрация
Ввод информации об априорном скоростном законе
Сортировка по ОСТ
Ввод статических и кинематических поправок
Получение суммарного разреза
Коррекция статических поправок
Коррекция кинематических поправок - анализ скоростей
Ввод скорректированных статических и кинематических поправок
Получение суммарного разреза
Подавление кратных волн
Коррекция остаточных фазовых сдвигов и получение суммарного разреза
Миграция по разрезу
Деконволюция (нуль-фазовая) по разрезу
Тестирование параметров фильтрации
Постоянная или переменная по времени полосовая фильтрация
Подавление регулярных и нерегулярных помех по разрезу
Окончательный вывод
Рис.9 2 Типовой граф обработки данных 2D
134
наблюдений 3D. Как видно из структуры этих графов, в процессе обработки приходится неоднократно
принимать целый ряд решений, от которых существенным образом зависит ход дальнейшей обработки.
Поэтому реальные графы обработки в настоящее время все чаще формируют в виде, допускающем
Демулыпиплексация материалов формата SEG-B с восстановлением полевого усиления
Устранение эффекта запаздывания опроса каналов при регистрации мультиплексной записи
Описание данных геометрии
Объединение сейсмических данных с данными о геометрии, контроль качества геометрии
Расчет статических поправок по первым вступлениям преломленных волн
Подавление низко-и средиескоростных волн-помех с помощью FK- фильтрации
Учет геометрического расхождения
Автоматическая редакция аномальных участков записи
Анализ и регулировка амплитуд с учетом поверхностных условий
Сортировка ОСТ
Ввод статических и кинематических поправок
Получение предварительного разреза
Тестирование параметров деконволюции
Деконволюция сучетом поверхностных условий
Тестирование параметров фильтрации
Полосовая (широкополосная) фильтрация по сейсмограммам
Заведение априорного скоростного закона
Выбор параметров мьютинга
Ввод апатических и кинематических поправок
Применение мьютинга
Получение суммарного разреза
Повторные анализ и регулировка амплитуд сучетом поверхностных условии
Предварительный анализ скоростей
Получение суммарного разреза после предварительного анализа скоростей
Автоматическая коррекция статических поправок
Получение суммарного разреза
Подавление кратных волн путем преобразования Радона
Получение суммарного разреза и вертикальных спектров скоростей
Получение накопленных сейсмограмм общего удаления
Уточнение параметров мьютинга
Применение процедуры DMO
Повторный цикл анализа скоростей
Повторный цикл автоматической коррекции статических поправок
Коррекция остаточных фазовых сдвигов
Медианное суммирование по ОСТ
Получение окончательного суммарного рсиреза
Получение единого скоростного закона для выполнения миграции по алгоритму Столта
Миграция по алгоритму Столта
Расчет скоростей для остаточной миграции
Выполнение остаточной миграции
Нуль фазовая деконволюция по суммарному разрезу
Подавление нерегулярного шума по алгоритму FX-деконволюции
Тестирование параметров выходной фильтрации
Выходная переменная по ХГ фильтрация
Регулировка амплитуд для вывода
Окончательный вывод
Запись результатов обработки в формате SEG-Y для передачи Заказчику
Рис.9.3 Типичный граф обработки материалов наземной сейсморазведки 3D
135
использование интерактивных приемов обработки. Такое направление формирования структуры и
порядка обработки данных стремительно развивается и совсршенстауется. Это позволяет надеяться, что
в недалеком будущем основную роль будут играть гибкие по структуре графы с решающим влиянием
геофизика - обработчика на всех этапах выбора решений через высокоэффективные интерактивные
системы контроля процесса обработки.
В качестве еще одного примера типичного графа обработки приведем граф обработки морских
сейсмических исследований (рис.9.4). Характерной особенностью этого графа является его
Денультнтитексация
Щ
;'.,./,;
Препроцсссинг
ПРОЦЕДУРЫ
необязательные
Полосовая зонная фильтрация
( в конусе помех от источника )
обязательные
Восстановление амплитуд
Нормализация
I
Поверхностно-согласованная
декоиеолюция
Сортировка по ОСТ
Спсктрально-распределенная амплитудная
балансировка сейсмограмм ОГТ
<*•*-
Коррекция статических и динамических
поправок
к', • . ' гt . ... .
±
Коррекция кинематических поправок <«
Скоростной
Устранение влияния углов наклона (DMO)
Подавление кратных волн
Мьютинг
Фазовая коррекция сейсмограмм ОГТ
Получение суммарного разреза
Суммирование
I
1
Фазовая коррекция суммарного разреза
I
_J
Миграция
I
Полосовая фильтрация
л
. ; v ,
Вывод временного разреза
IC'bM
Визуализация
Рис.9.4.Типовой граф обработки данных
морской сейсморазведки
Рис.9.5 .Упрощенная схема типового
графа обработки сейсмических
материалов, используемого в ОАО
"Хантымансийскгеофизика"
относительная простота иэ главное,
отсутствие блока процедур, связанных с
вводом и коррекцией статических поправок
вввду отсутствия низкоскоростных
неоднородностей в верхней части разреза- На рис.9.5 для сравнения приведен обобщенный граф
обработки материалов MOFT-2D, используемый на геофизическом предприятии
136
ОАО "Хантымансийскгеофизика" (г. Ханты-Мансийск, Ханты-Мансийский автономный округ). Его
общая структура незначительно отличается от типовой Внутри отдельных же групп процедур могут
иметь место заметные различия.
В практике обработки в зарубежных обрабатывающих центрах также используется понятие граф
или Processing Flow - поток обработки. На рис.9.6 приводится пример такого современного потока
обработки наземных данных, применяемый как для 2D, так и для 3D данных.
Ввод
Полевые ленты —>
Вибросейсмограмма ->
Полевая геометрия ->
Параметры
деконволюции ->
Полевая статика ->
Скоростные параметры ->
Параметры мьютинга ->
Фильтрации параметры ->
Параметры
деконволюции ~>
Предварительная статика-»
Предварительная
кинематика -»
Параметры мьютипга ->
Параметры фильтрации -+
Процедура
Проверка форматов ->
ПРЕПРОЦЕССИНГ
Демультиплексация
Восстановление усиления
Предварительное усиление
Формирование сейсмограмм —>
Корреляция виброграмм ->¦
Вертикальное суммирование
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ
Спецификации 1еоме1рии
Деконволюция
Определение статпоправок
Амплитудный анализ ->
NMO - скоростной анализ ->•
Сортировка бинов по ОГТ
Введение поправок за NMO -»
Мьютинг и суммирование ->
Фильтрация ->
ГЛАВНАЯ ОБРАБОТКА
Деконволюция
Коррекция статпоправок ->
Амплитудный анализ ->
NMO скоростной анализ ->
Введение поправок за NMO -*
Введение поправок за DMO ->
Мьлотинг и суммирование -»
Регулировка усиления
Фильтрация ->
ЗАВЕРШАЮЩАЯ ОБРАБОТКА
Скоростной анализ при миграции->
Миграция ->
Обработка волн ->
Анализ атрибутов —>
AVO-анализ —>
Выход
Распечатка
Выдача каждой записи
Графики АКФ
Графики статпоправок
Графики амплитуд
Графики скоростей
Выдача сейсмограмм ОГТ
Предварительное суммирование
Выдача
Графики статпоправок
Графики амплитуд
Графики скоростей
Выдача сейсмограмм ОГТ
Выдача сейсмограмм ОГТ,
исправленных за наклон границ
Разрез в истинных амплитудах
Заключ И1 сльный временной
разрез
Разрез скоростей миграции
Мигрированный куб данных
Данные высокого разрешения
Данные атрибутов
Данные градиента/интерцепта
Рис 9.6. Схема потока обработки данных наземной 2D и 3D сейсморазведки
Специфическими и частично отличными -по составу и последовательности выполнения от
описываемых графов обработки данных МОГТ являются графы обработки многокомпонентных данных
многоволновой сейсморазведки (МВС), обработки данных ВСП, данных метода преломленных волн
137
9.2. Современные средства вычислительной техники
и системы обработки сейсмической информации
В начале 70-х годов в СССР начался период широкого применения цифровой сейсмической
регистрирующей аппаратуры. Это послужило основой для интенсивного развития и формирования
специализированных систем обработки сейсмической информации. В это время парк вычислительных
машин в стране был представлен в основном ЭВМ третьего поколения серии ЕС ЭВМ. ЭВМ третьего
поколения, выпускавшиеся в разных странах, уже были программно совместимы между собой на базе
средств машин семейства IBM 360/370. Технические параметры вычислительной техники того времени
были достаточно скромны. Представление об основных характеристиках некоторых типов ЭВМ этого
поколения можно получить из данных, приводимых в таблице 9.1.
Таблица 9.1
Краткие характеристики огечественных Э2?М третьего поколения
Тип ЭВМ
ЕС 1022
ЕС 1040
ЕС 1055
ЕС 1061
ЕС 1066
ПС 2000
Производительность,
тыс. операций/сек.
30-40
400
350
1900-2000
5000
100000
Емкость
оперативной
памяти, Мб
0,256
1
2
8
16
4
Емкость памяти
на магнитных
дисках, Мб
400
400
800
1200
1600
116
Пропускная
способность
каналов ввода-
вывода, Мб/сек.
0.7
4.5
10
12
18
24
Возможности вычислительной техники того времени накладывали существенные ограничения
на создаваемые системы обработки. Реализация целого ряда процедур либо была принципиально
невозможна (например, миграция до суммирования), либо практически невозможна из - за чрезвычайно
больших затрат машинного времени. Лишь в отдельных случаях положение дел спасало наличие в ЭВМ
дополнительных спецпроцессоров (ускорителей), быстро выполнявших отдельные процедуры
обработки (например, фильтрацию).
Стремительное совершенствование элементной базы ЭВМУ появление микропроцессорной
техники привело к тому, что во второй половине 70-х годов были созданы первые персональные
компьютеры. За 15 лет своего развития они прошли путь от 8 до 32 - разрядных вычислительных машин.
Это открыло эру их широкого применения в сейсморазведке. В 90-е годы в сейсмических
обрабатывающих центрах на смену ЭВМ третьего поколения практически повсеместно приходят
персональные компьютеры и рабочие станции. Они отличались от своих предшественников в лучшую
сторону существенно меньшими размерами и энергопотреблением, а также значительно более
удобными средствами общения с вычислительной системой.
В настоящее время для реализации процедур обработки и интерпретации сейсмических данных
применяют три типа компьютеров: персональные компьютеры (PC), рабочие станции (WK) и
суперкомпьютеры (SQ. Количественные отличия между типами компьютеров определяются, прежде
всего, длиной (разрядностью) используемого слова, размерами оперативной и дисковой памяти и
производительностью.
Для персональных компьютеров на сегодня типична длина машинного слова 4 байта C2 бит),
оперативная память 64-256 Мб, дисковая память 20-40 Гб и производительность до 10 миллионов
операций с плавающей запятой в сек.
Рабочие станции оперируют длиной машинного слова в 4 байта или 8 байт F4 бит), имеют
оперативную память размером 256-1024 Мб, дисковую намять - 4-2000 Гб. Их производительность
составляет 50 миллионов операций с плавающей запятой в сек.
Суперкомпьютеры имеют длину машинного слова в 8 байт, оперативную память - 1-128 Гб,
дисковую память - 10-100 Тб. Производительность суперкомпьютеров достигает 1 миллиона миллионов
A012) операций с плавающей запятой в сек.
138
Производительность ЭВМ играет весьма важную роль в технологии обработки сейсмических
данных- Рассмотрим для примера пшребные затраты времени на реализацию одной из самых
трудоемких на сегодня процедур обработки данных 3D - глубинную миграцию перед суммированием
Предположим, что на объекте исследований площадью в 240 км2 с применением 2000 - канальной
телеметрической станции выполнено 6000 физических наблюдений. Каждая трасса длиной в 3 сек с
шагом квантования 0.002 сек. содержит 1500 отсчетов. Следовательно, будет получено 1.8 1010
сейсмических слов Предположим также, что примененный граф за весь цикл обработки в среднем
гребует для одного слова выполнения 10000 операций (что весьма скромно!). Таким образом, обший
объем необходимых вычислений составит 1.8 -1014 операций. Для выполнения такого объема
вычислений потребуется:
- на персональном компьютере 1.8 10|4Л06 = 1.8 ¦ 108 сек. « 50000 час « 2080 дней,
- на рабочей станции 1.8 -10|4/E0-106) = 0.036 • Ю8 сек.« 1000 час. в 41 день,
- на суперкомпьютере 1.8 1014/1012 = 1.8 • 102 сек. = 3 минуты.
Эти цифры дают представление о том, какие процедуры и какие объемы обработки могут
выполняться с применением той или иной вычислительной техники. Заметим, что приведенные оценки
не включают время на выполнение операций обмена данными и сохранение их на диске и другие
подобные операции, и поэтому являются очень оптимистичными.
В начале 90-х годов ведущее место в сейсмических обрабатывающих центрах заняли рабочие
станции на процессорах с RISC - архитектурой. Основной операционной системой для них являются
версии операционной системы Unix, В настоящее время ведущими производителями рабочих станций
для разведочной геофизики являются корпорации Sun Microsystems (SUN), International Business
Machine (IBM), Silicon Graphics, Inc. (SGI). Каждая из этих фирм производит последовательный набор
конфигураций рабочих станций, отличающихся производительностью и назначением. Наибольшее
количество вариантов станций выпускает корпорация IBM. Это серверы IBM RS/6000 различных
моделей B20, 355, 397, 53НЭ 570, 590, 591, 595) , в том числе и многопроцессорные системы SP1, SP2
(содержащие в своем составе от 2 до 128 процессоров Power2SC) с операционной системой А1Х.
Компания SUN выпускает многопроцессорные (с процессорами SPARC) серверы Enterprise моделей
3000, 4000/5000 и 6000 с максимальным числом процессоров 6, 14 и 30 соответственно, а также
графические рабочие станции с операционными системами Solaris и Solstice, Корпорация SGI
выпускает самые мощные в настоящее время рабочие станции и суперкомпьютеры Origin200/200U
(число процессоров от 1 до 8, процессоры R10000) с операционной системой IRIX.
Ведущими производителями суперкомпьютеров являются фирмы Cray, Thinking Machine,
Fujitsu. Фирма Cray выпускает суперкомпьютеры Cray T3E с количеством процессоров до 2048 и
производительностью до 2 1012 операций в сек. и Cray Origin2000 с числом процессоров до 129. Фирма
Fujitsu предполагает выпустить суперкомпьютеры VPP 500 с производительностью 0.4-1012 операций в
сек.
Решительные изменения произошли в области связи между компьютерами Наряду с локальными
сетями все шире применяются системы оперативной передачи сейсмической информации через
глобальные сети {Internet и др.)> а также высокоскоростные спутниковые системы.
Реальная обработка материалов сейсмической разведки всегда осуществляется с использованием
специализированной сейсмической обрабатывающей системы. К 1974 г. в СССР в сейсморазведке был
практически завершен переход к работам по методике ОГТ с последующей цифровой обработкой
сейсмических данных. В середине семвдесятых годов в СССР начинается создание нового поколения
высокоэффективных систем обработки сейсмической информации на ЭВМ. Первая из таких систем,
разработанная в 1978 г для вычислительных машин единой серии (ЕС ЭВМ)9 получила название
СЦС-3. В 1980 г. было закончено создание системы СОС-ПС для отечественных многопроцессорных
вычислительных комплексов типа ПС-2000
Сейсмическая цифровая обрабатывающая система СЦС-3 разработана для ЕС ЭВМ третьего
поколения, программно совместимых с зарубежными ЭВМ типа IBM 360/370 с операционной системой
ОС. Она была разработана под руководством Г.Г. Табакова в Центральной геофизической экспедиции
Министерства нефтяной промышленности СССР при участии специалистов ГДР и ЧССР. СЦС-3
обеспечивала технологически эффективную по тому времени обработку разнообразной сейсмической
информации (результатов сейсмических работ 2D9 наблюдений по методике ВСП, материалов морских
исследований и т.п.) в условиях изменяющейся конфигурации ЭВМ. С учетом своих высоких
139
технических характеристик и эффективности работы система СЦС-3 (и ее последующие модификации)
получила наибольшее распространение примерно в 70% обрабатывающих сейсмических
вычислительных центров СССР. Каждый из таких центров, как правило, состоял из 2 - 4 ЕС ЭВМ
высокой производительности и широкой комплектности. Такие центры оснащались спецпроцессорами
(СП) матричного типа, обеспечивавшими ускорение обработки на порядок на отдельных операциях
(коррекция, фильтрация), что в 2-3 раза повышало общую производительность обработки. Высокая
практическая эффективность созданной системы была по достоинству оценена государством — за ее
создание коллектив авторов в 1988 г. был удостоен Государственной премии СССР. Комплекс СЦС-3
интенсивно использовался более 15 лет, пока на смену ему не пришли обрабатывающие системы нового
поколения.
Вторая по популярности в те годы Сейсмическая Обрабатывающая Система Переменной
Структуры - СОС-ПС - была разработана в НПО "Нефтегеофизика" (г. Москва) Министерства
геологии СССР под руководством ЛМ Крейсберга. Она позволяла обрабатывать сейсмические
материалы регулярных и нерегулярных профильных и площадных систем наблюдений любой
канальности и кратности и обеспечивала параллельное исполнение нескольких заданий и высокую
скорость обработки. Система СОС-ПС была ориентирована на отечественный вычислительный
комплекс типа ПС-2000 с оригинальным мультипроцессором, состоявшим из 32 или 64 идентичных
процессорных элементов. Высокая производительность достигалась за счет распараллеливания процесса
обработки данных - одновременно обрабатывалось 32 или 64 сейсмических трассы. Это позволяло
ежегодно вести высококачественную обработку материалов 10 - 15 наземных сейсморазведочных
партий.
После 1991 года выпуск отечественных средств вычислительной техники резко сократился. В
силу этого дальнейшее пополнение и переоснащение отечественных обрабатывающих центров началось
осуществляться за счет импорта персональных компьютеров различной конфигурации. Поэтому в
отечествеиных сейсмических обрабатывающих центрах стали использоваться модифицированные для
использования на новых технических средствах версии обрабатывающей системы СЦС-3 (версия для
DOS - SDS РС9 для Windows - SPS и СЦС-5, для Unix - СЦС-5-2В)у а также некоторые другие
отечественные системы. К сожалению, состязание с хлынувшими в Россию западными системами
обработки они проиграли. В силу этого отечественные сейсмические обрабатывающие центры в
настоящее время практически все оснащены зарубежными обрабатывающими и интерпретационными
системами.-
Все используемые в настоящее время зарубежные сейсмические обрабатывающие системы
отличаются сравнительно большой полнотой набора процедур для обработки материалов 2D и 3D
сейсморазведки. Они предназначены для использования на рабочих станциях, в том числе и на мощных
многопроцессорных серверах (суперкомпьютерах).
В последние годы, помимо собственно обрабатывающих и интерпретационных систем, все
большее распространение получают еще два вида сейсмических систем. Первый вид таких систем -
системы контроля качества регистрагрт сейсмических данных - появился в связи с созданием
цифровых компьютеризированных регистрирующих систем сбора данных. Они призваны обеспечивать
процесс контроля качества получаемых полевых записей* выполнять некоторые начальные процедуры
обработки (например, осуществлять демультиплексацию записи). Круг выполняемых процедур
непрерывно и стремительно расширяется. Второй вид систем - системы для планирования наблюдений.
Проведение высококачественных сейсмических работ по технологии 3D, особенно в сложных
поверхностных условиях (геоморфологических, техногенных и др.), требует особого подхода к
размещению пунктов возбуждения упругих волн. Созданные для этих целей специальные системы
планирования позволяют в этих условиях рекомендовать такое размещение пунктов возбуждения,
которое минимизирует, с точки зрения интересов последующей обработки, ущерб от нарушений
регулярности сети пунктов возбуждения.
В настоящее время основными производи гелями программного обеспечения для сейсморазведки
за рубежом являются:
1 „Американская компания //д/й'А«гЛш(объединившая фирмы Advance Geophysical и Landmark).
Она разрабатывает программное обеспечение для решения широкого спектра задач нефтедобычи: от
обработки сейсмической информации до моделирования резервуаров, оценки запасов месторождений и
планирования их режима эксплуагации. Эта компания владеет наиболее популярной в России
сейсмической обрабатывающей суперсистемой РгоМАХ*
2.Международная компания Paradigm Geophysical Ltd. владеет суперсистемой Focus,
включающей в свой состав как системы обработки (Focus)* так и интерпре1ации (Geodepth, SEISX)
данных сейсморазведки.
З.Компания CGG (Франция) - является крупнейшим и многопрофильным производителем
геофизических услуг. Предлагаемая ей сейсмическая система JntegralPlus предназначена для
совместной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС, а также для выполнения комплексной
геологической интерпретации данных сейсмической разведки.
4.Комтания Schlumberger предлагает несколько систем, разработанных в дочерней компании
GeoQuest, для совместной интерпретации данных сейсморазведки и ГИС, для моделирования на этой
основе нефтяных резервуаров и др.
5.Компания Mercury International Technology (MIT, США) поставляет сейсмическую
обрабатывающую систему /АХ.
Предлагаемые вышеназванными фирмами и компаниями обрабатывающие и интерпретационные
системы являются наиболее популярными в среде отечественных геофизиков - обработчиков- Эти
системы несколько отличаются между собой по своим возможностям, степени удобства в пользовании
и, естественно, по стоимости. Основными зарубежными обрабатывающими системами, наиболее
широко применяемыми в России сегодня, являются системы типа ProMAX, Geovecteur и Focus.
Система ProMAX разработана компанией Advance Geophysical Landmark Graphics. Первая версия
РгоМАХ9 сразу ориентированная на рабочие станции типа RISC - архитектуры, появилась в самом
начале 90-х годов Версия системы с возможностью обработки данных наземной сейсморазведки 3D
появилась в 1995 г. Может применяться только на достаточно мошных рабочих станциях IBM
R1SC-6000, SP23 SUN SPARC, Silicon Graphics. Система ProMAX в настоящее время обладает большим
набором процедур для полной кинематической и динамической обработки данных 2D и 3D
сейсморазведки.
Особенностями системы ProMAX являются:
- возможность использования для работы на многопроцессорных ЭВМ типа SP2 (IBM) и Origin
{Silicon Graphics),
- наличие интерактивного и/или пакетного режима работы;
- быстрый и падежный ввод данных с поддержкой всех стандартных форматов;
-удобное описание и простой ввод геометрии системы наблюдений;
- гибкая и многофункциональная система работы с заголовками трасс;
-возможность включения новых прикладных процедур и наличие эффективных средств поддержки
и разработки новых модулей;
- интерактивный 2D /3D анализ скоростей,
- ЗО-глубинная миграция с учетом рефракции;
- выделение и прослеживание первых вступлений для целей коррекции статических поправок на
основе использования принципов технологии нейронных сетей;
- пакет программ для реализации задач сейсмической инверсии;
- наличие процедур для выполнения элементов интерпретации (прослеживание горизонтов и
сбросов, построение и редактирование 2D/3D скоростной модели среды, построение карт).
Система Focus является разработкой фирмы CogniSeis (Paradigm Geophysical), По
распространенности в мире система Focus следует непосредственно за ProMAX. В настоящее время она
может функционировать не только на рабочих станциях, но и на суперкомпьютерах. В составе системы
Focus имеется более 400 геофизических прикладных процедур для полной кинематической и
динамической обработки данных 2D и 3D сейсморазведки. К особенностям системы Focus можно
отнести-
- высокую эффективность реализации параллельных вычислений за счет распараллеливания как
на уровне прикладных программ, так и на системном уровне с помощью специального системного
модуля, выполняющего автоматическое разбиение потока вычислений на параллельные и
последовательные сегменты. Это резко повышает вычислительную эффективность, в частности, для
выполнения 3D DMO и 3D миграции до и после суммирования;
141
- высокую степень интерактивности', интерактивное составление задании на обработку,
графическое формирование потоков, тестирование параметров, извлечение информации из
заголовков трасс, редактирование, слежение (пикирование) горизонтов, скоростной анализ,
построение скоростных моделей и др.;
- наличие открытой базы данных для хранения параметров задания, потоков обработки,
информации о считывающих устройствах, сосгоянии дисковой памяти. При этом обеспечивается
прямой доступ для контроля качества непосредственно из редактора параметров для просмотра и
редактирования;
- оперативность получения справочной информации, которая визуализируется в стандартном
формате HTML (гипертекст), а просмотр ее обеспечивается с помощью браузера Netscape,
- универсальную архитектуру связей, которая обеспечивает обмен сейсмическими данными с
интерпретационными системами ряда фирм;
- возможность выполнения графического 3D биннинга (распределение трасс между бинами по
удалениям внутри каждого бина);
- эффективную глубинную 3D миграцию после суммирования (poststack);
- возможность глубинной 3D миграции до суммирования (prestack), которая выполняется на основе
численного решения уравнения эйконала для произвольно сложного скоростного разреза и
суммирования Кирхгофа по полученным пространственным годографам;
- наличие расширенных средств построения и визуализации скоростного разреза, включая
отображение качества данных о скоростях;
- присутствие в составе системы пакета AVO-анализа^ который включает средства
моделирования зависимости коэффициента отражения от угла падения для упругих контактов
геологических сред.
Система Focus широко распространена в ряде стран мира. В настоящее время и в России система
Focus постепенно занимает все более значимое место.
Первая версия системы Geovecteur для операционной системы Unix была выпушена в 1988 г. В
90-х годах появились версии системы, пригодные для обработки данных сейсморазведки 3D. Система
была адаптирована на все современные вычислительные платформы, включая суперкомпьютеры. В
системе Geovecteur построена увязанная цепочка процедур для выполнения полного спектра обработки
данных сейсморазведки: планирование наблюдений - полевая экспресс-обработка и контроль качества -
обработка на ВЦ - интерпретация. Система Geovecteur может применяться на рабочих станциях IBM
RS-6000, SP2, SUN SPARC, Silicon Graphics win суперкомпьютерах CRAY. В рамках системы имеется
полевая подсистема, специально ориентированная на экспресс - обработку и контроль качества в
процессе полевых работ. Полевая подсистема рассчитана на рабочие станции RISC-6000 и SUN SPARC
Отличительными особенностями системы Geovecteur являются присутствующие в ее
составе:
- мощные интерактивные средства анализа, тестирования и подготовки параметров и графов
обработки;
- подсистема GeoLAND для планирования 3D наблюдений (регулярных и нерегулярных систем
наблюдений), построенная на основе базы данных Oracle и поддерживающая документирование
информации по текущей фазе процесса полевых работ ("рапорт оператора") и процедуры полевого
контроля качества;
- подсистема обработки многокомпонентных наблюдений.
В рамках новой версии Geovecteur 2000 улучшены такие обрабатывающие процедуры, как
коррекция статических поправок и подавление кратных волн. Усовершенствование также коснулось
обработки материалов поперечных и обменных волн, что позволяет более полно характеризовать
физические свойства месторождений нефти и газа, а также глубинной миграции. Основную роль при
этом играют процедуры, реализующие решение уравнения эйконала в десятки раз быстрее, чем их
предшественники.
Система Geovecteur по популярности уступает системам РгоМАХ и Focus. Она распространена,
главным образом, в Европе, Азии, Южной Америке. В России существует группа поддержки данной
системы (в г. Тюмени).
142
Оценивая интегрально описанные выше зарубежные обрабатывающие системы, можно отметить,
что все они ориентированы на современные рабочие станции - RISC-6000, SUN SPARC, Silicon Graphics
или мощные параллельные компьютеры. Все системы по функциональной полноте достаточны для
стандартной и детальной обработки и обеспечивают частично или полностью потребности
динамической и специальной интерпретационной обработки.
93. Системы интерпретации сейсмических данных
Интерпретация сейсмических данных заключается в создании по ним, с учетом всей имеющейся
априорной информации, геологической модели среды, максимально правдоподобно согласующейся с
результатами обработки. В процессе интерпретации проводится как определение по сейсмическим
волновым полям и их параметрам структурных моделей, так и прогноз литолого - петрофизических
характеристик изученной геологической среды. При использовании компьютерной интерпретации
априорные материалы включаются в базу данных. Создается топогеодезическая схема расположения
сейсмических профилей, "кубов сейсмических данных", скважин и т.д. Успех интерпретации во многом
зависит от умения понять и учесть главные, определяющие особенности геологической среды и
полученных сейсмических материалов. При этом важная роль отводится качеству и уровню
применяемых средств интерпретации. В процессе интерпретации могут применяться дополнительно как
стандартные (этап дообработки\ так и специализированные процедуры обработки сейсмических трасс.
В целом, процесс интерпретации можно представить в виде следующей последовательности
операций:
- дообработка с целью достижения унификации с другими сейсмическими данными, повышения
разрешенности волн, ослабления помех и устранения искажений волнового поля;
- AVO - анализ сейсмических записей; определение и коррекция формы импульса для
приведения сейсмических трасс к нуль-фазовому импульсу, являющемуся наилучшим с точки зрения
временной разрешенное! и огражений;
- сейсмическая инверсия для преобразования трасс отраженных волн в трассы акустических
импедансов (жесткостей);
- уеязка отраженных волн с данными о стратиграфии для установления значений времен,
соответствующих стратиграфическим границам и пластам,
- корреляция и определение атрибутов волн для извлечения информации, необходимой при
прогнозе состава и свойств горных пород. Атрибуты определяют по сейсмическим трассам,
трассам мгновенных параметров и спектрам колебаний во временном окне, приуроченном к
прокоррелированному горизонту, или между двумя горизонтами;
- формирование скоростной модели среды для структурных построений, перевода временных
разрезов и кубов из масштаба времени в масштаб глубин, совмещения данных сейсморазведки и
бурения, прогноза состава и свойств горных пород;
- геологическая интерпретация волновой картины (сейсмостратиграфия, сейсмоформационный,
седиментационный, палеотектонический анализ) для изучения условий и обстановок
осадконакопления, прогнозирования литофациальных характеристик пород, выявления локальных
геологических построек, врезов и т.п.;
- интегрированный анализ данных сейсморазведки и бурения с целью изучения геологического
строения межскважинного пространства и экстраполяции данных бурения на те участки, где
скважин нет;
- математическое сейсмомоделировапие для объяснения кинематических и динамических
особенностей реальных волновых полей, выявления атрибутов, наиболее информативных для
поиска и разведки геологических объектов, установления соответствия между сейсмическими
волнами и геологическими границами, выбора огтгимальных параметров процедур интерпретации;
- построение карт: структурные карты, каргы времен t0 и карты средних скоростей, которые
являются обязательными отчетными документами;
- оценка точности и качества структурных построений.
Способы сейсмической интерпретации и используемые модели среды на различных стадиях
геологоразведочного процесса могут быть различны, но обычно включают в себя все или большинство
названных операций. Поэтому многие сейсмические системы интерпретации имеют в своем составе
143
значительное количество процедур, обеспечивающих выполнение названной последовательности
действий для решения разнообразных задач от стадии региональных исследований до стадии разведки и
эксплуатации месторождений Процесс интерпретации является исключительно важным делом,
определяющим конечный успех всех сейсморазведочных работ. Одновременно следует иметь в виду,
что этот процесс является и весьма трудоемким. Некоторое представление об этом можно получить из
следующих данных, приводимых К Линером (США) Рассматривая процесс интерпретации 2D и 3D
сейсморазведочных данных на площади размером 150 км2 при наличии 200 скважин глубокого бурения
с данными геофизических исследований* он приводит следующие ориентировочные трудозатраты в
человеко-днях на выполнение некоторых этапов интерпретации с применением современных мощных
рабочих станций:
- чтение данных, отображение совокупности данных, редактирование и т.п. - 230 человеко-дней;
- моделирование на основе акустических данных, плотностей и т.п. - 205 человеко-дней;
- совместная обработка сейсмических и скважинных данных- 15 человеко-дней;
- 2D интерпретация - 120 человеко-дней;
- 3D интерпретация - 130 человеко-дней;
- совместная интерпретация 2D и 3D - 160 человеко-дней,
- построение 2D и 3D карт - 20 человеко-дней;
- 3D визуализация - 5 человеко-дней;
- интерактивная 2D и 3D интерпретация - 40 человеко-дней;
-2Du3D атрибутный анализ - 70 человеко-дней;
- 2D и 3D структурный анализ - 70 человеко-дней.
Общие затраты времени составляют, таким образом, около 1100 человеко-дней. Очевидно, что такая
интерпретация сейсмических данных может быть выполнена только при использовании мощных
вычислительных систем, а также специализированных систем интерпретации. Программное
обеспечение, как правило, должно предусматривать возможности совместной работы с различными
тинами данных, с результатами обработки не только сейсмических данных, но и данных геофизических
исследований скважин (ГИС) и др. Значительную роль играют средства визуализации данных и
результатов, автоматизированного построения карт и т.п. Именно поэтому для проведения сейсмической
интерпретации создавались и создаются все более совершенные специализированные сейсмические
интерпретационные системы.
В СССР такие системы создаются, начиная с 1981 г. Первые из них были предназначены для
работы на вычислительных машинах ЕС ЭВМ. К числу первых таких отечественных систем можно
отнести систему СЦС-3 ПГР для прогнозирования геологического разреза, систему СПЦИ для
кинематической интерпретации, систему РСМ для определения скоростной пластовой модели и
получения глубинных изображений среды и др Затем появились системы интерпретации данных
сейсморазведки и ГИС для работы на персональных компьютерах с операционными системами MS DOS
или UNIX В это время были разработаны системы ГЕРМЕС (интегрированная интерпретация данных
3D, ВСП и ГИС), ИНПРЕСС (интегрированная интерпретация данных сейсморазведки для
структурных построений и прогнозирования геологических моделей), СЦПИ-ПКУ РСМ-ПК и др. В
последующие годы интерпретационные системы были разработаны и для рабочих станций. Это системы
DV-1 для интерпретации наземных и морских данных 2D и 3D сейсморазведки, ИНПРЕСС-3 для
комплексной интерпретации геслого - геофизических и нефтепромысловых данных и др. Ведущими
организациями по разработке систем и пакетов интерпретации данных сейсморазведки в России
являются Центральная геофизическая экспедиция (ЦГЭ), и научно - исследовательский институт
ВНИИгеофизика (т. Москва). В настоящее время основными отечественными интерпретационными
сейсмическими системами являются системы ИНПРЕСС, DVln ИнтерСЕЙС,
Система ИНПРЕСС (авторы А.ГАеербух и А*ИЛраповал ЦГЭ) предназначена для
интерпретации данных сейсморазведки на этапе поисков ловушек углеводородов, разведке
месторождений и построении геологических моделей резервуаров
Система ИНПРЕСС позволяет выполнять:
- интерпретацию сейсмических данных 2D и 3D, а также проводить совместную
интерпретацию данных сейсморазведки и бурения При этом в системе выполняется корреляция
сейсмических или геологических границ, выявление и трассирование разломов по картам наклонов
границ и на основе анализа куба деструкции, проводится совмещение сейсмических материалов и
144
данных скважин во временном или глубинном масштабах, палеореконструкция и интерпретация по
палеоразрезам и палеокубам, построение интегрированных геологических разрезов по структурным
картам и данным скважин, определяются сейсмические атрибуты, выполняется инверсия сейсмических
амплитуд в акустические жесткости, реализуется выявление и оконтуривание сейсмофаций, обеспечены
возможности дообработки сейсмических материалов;
-картирование, оконтуривание и оценку точности построения. Система ИНПРЕСС позволяет
выполнять математические и логические операции с картами и контурами;
-построение интегрированных трехмерных геологических моделей. По картам глубин границ и
картам толщин пластов может осуществляться формирование структурной модели, на основе
интегрирования данных бурения и сейсморазведки выполняется построение петрофизической модели.
Результаты представляются в виде набора карг и виде трехмерной цифровой сеточной модели;
-математическое сейсмическое моделирование для стратиграфической привязки отражений и
оценки петрофизической информативности сейсмических атрибутов. Выполняется формирование
акустических моделей, коррекция данных акустического каротажа по годографам сейсмокаротажа,
оценка формы сейсмического импульса, расчет синтетических трасс и синтетических сейсмограмм,
оценка статистических связей между изменениями свойств горных пород и изменениями сейсмических
атрибутов;
-визуализацию результатов интерпретации на плоттере или принтере;
-связь с другими системами: предусмотрен экспорт и импорт данных для систем СЦС-3, СУ/С-5,
CHARISMA, ProMAX и др.
Система может функционировать на рабочих станциях с оперативной памятью не менее-128 Мб
и с жестким диском - более 2 Гб, При этом в рамках одного рабочего проекта обеспечивается
возможность ввода 1000 профилей или 1000000 трасс, корреляции 100 горизонтов, построения 100 карт.
Система работает с базой данных, под которую рекомендуется выделять специальную рабочую станцию
- файл-сервер. Предусмотрена работа в локальной сети.
Система DV1 (Dinamic Visualisation - динамическая визуализация) разработана в ЦГЭ под
руководством А С Кашика и содержит в своем составе ряд пакетов. Пакет DVl-Analyser является
гибким итеракгивным инсгрументом для детального анализа и интерпретации трехмерных геолого -
геофизических данных. Он обеспечивает решение следующих задач:
-работу с сейсмическими кубами данных формата SEGY,
- получение любых видов слайсов в реальном масштабе времени;
- ручное и автоматическое прослеживапие временных горизонтов, получение карт изохрон:
- интерпретацию нарушений;
- трассирование сложных геологических элементов путем нанесения меток и назначения пути
анализа по произвольно выбранной траектории внутри куба;
-работу с ломаными и "композиционными" профилями;
- получение кубов атрибутов параметров (мгновенные фазы, амплитуды, частоты);
- комплексную интерпретацию данных сейсморазведки и ТИС (геосейсмическое моделирование,
совместный анализ, визуализация каротажных кривых);
- выполнение седиментационного анализа;
- проведение палеореконструщгш и палеотектонического анализа;
-навигацию по географическим картам;
- получение твердых копий гяображений*
DVl-Analyser предоставляет интерпретаторам возможность одновременной работы в нескольких
окнах. На двухэкранных рабочих сганциях окна могут размещаться на разных экранах. В качестве
пакета картопостроения используются средства системы ИНПРЕСС-3* Пакет DVl-Analyser позволяет
работать одновременно с несколькими кубами (до 16 кубов), относящимися к одному пространству
(рис.9.7),
Пакет DVl-Analyser поддерживает работу с сейсмическими данными любых форматов SEG Y,
СЦС-3, СЦС-5 и др., обеспечивает возможности экспорта - импорта объектов интерпретации в другие
интерпретационные системы через специальный интерфейс. Он может использоваться на рабочих
станциях SUN SPARK, RISK 6000, Silicon Graphics. Имеется также вариант пакета для работы в
операционной системе Windows NT на персональных компьютерах. В сетевом варианте пакет DV1
145
472
600
Куб
псевдоакустики
(регулярный слайс)
Временной куб
(произвольно-ориентированный
слайс)
15G4
350
1564
1960
Временной куб
(регулярный слайс)
^ Временной куб
(произвольный слайс)
670 350
Х=59Б Y*536 "MS64
Поверхность
горизонта
Рис.9,7«Пример совместной визуализации результатов интерпретации по нескольким кубам сейсмических
данных (временной куб, кубпсевдоакустаки) в системе/)VI
обеспечивает одновременный доступ к одним и тем же объектам интерпретации с разных рабочих
станций и персональных компьютеров без изменения формата данных.
В рамках системы DV1 разрабатываются и реализуются многие новые отечественные технологии
интерпретации данных сейсморазведки и ГИС. Одной из них является комплекс обработки и
интерпретации сейсмических данных^ основанный на оценке относительных параметров напряженного
состояния горных пород (ДФМ - технология, JB. В. Писецкип). Этот метод ипвероии сейсмических
атрибутов позволяет увеличить надежность определения местоположения ловушек нефти в изучаемом
разрезе. В качестве примера на рис.9.8 показан разрез напряжений, полученный по технологии ДФМ> по
одному из сейсмических профилей в Татарстане. Блок В12 отличается наличием большого числа зон с
аномально низким горным давлением. В блоке Blj таких зон немного, а пробуренные скважины А,В и С
имеют небольшую продуктивность. По результатам анализа автором сделан вывод о более высокой
перспективности структур в пределах, блока JW*.
Среди зарубежных интерпретационных систем, которые сегодня используются в том или ином
объеме в России, следует назвать следующие: IESX (фирма Shiumberger), САЕХ (фирма Landmark
Graphics, Halliburton), GeoDepth (компания Paradigm Geophysical) и IntegralPlus (компания
Petrosystems, CGG).
Эти системы нацелены не только на получение информации о структурных особенностях
изучаемого объекта, но и на изучение физико-геологических параметров залежей углеводородов
(параметров резервуара). Они имеют широкие функциональные возможности и могут использоваться
для интерпретации данных сейсморазведки на всех стадиях геологоразведочного процесса. Все они
предназначены для работы на рабочих станциях типа IBM RISC 6000, SP2, SUN SPARC, SGI.
Система IESX разработана компанией GeoQuest, вошедшей впоследствии в состав фирмы
Shiwnberger. Первще варианты интерпретационной системы IES (Interactive Exploration System)
появились в 1984г. Позднее фирма GeoQuest создала новую версию интерпретационной системы -IESX,
более четко ориентированную на интерпретацию данных 3D, с более удобной базой данных,
146
Рис.9.8.РезультатыДФМ преобразования глубинного разреза по одному из
сейсмических профилей на восточном склоне Южно-Татарского свода.
Видец контакт двух блоков ВЦ и В12
с различной динамической активностью
содержащей картографи-
картографические проекции и
улучшенные средства
ризуализацин. Интерпрета-
Интерпретационные пакеты IES и IESX
отличаются полнотой
набора интерпретационных
процедур, а также тем, что в
этих пакетах воплощена
идеология интеграции
данных* упрощающая
использование прикладных
программ разных
разработчиков. В системе
имеются 2D/3D процедуры
корреляции горизонтов и
прослеживания сбросов,
поддерживаемые графичес-
графически, а также пакет увязки
данных разных лет.
Система САЕК -
продукция фирмы Landmark
Graphics Corp>(Hattiburton).
Сейчас эта система,
существенно обновленная,
поддерживает обработку
данных (используя
РгоМАХ) и кинематическую интерпретацию материалов сейсморазведки и ГИС - корреляцию
горизонтов и сбросов, увязку сейсмических данных и данных ГИС, преобразование времен в глубины и
др. В 1995 г. был создан еще один вариант - система С ARM (Computer-Aided Reservoir Management). Она
поддерживает обработку и сводную интерпретацию ГИС} планирование объемов бурения, позволяет
создавать геологическую модель резервуаров, выполнять динамическое моделирование резервуаров,
проводить экономический анализ и прогнозирование.
Система САЕК отличается следующими особенностями:
- работа интерпретатора проходит в Open Works - программной среде, упрощающей
интеграцию программ разных разработчиков;
- система охватывает весьма широкий спектр задцч - от стандартной интерпретации материалов
сейсморазведки 2D/3D до моделирования резервуаров и экономического анализа проектов
эксплуатации;
• в системе реализованы наиболее современные эффективные алгоритмические и технологические
решения в пределах основных прикладных пакетов.
Система GeoDepth является собственностью компании Paradigm Geophysical. Она разработана в
начале 90-х гг. и отличается от двух вышеназванных систем тем, что является связующим звеном между
обработкой и определением характеристик резервуара. Объединяет в единый процесс заключительные
стадии обработки и геологическую интерпретацию. Система рассчитана и на использование в
мультипроцессорном комплексе Origin2000. Система GeoDepth отличается быстротой подбора
скоростной модели, возможностью выполнения глубинной миграции до суммирования и после
суммирования. На всех стадиях обработки и интерпретации предусмотрено использование
десуммированных данных ОГТ, что существенно повышает информативность результатов благодаря
технологиям, принципиально невыполнимым в рамках традиционного подхода, который базируется на
суммированных данных. В данной системе реализованы:
-Modenupoeamle и построение изображений в области глубин]
-специальные приемы построения сложных структур, обусловленных солевой и/или блоковой
тектоникой;
147
-процедуры распознавания аномалий глубинного скоростного разреза, обусловленных
малоамплитудными структурами;
-распознавание аномалий структурной макромодели, обусловленных недоучетом
неоднородностей верхней части разреза (ВЧР);
- 2D/3D глубинная (с учетом преломлений) миграция до суммирования;
-томографическая коррекция глубинно - скоростной модели;
-построение 3D глубинно - скоростной модели по 3D данным или сети 2D профилей;
- A VO - анализ и соответствующая коррекция амплитуд, построение разреза по псевдопоперечным
волнам, оценка отношения Vs/ Vp.
Близкой к названным трем системам по функциональной полноте и степени интефации является
система IntegralPlus, разработанная компанией Petrosystems. Система integralPlus имеет
интегрированную базу данных (БД), стандартную сейсмическую 2D/3D интерпретацию, пакеты анализа
данных ГИС, картопостроения, моделирования резервуаров и геологического моделирования.
Подводя итог вышесказанному, можно отмстить, что все рассмотренные отечественные и
зарубежные системы интерпретации данных сейсморазведки и ГИС могут применяться практически на
всех типах рабочих станций. Все системы отличает многочисленность входящих в их состав процедур и
широкий круг решаемых задач. В настоящее время во многих из них происходит освоение области
пространственных представлений результатов интерпретации. Делается акцент на работу с
несуммированными данными на стадиях обработки, построения изображений и интерпретации. Широко
развиты методы сейсмостратиграфической интерпретации. В системах интерпретации находят свою
реализацию операции построения статической модели резервуара и флюидодинамическое
моделирование. Основные тенденции развития сейсмических интерпретационных систем - это усиление
интеграции, совершенствование процедур оперирования данными (от скорости ввода — вывода -
хранения до сетевой телекоммуникации), повышение эффективности способов изображения 3D
объектов. Развиваются и методы решения прикладных задач: средства построения корректных 3D
изображений, анализ миграционных скоростей, повышение достоверности оценки пористости,
разработка приемов оценки проницаемости и мощности нефте - и газонасыщенных пластов в
межскважинном пространстве и т.д. По результа!ам Э1апа обработки и интерпречатщи всегда
производят общую оценку результативности сейсморазведочных работ на любом объекте. И от того, как
качественно и эффективно выполнена интерпретация полученных материалов, зависит очень многое.
Поэтому на этапе интерпретации не следует экономить время и ресурсы. Эти затраты непременно
окупятся за счет хорошей профессиональной репутации фирмы. В заключение для примера отметим, что
стоимость выполнения этапа обработки (в процентах от общей стоимости всех сейсморазведочных
работ по оценкам 1С Линера для 3D сейсморазведки в США) составляет примерно 15-20 %, а стоимость
этапа интерпретации может достигать 25 % от общих затрат. В России аналогичные показатели пока, к
сожалению, заметно ниже.
Вопросы для самопроверки
1. Поясните состав типичного графа обработки наземных сейсмических наблюдений.
2. Какими процедурами расширяется типичный граф обработки?
3. В чем заключается различие между обработкой данных 2D и 3D1
4. В чем заключается принципиальное отличие в составе обработки данных морской
сейсморазведки?
5. Какие задачи ставятся при интерпретации сейсмических данных?
6. Перечислите последовательность операций, обычно входящих в состав сейсмической
интерпретации.
7. Опишите современные средства вычислительной техники, которые применяются при
обработке сейсмической информации.
8. Назовите основные отечественные обрабатывающие сейсмические системы.
9. Перечислите главные обрабатывающие системы зарубежных фирм, используемые в настоящее
время в России.
10. Охарактеризуйте основные отечественные системы интерпретации данных сейсморазведки.
11. Дайте краткое описание основных зарубежных систем интерпретации сейсмических данных.
12. Опишите основные операции, выполняемые в интерпретационных пакетах системы Focus.
148
10. ПОИСКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
10.1. Основные типы ловушек залежей углеводородов
Наиболее признанной в среде геологов гипотезой образования нефти и газа является
органическая гипотеза, согласно которой нефть образуется в результате разложения и последующего
захоронения веществ растительного и животного происхождения на участках медленного погружения
среды. Эти участки обычно располагаются в море или вдоль его побережья, в прибрежных лагунах или
болотах, иногда в озерах или внутри континентальных водоемов. Со временем, по мере того, как эта
территория продолжает медленно опускаться, органогенные материалы погружаются все глубже и,
следовательно, подвергаются воздейс!вию все более высоких температур и давлений. В конце процесса
преобразований химические изменения приводят к образованию нефти - сложной и разнообразной по
составу смеси углеводородов, включающей как жидкие, так и газообразные составляющие. Нормальные
термодинамические условия для формирования жидкой нефти достигаются на глубинах 1.5-3 км. На
глубинах З-б км коллекторы преимущественно содержат газ, а не нефть. Нефть собирается в поровом
пространстве материнской породы или в породе, непосредственно примыкающей к материнской.
Проницаемость пород позволяет газу, нефти и воде частично разделяться вследствие различных
плотностей. Нефть и газ стремятся подняться вверх и, в конце концов, могут достигнугь поверхности
земли, если не встретят какого-либо барьера, который остановит направленную вверх миграцию
углеводородов. При наличии барьера в геологической среде образуются ловушки углеводородов. Под
ловушкой углеводородов понимается часть природного резервуара или весь резервуар в случае его
определенной локализации, в которой существуют усчовия для аккумуляции и консервации нефти и
газа Природный резервуар всегда рассматривается как обязательное благоприятное сочетание
коллектора с флюидоупорачи. Обычно ловушка образуется в случае наличия пористости и
проницаемости пласта, перекрытого непроницаемым пластом. Типы ловушек углеводородов
многообразны. Наиболее распространенным типом ловушки являются антиклинальные ловушки
Нефть и природный газ могут накапливаться в коллекторе антиклинали до тех пор, пока антиклиналь не
заполнится до уровня максимального
пополнения. Изогипса, проведенная через
этот уровень, называется контуром
замыкания. Расстояние по вертикали
между уровнем максимального
наполнения структуры и наивысшей
точкой антиклинали называют высотой
(амплитудой) структуры (рис ЮЛ).
Количество нефти, которое может
аккумулировать ловушка, зависит от
высоты (амплитуды) складки, площади
контура замыкания, мощности и
пористости пластов-коллекторов
Вся история выполнения
сейсморазведочных работ с целью
обнаружения месторождений
углеводородов свидетельствует о
достаточно успешном решении этой
задачи на основе идеи поиска
антиклинальных ловушек нефти и газа. Поэтому основным результатом сейсморазведочных работ
являются структурные карты по тем или иным целевым горизонтам Основой для составления таких
карт, как правило, являются временные сейсмические разрезы по отдельным профилям, секущим
данную антиклинальную структуру. В качестве примера отражения антиклинальной структуры в
волновом сейсмическом поле приводится временной разрез, показанный на рис. 10.2. К настоящему
времени в антиклинальных структурах, как известно, сосредоточено более 85% всех выявленных запасов
углеводородов Однако фонд не выявленных антиклинальных поднятий, как показывает практика работ,
*М
РисЛ 0 Л .Основные элементы антиклинальной
ловушки углеводородов:
1 - породы—коллектора: 2 - непроницаемые породы;
3 - газонефтяной контакт (ГИК); 4 - водонефтяной контакт (ВИК);
5-уровень максимального наполнения структуры
149
1 Km
РисЛ0.2_Пример отражения антиклинальной структуры на временном разрезе
в большинстве районов практически исчерпан. Поэтому надоеды на обнаружение новых залежей
углеводородов большинство геологов - нефтяников в настоящее время уже связывают с поиском
неаптиклшальных ловушек
Неантиклипальиые ловушки, в отличие от антиклинальных ловушек, образованных
антиклинальными перегибами резервуара, имеют более сложное строение и генетически взаимосвязаны
с определенными геологическими образованиями. Существование взаимосвязей неантиклинальных
ловушек с определенными геологическими образованиями позволяет использовать общий подход к
ловушкам и геологическим объектам для выяснения их генетической принадлежности. При этом, в
соответствии с основными направлениями историко-геояогического анализа, могут быть рассмотрены
пять основных генетических групп неантиклиналъных доеушеку связанных с различными
геологическими образованиями: стратиграфическими, тектоническими, постседиментационнылш
нетектоническими, палеогеографическими и палеогеоморфологическими (табл. 10.1)
Таблица 10.1.
Геологические образования, генетически связанные с зонами возможного распространения
неантиклинальных ловушек, локальными неантиклинальными объектами,
неатиклинальными ловушками нефти и газа
С гратиграфические
образования
С гратиграфическое
несогласие.
Выклинивающиеся
тела.
Линзовидные
тела.
Псевдоантиклннали.
Несогласные
перекрытия.
Тектонические
образования
Разрывы
Горсты.
грабены.
Блоки
Зоны смятия
Зоны
разуплотнения.
Постседиментационные
нетектонические
образования
Диалиры.
Структуры облекания.
Тела дифференциро-
дифференцированного уплотнения и
разуплотнения
Карст.
Палеогео-
Палеогеографические
образования
Цитологическое
замещение
Консидементацион-
ные образования,
контролируемые
поднятиями,
разрывами
Палеогеоморфологические
образования
Аккумулятивные формы
поднятий: рифы, бары, валы.
Эрозионные формы поднятий
останцы палеорельефа.
Аккумулятивные формы
подножий склонов: конусы
выноса.
Аккумулятивные формы впадин*
одиночные рифы, турбидные
конусы выноса, озерцо-болотные
образования
Эрозиошю-аккумулятнвные
формы впадин: каналы, русла,
эрозионные поверхности
турбидных потоков.
Гравитационные формы
подножий склонов: обрушения,
оползни, олистостромы.
150
Эти геологические образования, будучи обнаруженными на сейсмических записях, на
последующих этапах сейсморазведочных работ анализируются с точки зрения наличия в них
резервуаров. Проводится оценка их роли в качестве барьеров и ловушек на путях миграции
углеводородов. Прогнозирование локальных перспективных объектов по данным
сейсмостратиграфического анализа предусматривает оценку геологических образований с позиций:
- возможности существования локальной ловушки углеводородов;
- благоприятного пространственного соотношения перспективных объектов с тектонически-
мобильными участками и зонами нефтегазоносности;
- оптимального временного соотношения между формированием объектов и зон
нефтегазогенерации;
- благоприятных условий для образования залежей
С точки зрения перспектив нахождения залежей углеводородов, наиболее благоприятным
считается такое пространственное положения объектов, когда они попадают в контур зоны
нефтегазогенерации и, одновременно, приурочены к тектонически-мобильным участкам. Это
выясняют на региональном этапе исследований, когда прогнозируются основные черты
нефтегазоносности разреза, а также интервалы и зоны разреза, перспективные для обнаружения
локальных неантиклинальных объектов. В отдельных случаях при этом удается также наметить
возможное местонахождение крупных локальных неантаклинальных объектов. Поскольку на этом этапе
используются обычно отдельные сейсмические разрезы, пространственные формы, внутреннее строение
и структурное положение локальных неантиклинальных объектов выяснить не удается. Поэтому
локальные объекты на региональном этапе выделяются лишь как перспективные объекты для их
последующей детализации. На этапе детальных работ выполняется изучение строения локальных
иеантиклинальных объектов и прогнозируется наличие в них ловушек углеводородов В большинстве
случаев оценка перспективности нефтегазоиосности прогнозируемых ловушек осуществляется по
косвенным признакам. При этом основную информацию об оценке нефтегазоносности разреза получают
по данным региональных исследований. В отдельных» наиболее благоприятных, случаях на
сейсмических разрезах интерпретатору удается обнаружить прямые признаки наличия в разрезе залежей
углеводородов: газо-водяные контакты, признаки газовых шапок, следы утечки газа из ловушек и т.п.
Среди большого многообразия
неантиклинальных ловушек чаще всего
интерес с точки зрения обнаружения
залежей углеводородов представляют
следующие виды ловушек:
стратиграфические несогласия; зоны
выклинивания; горсты и грабены;
диапиры; рифы и бары; конусы
выноса.
В природе особенно широко
распространены так называемые
стратиграфические ловушки, в
которых проницаемые пласты
постепенно переходят в непроницаемые
пласты (рис. 10.3). На этом же рисунке
показаны ловушки углового несогласия,
которые могут образовываться при
несогласном налегании проницаемых
пластов или при срезе пластов эрозией
па поверхности несогласия. Ловушки
для нефти и газа могут образовываться
также в пластах, осложненных
сбросами и надвигами. Естественно,
что нефть и газ могут накапливаться в
таких структурах если существует
замыкание .' направлю,
Рис 10.3 Стратиграфические ловушки углеводородов,
связанные с
а" взбРоса*и> б - надвигами, в - изменением проницаемости
151
Af
а
Рис. 10.4 Ловушки углеводородов, связанные с:
а - рифами: 6 - соляными куполами, 1 - пористые известняки;
2 - пористые песчаники, 3 —углеводороды
параллельном сбросу.
Ловушки рифовые,
сложенные пористыми
известняками, также
достаточно часто оказываются
ловушками углеводородов
(рис.ЮДа). Области развития
солянокуполъных структур
весьма часто оказываются
перспективными районами на
поиски залежей
углеводородов. В процессе
роста соляной купол изгибает
осадочные слои, создает
сбросы и влияет на характер
напластования. В результате
над куполом, вокруг него или
в пустотах каменной шляпы
могут возникать ловушки за
счет обращенных наклонов слоев, сбросов, угловых несогласий или стратиграфических изменений
(рис.10.4,б). Кстати, именно вблизи открытого впервые сейсмическим методом преломленных волн
соляного'купола Орчард {США, 1924) была найдена нефть.
10.2. Этапы и стадии поисков залежей углеводородов
Прогноз наличия неантиклинальных ловушек является конечным результатом интерпретации
большинства современных сейсморазведочных работ. Для этого выполняется серьезный историко-
геологический анализ всех имеющихся материалов. Наиболее оффективной методикой такого анализа
является сейсмостратиграфический аналю. Характерной особенностью этого анализа является
широкое использование в качестве базовой информации, полученной в результате анализа рисунка
сейсмической записи. Дополняя сейсмостратиграфический анализ историко-геологическтш и
нефтегеологическими этапами интерпретации, получают логически связанную систему анализа
материалов сейсмической разведки с целью прогноза перспективных зон и залежей нефти и газа в
ловушках неантиклинального типа. Представление о предмете анализа каждого этапа и получаемых
результатах можно видеть на схеме, приводимой на рис. 10.5
Основными понятиями сейсмостратшрафического анализа являются понятия
сейсмофациалъного комплекса (СФК) и сейсмофацш (СФ). Сейсмофациальный комплекс - это
изображение на полученном временном сейсмическом разрезе всего осадочного комплекса пород или
его части, соответствующей отдельным фазам тектонического мегацикла развития нефтегазоносных
бассейнов. Обычно границами СФК являются несогласия, нередко - эрозионные поверхности, которым,
как правило, соответствуют наиболее интенсивные непрерывные отражения. Схематическое
изображение границ сейсмических комплексов показано на рис. 10.6. Анализ формы и внутреннего
строения СФК является основной задачей интерпретации данных региональных сейсмических
исследований.
При детальных сейсмических работах основное внимание интерпретатор концентрирует на
анализе сейсмических фаций. Сейсмическая фация (СФ) - это часть СФК грехмерного пространства,
отображенная в сейсмическом волновом поле, характеризующаяся определенными опознавательными
признаками сейсмической записи и отличающаяся по внешнему облику от соседних сейсмофациальных
единиц. В качестве отличительных признаков сейсмической записи используют: общий рисунок записи,
конфигурацию осей синфазности, частотные свойства записи, интервальные скорости и др. На
начальном этапе выделения сейсмофацш в составе СФК обычно используют только изображение
совокупности всех осей синфазности.
152
СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
Анализ рисунка сейсмической записи и выделение
сейсмических комплексов и фаций, выяснение их
соотношений с лито- и биос грат играфическими
подразделениями разреза
ВЫЯСНЕНИЕ СТРОЕНИЯ РАЗРЕЗА
ВЫДЕЛЕНИЕ РАНГОВОЙ СИСТЕМЫ
СЕЙСМОСТРАТИГРАФИЧЕСКИХ
ПОДРАЗДЕЛЕНИЙ
ИСТОРИКО - ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
СЕЙСМОТЕКТОНИЧЕСКИЙ
Анализ ci роения и
закономерностей чередования
в разрезе сейсмических
комплексов
Выявление особенностей
сейсмической записи,
связанных с режимом
погружения, тектоническими
циклами, складчатыми и
разрывными дислокациями и
др.
ВЫЯСНЕНИЕ
ТЕКТОНИЧЕСКИХ
УСЛОВИЙ
ФОРМИРОВАНИЯ РАЗРЕЗА
СЕИСМОПАЛЕО-
ГЕОГРАФИЧЕСКИЙ
Анализ элементов строения
сейсмических комплексов —
сейсмических фаций и их
соотношений в разрезе.
Выявление особенностей
сейсмической записи,
связанных с обстановками
осадкоиако1 гления,
эвстатическими
колебаниями уровня моря,
направлением привнося
обломочного материала и
ДР-
ВЫЯСНЕНИЕ
ПАЛЕОГЕОГРАФИЧЕСКИХ
УСЛОВИИ
ОСАДКОНАКОПЛЕНИЛ
СЕИСМОПАЛЕО-
ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИЙ
Анализ палеорельефа
границ и морфология
сейсмических комплексов и
фаций.
Выявление особенностей
сейсмической записи,
связанных с формами
палеорельефа: выступами,
впадинами, склонами,
врезами, постройками и др
ВЫЯСНЕНИЕ СТРОЕНИЯ
РЕЛЬЕФА, ФОРМ И
ГЕНЕЗИСА
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ТЕЛ
ИСТОРИКО - ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАЗРЕЗА
т
НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКИИ АНАЛИЗ
Анализ историко-геологической
модели с целью прогноза
нефтегазоматеринских чолщ, зон
нефтегазогенерации, условий
миграции и др.
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РАЗРЕЗА
Анализ исюрико-гсологической
модели с целью прогноза
коллекторов и экранов
ПРОГНОЗ ЛОВУШЕК
НЕАНТИКЛИНАЛЬНОГО ТИПА
ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН И ЗАЛЕЖЕЙ FffiOTH И ГАЗА В
ЛОВУШКАХ НЕАНТИКЛИНАЛЬНОГО ТИПА
РисЛ0.5. Схема историко-геологического анализа
1 Эрозионный срез
2 Кровельное
прилегание
3 Согласие
Рис.10,6.Условная структура границ
сейсмофациальных комплексов:
а - соотношения в кровле рассматриваемого комплекса,
б - соотношения в подошве комплекса
Л. Налегание
2 Прилегание
3. Согласие
153
1
В качестве примера на рис.10.7 даны условные изображения структуры осей синфазноста для
ряда наблюдаемых в практике сейсмической разведки сейсмических фаций. Среди сейсмических фации,
- " с которыми во многих нефтегазоносных провинциях
связаны крупные запасы углеводородов, особо важную
роль играют косослонстые сейсмофаций. Они
отражают процесс бокового наращивания осадочных
толщ, что характерно для относительно глубоководных
бассейнов. Погружающиеся в одном направлении
седиментационные поверхности принято называть
клиноформами. Схематично типичные виды
сейсмического рисунка клиноформных сейсмофаций
показаны на рис. 10.8. Структура волнового поля,
характеризующая рисунок сейсмической записи
сейсмофаций, определенным образом связана со
свойствами пород, слагающих данную часть
геологического разреза. Опыт проведения
8
РисЛОЛ.Типичный внешний облик осей
синфазности для некоторых видов
сейсмических фаций:
1 - параллельный; 2 - субпараляельный, 3 -
волнистый; 4 - бугристо - волнистый; 5 -
лигаовидный; 6-е разрывами; 7 - расходящийся; 8 -
отсутствие отражений, 9 - хаотичный: 10 -
холмистый
А
Рис.10.8.Клиноформные сейсмофаций осадочных
комплексов:
а - сигмовидные; б - тангенциальные; в - параллельные;
г - сигмовидно - косослоистые; д - черепитчатые
сейсмостратиграфического анализа по большинству нефтегазоносных провинций позволил установить
определенную геологическую информативность некоторых параметров сейсмической записи
(табл.10.2).
При проведении сейсмостратиграфической интерпретации данных сейсмической разведки
обычно придерживаются некоторой этапности Графическое изображение этой этапности дано на
рис. 10.9. Анализ структуры сейсмофаций и сейсмокомплексов в целом позволяет понять и
прогнозировать особенности тектонического режима осадконакотения, постседиментационных и
палеогеографических условий формирования разреза
В новых нефгегазоперспективных районах сейсморазведка, совместно с другими
геофизическими методами, вначале используется для решения региональных геологических задач по
изучению основных черт и особенностей глубинного геологического строения отдельных районов,
участков или площадей нефтегазоносных провинций. На первой стадии регионального этапа
геологоразведочных работ - стадии прогноза нефтегазопосности - сейсмический метод разведки
позволяет:
- изучить рельеф поверхности и внутреннего строения фундамента, определить мощность
осадочной толщи;
- разделить осадочный чехол на литолого-стратиграфические и/или сеисмофациальные
комплексы (СФК);
154
- выявить структурно - фациалъные и литолого-фациальные зоны (сейсмофации - СФ) внутри
литолого - стратиграфических комплексов;
- выделить и проследить по площади распространение нефтегазоносных комплексов.
Таблица 10.2
Параметры сейсмической записи, используемые в сейсмостратиграфии,
и их геологическое толкование
Параметры, характеризующие
сейсмические фации
Конфигурация отражений
Непрерывность отражений
Амплитуда отражений
Частота отраженных волн
Интервальная скорость
Геометрическая форма сейсмической
фациальной единицы и ее расположение
относительно других фациальных единиц
Геологическая информативность
Характер напластования
Процессы осадконакопления
Эрозия и палеорельеф
Контакты разных флюидов в пласте
Непрерывность пластов
Процессы осадконакопления
Соотношение значений скорости и плотности
Расположение пластов относительно друг друга
Тип насыщающего флюида
Мощность пластов
Тип насыщенного флюида
Цитологический состав
Коэффициент пористости
Тип насыщающего флюида
Региональная обстановка осадконакопления
Источник осадочного материала
Геологические условия осадконакопления
На второй стадии региональных работ - стадии оценки зон нефтегазонакопления - с
помощью сейсморазведки.
- выделяют крупные антиклинальные ловушки,
- локализуют зоны возможного наличия неантиклинальных ловушек (зоны выклинивания, рифы,
солянокупольные структуры и т п.);
- дают количественную оценку перспектив нефтегазоносности.
!этап
Геологические
карты
Сейсмические
разрезы
Данные бурения
U этап
Структурный
анализ
Анализ
сейсмических
комплексов
'Шэтап'
Сейсмофациальный
анализ
Интерпретация и
рекомендации
Рис Л 0 9, Схема последовательности этапов стратиграфической интерпретации сейсмических данных
1 - преобразование всех геологических данных в форму, приемлемую для сопоставления с результатами
сейсморазведки: 2 - анализ сейсмофациальных комплексов; 3 - анализ сейсмофаций
На поисковом этапе геологоразведочного процесса сейсмические работы вначале проводят на
стадии выявления объектов На этой стадии исследуются районы с установленной или возможной
нефггегазоносностью, где по результатам предшествующих работ предполагается наличие ловушек того
155
или иного типа, т.е. имеется прогноз месторождения, его глубины залегания и типа ловушки. При этом
обычно с помощью сейсморазведки осуществляют:
- выявление антиклинальных структур;
- обнаружение неантиклинальных ловушек, связанных с наличием латерального экрана;
- выявление неантиклинальных ловушек, связанных с ограничением коллектора;
- локальный прогноз нефтегазоносное™.
На стадии подготовки объектов к поисковому бурению в последнее время затрачивается более
80% объемов сейсморазведочных работ. Основными геологическими задачами, решаемыми с помощью
сейсморазведки, на этой стадии поискового этапа геологоразведочного процесса являются:
- подготовка структур;
- прогноз литологии, коллекторских свойств и нефтегазоносности;
- определение вероятных запасов и рекомендации по заложению поисковых скважин.
На разведочном этапе геологоразведочного процесса с помощью сейсморазведки решают
целый ряд сложных задач, связанных с:
- изучением пространственного строения залежей и составлением их трехмерных изображений;
- формированием пространственной модели резервуара и распределения его свойств;
- анализом динамики процесса изменения формы залежи в процессе ее эксплуатации путем
сравнительного изучения повторяющихся во времени материалов детальной трехмерной съемки.
Основная цель сейсмических работ на нефть и газ состоит в выявлении и картировании структур,
которые могут быть ловушками. Однако следует непременно помнить, что многие структуры,
образующие превосходные ловушки, нередко по разным причинам могут не содержать нефти или газа.
Поэтому при сейсмических работах всегда дополни!ельно перед геофизиками ставят задачу прямого
обнаружения залежей нефти и газа в картируемых структурах.
103. Примеры применения сейсмической разведки при поисках
и разведке залежей углеводородов
В качестве примера применения сейсмической разведки на стадии прогноза нефтегазоносности
регионального этапа геологоразведочных работ на рис.10 10 приведен временной сейсмический разрез
25 50 . 15 100 125 150 ПК
Рис. 10. Ю.Временной сейсмический разрез по профилю, секущему бортовую зону Прикаспийской впадины
156
по профилю, секущему бортовую зону Прикаспийской впадины в пределах Волгоградской области. Из
данного рисунка можно получить полное представление о геологическом строении западного борта
Прикаспийской впадины и характере перехода от Русской платформы к впадине. Здесь отчетливо видно
погружение осадочных толщ во впадину, изменение их мощностей^ начало формирования
солянокупольной тектоники. На времешюм разрезе отчетливо прослеживается Отражающая граница в
надсолевом комплексе, включающем триасовые и лермские осадки. Очень четко выделяется сброс в
подсолевом комплексе пород в зоне перехода от платформы к впадине (райоп пикета 50). Ясно видно
уменьшение мощности надверейской карбонатной толщи, вплоть до ее почти полного выклинивания.
Прослеживается зона начала формирования соляных куполов (район пикета 125). Хорошо выделяется
подсолевой горизонт 17j Достаточно уверенно отображается характер погружения девонских осадков
(горизонт!)) от склона платформы во впадину.
Глубинный динамический разрез, приводимый на рис.](Ш, весьма ярко и выразительно
освещает геологическое строение восточной части Скифской тиШты (Восточное Предкавказье).
Карпциисхая
La
Болгарский Гдруновская
Суш СеаййуаЕ«
Л
9?й0вай прогиб
Vise. ] 0.13 .Глубинный динамический разрез по одному дз профилей Восточного Предкавказья
Отчетливо видны метаморфические породы фундамента, серия сейсмофациальиых комплексов, крупные
сфуктурные единицы Скифской плиты: вал Карпинского* Манычский прогиб, Прикумская зона
поднятий, Ногайская ступень и Терско - Каспийский передовой прогиб. Сейшостратяграфяческий
анализ дашгых результатов позволил в свое время достаточно эффективно планировать поисковые
работы на нефть и газ.
В качестве примера применения сейсморазведки на второй стадии региональных работ -
стадии оценки зон нефтегазонакопления может служить временной сейсмический разрез, показанный
на рис. 10.12. Он относится к районам платформенного типа со сравнительно спокойным характером
залегания горных породи образуемых ими отражающих границ раздела. На временном дазрезе имеется
мало отражающих горизонтов, отличающихся друг от друга по динамической выразительности и
степени выдержанности. Но среди большого количества отражающих границ выделяются четыре A-4),
наиболее четко выраженные и выдержанные по площади, которые можно ечтать маркирующими tarn
опорными. Если отражающие горизонты 1 и 2 залегают моноклинально с падением в сторону меньших
пикетов профиля, то по более глубоким отражающим горизонтам 3 и 4 в средней части показанного
профиля намечается пологий, но обширный антиклинальный перегиб. Амплитуда перегиба
увеличивается с ростом глубины залегания отражающих горизонтов. В пределах сейсмического
профиля отсутствуют дизъюнктивные нарушения. Такие районы могут быть местами поисков
локальных поднятий относительно небольших размеров па поисковом этапе геологоразведочных работ,
На поисковом этапе геологоразведочного процесса - стадиях выявлений а,бъ$к1пое и ttx
подготовки к поисковому буретао - имеется много интереснь?х примеров выявления объектов той или
157
120 П2 № 15В 168 780 192 204 216 22В 2W 252
if if II 1 ¦ % 1 ft 1
276 288 300 31Z 324 ПК
¦ 14»
Рис.10 12.Фрагмент временного сейсмического разреза, характеризующий
пологое и спокойное залегание осадочной толщи
иной природы Наиболее часто и сравнительно легко с помощью сейсмической разведки выявляются
глинистые и соляные купола.
Глинистые диапиры достаючно широко распространены в ряде геологических провинций. Их
признаками является разрыв регулярных и протяженных осей синфазности, вздернутость вверх их
концов на разрывах, хаотическая ориентация коротких и прерывистых осей синфазности во внутренней
зоне. Все это указывает на внедрение пластических масс снизу. На временном разрезе, приводимом на
рис. 10.13, показан разрез глинисто-грязевого вулкана. Все вышеназванные признаки глинистого
диапира присутствуют в легко опознаваемом виде.
Соляные диапиры могут иметь различную внутреннюю форму:
- локального латерального внедрения (соляные подушки);
- латеральной складчатости без деформации толщ, подстилающих соляные горизонты (соляные
купола);
- локальные субвертикальные соляные штоки (соляные диапиры).
На рис Л 0.14 в центральной части временного сейсмического разреза находится прогиб (мульда)
между двумя куполовидными поднятиями, связанными с соляными куполами. В пределах мульды
наблюдаются протяженные оси синфазности отраженных волн, указывающие на то, что осадочные
горные породы, слагающие мульду, достаточно хорошо выдержаны и тектонически не нарушены.
Соляной шток (купол) в левой части профиля залегает ближе к земной поверхности, чем соляной шток в
правой части профиля. В левой части временного разреза дизъюнктивные нарушения прослеживаются
почти от земной поверхности до отражающих горизонтов на времени прихода 2-3 с. Между пикетами
651 и 723 прослеживается пять очень четких разрывов небольшой амплитуды, радиально расходящихся
от соляного ядра. Само соляное тело находится в левом нижнем углу временного разреза, где
отсутствуют непрерывные и протяженные оси синфазности на времени 1 8 с на ПК 651 и более 3.6 с. на
ПК 683. В правой части временного разреза соляной шток отмечается областью отсутствия
протяженных отражающих горизонтов на временах, больших 3 с. на ПК 843. Залегающие выше осадки
достаточно интенсивно нарушены сбросами, часть из которых прослеживается через всю толщу пород
до земной поверхности (ПК 783 - 843) Вблизи левого крыла штока (ПК 795 - 819) на времени 2.4-2.8 с
отчетливо видны участки выклинивания отдельных пластов.
158
На рисЛ0.15 показаны
два близко расположенных
соляных поднятия, одно из
которых (левое) представляет
собой соляную подушку,, где соль
располагается в интервале
времен от 4.6 с до 5-2 с, а другое
(правое) - представляет соляной
диапир, выходяший на
поверхность моря.
Современный уровень
развития методики и техники
сейсмической разведки
позволяет успешно ставить и
решать задачи по выявлению еще
одного важного вида ловушек
углеводородов - рифогенных
структур С ними связаны
залежи нефти, находящиеся как в
самих рифогенных известняках,
так и в облекающих их более
молодых осадках. На рис.10.16
изображен фрагмент временного
сейсмического разреза по
профилю, пересекающему Ново-
Узыбашевский риф,
расположенный в Акантыш-
Чишлтнскои депрессии Камско-
Кинелъской системы прогибов.
Отражающий горизонт В
залегает в пределах профиля
почти горизонтально
Отражающий горизонт У в
ин гервале п икетов 50-70
образует локальное поднятие
Поднятие с большой амплитудой
вырисовывается по первому
экстремуму записи отражающего
горизонта Т, приуроченного к
терригенной пачке турнейских
известняков Последующие
Рис 10.13 Временной (а) и
геологический (б) разрезы по
профилю, секущему глинистый
диапир (грязевой вулкан)
159
интенсивные экстремумы волнового лакета отражения Т хорошо прослеживаются в левой части разреза
до ПК 50, а в интервале между ЛК 50 и ЯК 70 не прослеживаются вообще, менее четко видны лишь
Ш №
$55 ПК
0,2
7Ь7 75$ 111 ПЗ 7$$ BOi 8W ffi
Рис Л 0Л4.Тшшчный временной разрез в районе развития солянокупольной тектоники
правее ПК 70. Эти особедности йолновой картишД указывают на наличие внутри верхнедевонских
глинистых известняков более плотной и менее слоистой рифовой фации, залегающей между пикетами
РисЛ0Л5.Временной сейсмическ^гй разрез, на котором четко видны два соляных купола.
Левое поднятие - соляная подушка, правое - соляной диапир
160
50 и 70 Располагающийся ниже тела рифа
отражающий горизонт в девонских
терригенных осадках образует ось
синфазности, характеризующуюся
несколько меньшими временами прихода
отраженных волн вследствие того, что
рифогенные известняки являются более
плотными и имеют более высокие
скорости, чем верхнедевонскис глинистые
карбонатные породы нормального
осадочного типа. В районе рифа
наблюдается резкое выклинивание толщи
горных пород, залегающих между
отражающими горизонтами У и Т.
На рис. 10.17 приведен
схематический геологический разрез по
одному из профилей через Быстрыкское
поднятие Татарии. По данным скважин,
вскрывших рифовый массив в
верхнедевонских отложениях, в
перекрывающих его турнейских и
визейских осадках, образующих структуру
Рис. ЮЛ 6 Временной сейсмический разрез по профилю,
пересекающему Ново-Узыбашевский риф в Башкирии
облекания, имеется серия нефтегазонасыщенных пластов. Соответствующий временной разрез
показывает, что горизонты В и У образуют над рифогетшм массивом складку, более четко видимую по
горизонту У Отражающие горизонты в девонских отложениях следятся недостаточно четко.
На рис. ЮЛ 8 приведен участок временного сейсмического разреза по профилю на
Байджановской площади Ставропольского края. На нем достаточно четко прослеживаются
протяженные отражающие горизонты: от отложений нижнего мела (горизонт 1Сп\ юры (горизонт 2Cr j
- J) и верхов триасовых отложений Г. Отражающий горизонт Тг (нижний триас) и залегающие выше и
ниже его горизонты не прослеживаются в пределах ПК 18-28 на времени 2.8 с. и более. На этом
основании .было высказано предположение о нахождении в этом интервале временного разреза
рифового массива Заданная по данным сейсморазведки поисково-разведочная скважина
1Байджановская в интервале глубин 4,25-4.5 км вскрыла рифовый массив нижнетриасового возраста.
При испытании скважины был получен фонтан нефти. Возможно, что неподалеку от Байджановского
рифа имеется другой, расположенный в интервале ПК 40-48, контуры которого не очень четко
просматриваются на этом же временном разрезе.
На рисЛ0.19 показан фрагмент временного сейсмического разреза и вариант его геологической
интерпретации по профилю, расположенному на Молодежном участке Ставропольского края. По
совокупности кинематических и динамических признаков сейсмической записи предполагается наличие
в пределах рассматриваемого профиля трех рифогенных тел в нижнетриасовых отложениях,
залегающих на породах палеозоя (отражающий горизонт Pz) и перекрытых нижнемеловыми (горизонт
2К) и юрскими (горизонт Д) осадками.
В настоящее время основными типами ловушек нефш и газа в западной части Башкирии и
некоторых других районах поисков нефти и газа в европейской части России являются структуры,
связанные с горстовидными разломами и грабенообразными прогибами в породах кристаллического
фундамента и покрывающих их девонских продуктивных толщах. Грабены и горсты являются
достаточно обычными элементами геологического разреза на восточной окраине Русской платформы,
К ним нередко приурочены небольшие залежи углеводородов. Умение их выделять на временных
разрезах - задача высшей степени трудноеги для интерпретаторов. На рис. 10.20 показан фрагмент
временного сейсмического разреза по одному из профилей, секущему Искандеровское нефтяное
месторождение. Сергеевско - Демскш прогиб четко виден на отражающем горизонте Дь менее четко
проявляется в поведении горизонта У, и совершенно не проявился на горизонте В между ПК 20 и 30.
Горстообразное поднятие Игенченское (Башкирия) очень четко проявляется на временном
разрезе по характеру осей синфазности от горизонтов Д} и У (рис. 10.21). По горизонту В наличие
горстообразного поднятия не фиксируется.
161
ЩжШшшШШШШШ
2
РисЛ0.17.Временной сейсмический (а) и
геологический разрез (б) по профилю глубоких
скважин, пересекающих Быстрыкское поднятие в
Татарии, связанное с верхнедевонским рифом:
1 - терригенные породы; 2 - глинистые карбонатные
породы; 3 - рнфогснные карбонатные породы; 4 - залежи
нефти
?3tf
<^jfig^
Рис.10.18 Временной сейсмический разрез по
профилю, расположенному в районе
Байджановского рифа Ставропольского края
Грабенообразные прогибы и
горстообразные поднятия не всегда достаточно
четко отображаются на временных разрезах. Но во
всех случаях наблюдается то или иное осложнение
в динамике прослеживаемых горизонтов,
являющееся результатом изменения условий
интерференции волн на участках разреза,
осложненных дизъюнктивными нарушениями или
криволинейностью границ. При повышении
кратности прослеживания отраженных волн
четкость и надежность выявления таких объектов значительно возрастают.
Особо интересными объектами для поисков месторождений нефти и газа являются
неантиклиналъные ловушки, связанные с ограничением коллекторов по простиранию. Зоны
несогласного залегания пород обычно достаточно четко фиксируются на временных сейсмических
разрезах. В качестве такого примера на рис. 10.22 приведен фрагмент временного разреза по одному из
профилей на побережье Мексиканского залива^ где поверхность несогласия ППм образует сильные
отражения. В зонах примыкания вышележащих пластов нередко обнаруживаются крупные скопления
нефти и газа
162
Крупная поверхность
несогласия "Корсар" в Мексиканском
заливе при детальных
сейсморазведочных работах по
методике ЗД достаточно ярко
отображается на временном
сейсмическом разрезе (рисЛ 0,23),
Сейсморазведочные работы с
использованием наблюдений
высокой кратности открыли новые
возможности по прямым поискам
залежей углеводородов. Особенно
успешно сейсморазведкой решаются
задачи по обнаружению залежей
газообразных углеводородов на
основе методики выделения ''яркого
пятна". Для этого использукпся
временные сейсмические разрезы,
полученные с сохранением
истинного соотношения амплитуд
регистрируемых сигналов
Изменения в скорости
распространения упругих волн,
вызванные появлением в поровом
пространстве породы углеводородов,
часто создают амплитудные
аномалии, ассоциируемые с их
залежами. Поскольку аномалия чаще
всего представляет собой локально
увеличенную амплитуду записи, то
она получила название "яркое
пятно". Однако между этим
индикатором углеводородов и
реальными скоплениями
углеводородов нет простой и
универсальной зависимости- Многие
''яркие nnmHct* вызываются целым
рядом других причин. Влияние
состава поровых флювдов на упругие
свойства существенно выше для
относительно молодых и слабо
консолидированных пород. Именно
поэтому методика обнаружения
залежей углеводородов хорошо
работает в молодых нефтегазоносных
бассейнах, которые, как правило,
располагаются в прибрежной полосе
по окраинам континентов.
Замещение соленой воды
углеводородами почти всегда ведет к
понижению скорости
распространения продольных волн.
Ьсли скорость в перекрывающих
отложениях выше, чем в
заполненном рассолом коллекторе, то
10 20 30 W 50 БО 70 60 ПК
20 30 НО SO
60
70 80Ш
т
Рис ЮЛ 9 Фрагмент временного сейсмического разреза (а)
и вариант его геосейсмяческого истолкования (б) по профилю
на Молодежном участке Прикумского нефтегазового района
Ставропольского края
Рис 10 20 Временной сейсмический разрез по профилю,
пересекающему Сергеевско-Демскый грабенообразпый прогиб
в Башкирии
163
РисЛ0.2ЬХарактер проявления Игенченского
горстовидного поднятия (Башкирия)
на временном сейсмическом разрезе
5К
РисЛ0^2Лроявление поверхности несогласия ЯЯ7 двух осадочных сейсмофадиальных комплексов
на временном сейсмическом разрезе на шельфе Мексиканского залива
РисЛ 0.23 .Проявление поверхности
несогласия "Корсар" на временном
сейсмическом разрезе по одному из
профилей в Мексиканском заливе
164
^r=f3-*r^=e==&te
me
$№¦
шщтшшж^щш
дополнительное понижение скорости у породы - коллектора при заполнении ее углеводородами
увеличивает амплитуду отражений от ее кровли. Это обстоятельство и является причиной
возникновения эффекта "яркого пятна". Наоборот, если перекрывающие отложения имеют меньшие
скорости, чем порода - коллектор, то наличие углеводородов уменьшит контраст и создаст "темное
пятно" Такое явление иногда
может наблюдаться там, где
карбонатный коллектор перекрыт
глинами. В отдельных ситуациях,
когда межфлюидальный контакт
значителен по простиранию, то
могут возникать интенсивные
горизонтальные отражения, которые
принято называть "плоскими
пятнами". Этот признак,
безусловно, является
наиболее
информативным индикатором
углеводородов. Все эти прямые
признаки углеводородов обычно
сопровождаются еше целым рядом
других динамических особенностей
на сейсмических разрезах. Только
совокупность всех благоприятных
признаков позволяет опытному
интерпретатору давать уверенные
рекомендации о местоположении
залежей углеводородов,
В качестве первого примера
на рис Л 0.24 приведен временной
сейсмический разрез, на котором
достаточно четко видна амплитудная
аномалия -"яркое пятноЛ\ связанная
с газовой залежью в песчаниках.
Результаты интерпретации данного
временного разреза крупным планом
показаны на рис Л 0.25. Аналогичный
пример четкого выделения
амплитудной аномалии на временном
сейсмическом разрезе - аномалии
типа "яркого пятна41 - на одном из
профилей в Каспийском море
показан на рис Л 0,26-
Все вышеприведенные
примеры выявления аномалий типа
"яркого пятна'4 относятся к работам
на море, где влияние
неоднородностей ВЧР практически
отсутствует. Однако в настоящее
время уже имеются примеры
успешного выделения таких
РисЛО 24 Характер проявления газовой залежи - аномалии типа
"яркого пятна94 - на временном сейсмическом разрезе по одному из
профилей в Мексиканском затее
Рис Л 0.25.Результаты геосейсмической интерпретации фрагмента
записи временного разреза с аномалией типа "яркого пятна'4,
показанной на рисЛ 0.24
аномалии и по результатам наземных сейсмических работ. На рисЛ0.27 приведен пример выделения на
временном сейсмическом разрезе, полученном с использованием продольных волн (РР), амплитудной
аномалии типа "яркое пятно'3 по одному из профилей Западно - Гречаной площади Западного
Предкавказья- Одновременно этот же профиль был отработан с использованием обменных волн (PS).
При сопоставлении одного и того же интервала глубин разреза обнаружено, что по данным обменных
волн, в соответствии с теорией, этому интервалу глубин соответствует "темное пятно" (рисЛ 0.28).
165
Простралственное совпадение этих признаков является веским аргументом в пользу связи аномалии
типа "яркое пятцо " с газовой залежью.
_ у*
РисЛ0.2б.Пример проявления аномалии типа "яркого пятна" в песчано-пгинистом разрезе по одному го
профилей в Каспийском море
Рис.Ю.27.Времениой сейсмический разрез по профилю 079S19 на Западно -Гречаной площади (Предкавказье),
отработанному с применением продольных отраженных волн типа РР {"яркое пятно")
166
31?
1L00
7300 8075
1000-
гооо-
2500
Irtflfift^^
Рис 10.28,Временной сейсмический разрез по тому же профилю 079819 на Западно - Гречаной площади,
отработанному с применением обменных отраженных волн типа PS ("темное пятно")
На рис 10.29 приведен временной разрез по одному из профилей на Крузенгитериовском газовом
месторождении, Здесь весьма сметливо прослеживается отражение от газо - водяного контакта.
гt 32км
Рис, 10.29-Временной сейсмический разрез по одному из профилей, секущих Крузеиштериовское газовое
.месторождение, с четкой записью отражения от газо - водяного контакта (показано стрелками)
167
Рис ЮЗО.Временной
сейсмический разрез (а) и
вариант его истолкования (б)
для сложно построенного
глинистого разреза
Приведенные выше примеры выделения отдельных геологических структур на временных сейсмических
разрезах достаточно характерны и просты. Большинство реальных геологических структур (объектов) на
временных разрезах отображаются значительно сложнее. Их истолкование требует определенных
навыков и, как правило, продолжительного опыта работы в данной геологической провинции. Во всяком
случае, интерпретатор всегда на основе своих знаний и представлений должен выполнить всесторонний
и полный анализ временных разрезов на предмет выделения в них отдельных сейсмофациальных
комплексов и сейсмофаций, элементов тектоники и усыновления их взаимоотношений. В качестве
примера решения этих задач на рис Л 0.30 приведен временной исходный сейсмический временной
разрез и вариант его геологического исголкования* Как видно из приведенного материала, для такого
истолкования временного разреза необходимы достаточно глубокие знания по геологии района и
некоторые элементы фантазии.
На рис. 10.31 приведен пример стратиграфического расчленения осадочной толщи по
временному разрезу на Салымской площади в Западной Сибири. И в этом случае для принятия такого
решения необходим широкий комплекс знаний по геологии района.
Представление интерпретаторов о сложности геологического строения западной части Баренцева
моря по одному из сейсмических профилей отражено на временном разрезе, показанном на рис. 10.32.
168
гГ5
РисЛ0.31.Фрагмент временного сейсмического разреза по одному из профилей на Салымской площади
Западной Сибири (а) и вариант его геолого - геофизического истолкования (б)
РисЛ 032.Геолого-геофизическая модель разреза но одному из профилей в западной части Баренцева моря
169
Все вышеприведенные многочисленные примеры истолкования временных сейсмических
разрезов должны убелить читателя в том, что грамотное ис юл кование даже хорошо подготовленных
временных сейсмических разрезов требует совокупности знаний из области геологии и геофизики,
опыта работы в данной геологической провинции и умения комплексно учитывать и использовать
совокупность всей имеющейся информации. Приведенные примеры лишь частично демонстрируют
форму проявления многообразных геологических образований в сейсмическом волновом поле. Умение их
обнаруживать на временных разрезах, правильно распознавать и интерпретировать - важнейшая задача
геофизиков - интерпретаторов. Навыки и квалификация в этой области приобретаются многолетней и
кропотливой работой с различными геолого-геофизическими материалами.
Вопросы для самопроверни
1.Назовите основные параметры антиклинальной ловушки углеводородов.
2 Назовите основные благоприятные факторы, способствующие формированию месторождений
углеводородов.
3.Назовите и нарисуйте основные типы ловушек нефти и газа.
4.Перечислите основные генетические группы неангаклинальных ловушек углеводородов.
5.Поясните понятие сейсмофациального комплекса и сейсмической фации.
б.По каким отличительным признакам выделяются на записях сейсмические фации?
7.Какие геологические образования и почему принято называть клиноформами?
8 Перечислите основные задачи, решаемые сейсморазведкой на стадии прогноза
нефтегазоносное™ регионального этапа геологоразведочных работ.
9 Лто решает сейсмическая разведка на стадии оценки зон нефтегазонакопления?
КХКакие задачи решает сейсморазведка на стадии выявления объектов?
1 Щели сейсморазведочных работ на стадии подготовки объектов к поисковому бурению.
12-Назовите характерные признаки проявления рифовых тел на временных разрезах.
13-Какие особенности временных разрезов характерны для районов развития солянокупольной
тектоники?
Величина суточной и годовой (в L999 г.) добычи нефти
(страны, входившие ранее в состав СССР)
Страна
Азербайджан
Казахстан
Узбекистан
Туркмения
Украина
Белоруссия
Россия
Все страны
бывшего СССР
Всего в мире
Суточная добыча,
в тысячах баррелей
250
564
151
140
49
36
6144
7340
64131
Годовая добыча,
млн. тонн
12,3
27,8
6,9
7,4
2,4
1,8
303
362
3163
170
11. ПРИМЕНЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ДЛЯ
ИЗУЧЕНИЯ ГЛУБИННОГО СТРОЕНИЯ ЗЕМНОЙ КОРЫ,
В РУДНОЙ И ИНЖЕНЕРНОЙ ГЕОЛОГИИ
ILL Глубинные сейсмические зондирования земной коры
и региональные исследования осадочных бассейнов
Глубинные сейсмические зондирования (ГСЗ) - специфический комплекс сейсмических
методов исследования земной коры и осадочных бассейнов - по своим задачам и методике применения
занимают промежуточное место между сейсмологическими исследованиями и работами
геологоразведочного направления. Основы методологии глубинных сейсмических зондирований были
сформулированы в нашей стране академиком Г А Гамбурцевым (СССР) еще во второй половине 40-х
годов. В начале применения ГСЗ господствовала точка зрения, что все регистрируемые при этих работах
сейсмические волны, как в первых, так и в последующих вступлениях, являются головными. В
последующие годы теоретические исследования по динамике сейсмических волн заставили
большинство исследователей изменить свою точку зрения на природу регистрируемых волн. Стало
очевидным, что на сейсмограммах ГСЗ в последующих вступлениях большинство волн следует
относить к типу отраженных^ как правило, вблизи критических и закритических углов. На
сейсмограммах ГСЗ-МПВ на больших расстояниях от пункта возбуждения E0ч-300км) доминирующая
по интенсивности волна в
последующих вступлениях, как
правило, соответствует границе
Мохоровичича ("всюду далее -
Мохо). Пример такой записи
показан на рис.11Л- Эта отраженная
волна обычно регистрируется с
различной степенью амплитудной
выразительности на расстояниях от
пунктов возбуждения, равных 2-6
47 f.c
Рис.11.1 Пример записи отраженной волны от границы Мохо
в закритической области удалений
глубинам залегания границы Мохо
F0-300 км).
В начале 70-х годов специалисты обратили внимание на то, что годографы сейсмической волны,
регистрируемой в области первых вступлений, далеко не всегда имеют отчетливо выраженные угловые
точки - точки излома. Это дало основание предположить наличие градиентности среды, как по
вертикали, так и по латерали. В соответствии с этим первые волны стали, как правило, называть
рефрагированными Сформированный многоплановый взгляд на природу регистрируемых волн, таким
образом, позволяет по зарегистрированному волновому полю, с одной стороны, строить сейсмические
границы и определять пластовые (граничные) скорости, а с другой - изучать харакгер распределения
скоростей в разрезе и строить так называемые разрезы в изолиниях скоростей. В качестве примера на
рис Л 1.2 показан разрез земной коры по одному из районов, построенный по концепции регистрации
только головных волн. На рис. 11.3 изображен разрез земной коры, построенный на основе
предположения о совместной регистрации головных и отраженных волн.
Представление о современных подходах к интерпретации данных ГСЗ можно получить на
примере разреза по одному из профилей в Байкальской рифтовой зоне (рис 11.4).Основой современного
подхода в интерпретации является построение границы фундамеша и границы Мохо (см рис.11.4) по
преломленным головным и отраженным закритическим волнам. Область между этими двумя границами
заполняется изолиниями скоростей на основе интерпретации их как продольных рефрагированных волн.
В 1999 году исполнилось 50 лет с начала выполнения глубинных сейсмических зондирований на
территории бывшего СССР. За эти годы выполнен большой объем (более 150 тыс. км профилей)
полевых исследований (рис. 11.5, 11.6). По результатам их интерпретации изучено глубинное строение
земной коры на суше и океанической коры на акваториях прибрежных морей и океанов. Важнейшими
171
100
,- 6,0-6,1 км/с]
200 км
^
20-
40 км^
6,6-6,8 км/с
8,0-8,1 км/с
х k x
Рис.П.2.Пример разреза земной коры, построенного в предположении регистрации только
преломленных головных волн:
1 - поверхность кристаллического фундамента; 2 - поверхность "базальтового "слоя, 3 - граница Мохо;
достижениями последнего времени при работах ГСЗ следует считать систематическое использование
поперечных (и обменных) волн. Эю позволяет не только изучать скорости распространения продольных
и поперечных волн, но и находить численные значения ряда упругих модулей {коэффициенты
Пуассона, модулей Юнга, модуля сдвига) с последующим выходом через них на прогноз вещественного
состава земной коры. Перепек гивным направлением в исследованиях ГСЗ в настоящее время следует
назвать изучение анизотропии горных пород в земной коре.
-400
-200
-100 км
И км
Рис. 113 .Фрагмент разреза земной коры по профилю Малый Кавказ - Алазанская впадина,
построенного в предположении регистрации на записях как отраженных, так и преломленных волн:
1 - отражающие границы в осадочном чехле н в кристаллической коре, 2 - точки дифракции,
3 - данные рефрагированных волн, 4 - граница Мохо поданным головных волн,
5 - зоны глубинных разломов, 6 - переходная зона в коре н верхней мантин
Глубинные сейсмические зондирования выполняются во многих странах мира, в том числе и
путем реализации совместных проектов. Для примера на рис Л 1.7 приводится схема расположения
выполненных на территории США профилей ГСЗ с использованием отраженных волн в модификации
МОП {но программе COCORP- СОпьоПтт/ог Continental Reflection Profiling)
В качестве иллюстрации возможностей метода ОГТиа региональном этапе исследований земной
коры кратко рассмотрим разрез по региональному профилю через Японский желоб, представленный на
рисЛ1.8. Группа осей синфазности, обозначенная индексом А, специалистами-сейсмологами
172
интерпретируется как граница,
вдоль которой Тихоокеанская
плита скользит под Японскую
плиту Прерывистое, нечетко
выраженное отражение ВВ1
интерпретируется как граница
Мехо. Наблюдаемый на записи
временной интервал в 2 с
между отражающими
границами позволяет оценить
интервальную скорость Уогт
величиной порядка 6,2 км/с.
Это означает, что мощность
океанической коры в этом
районе приблизительно равна 6
км
Изучение глубинного
строения осадочных бассейнов
па региональном этапе
предполагает решение трех
групп задач. Первая Группа
задач преследует цель
Сибирская
платформа
Монголо-Амурская
складчатая система
—о— 2
Рис {
4.ра3рез земной коры по профилю через Байкальскую рифтовую
^ ПОСТрОекнЫй При комплексном использовании преломленных
головных, закритических отражений и рефрагированных волн:
1 - изолинии скоростей Vp в км / с? 2 - контур верхиемантийной области с
пониженной ckodocibk) по тюхояящим воякам землетрясений.
определения общей мощности осадочных образований с параллельным изучением формы и строения
поверхности кристаллического фундамента. Решение этой задачи весьма важно с точки зрения оценки
перспективности поисков залежей углеводородов, поскольку во впадинах с малой мощностью осадков
(менее 500*1000 м) их обнаружение маловероятно. Вторая группа задач предполагает изучение
внутреннего строения осадочного чехла с выделением нефтегазоперспективпых комплексов и зон
J
РисЛ 1.5.Схема расположения профилей ГСЗ на территории бывшего СССР на 1971 г.*
непрерывное профилирование; 2- кусочно-непрерывное профилирование; 3 - точечные зондирования на море;
4 - точечные зондирования на суше; 5 - профильные сейсмологические исследования
173
42-
66*
Рис Л1 б.Схема расположения основных профилей ГСЗ, выполненных в СССР после 1971 г.:
1 - непрерывное профилирование; 2 - морские исследования и дифференциальные зондирования на суше;
3 - опорная сеть профилей Центра ГЕОН, 4 - площадные исследования
COCORP DEEP SEISMIC REFLECTION PROGRAM
HCHIGAN BASIN
AZ-NM
SOCORRO HARDEMAN
ifCKLAHOMA> \1N
^ -* ARKANSAS **
GEORGIA ^ 1
CHARLESTON
^FLORIDA
Dept. of Geological Sciences
Cornell University
Ithaca, NY 14853
Feb., 1988
-Completed Profiles
Рис.11.7.Схема профилей ГСЗ, отработанных с использованием отраженных волн на терртории США
по программе COCORP
174
I—¦
Рис.11.8.Разрез О/Т через Японский желоб:
а - отражениеЛ соотвстств>стзоне сублукпии б • отражение ВВ' • граница Мохо
возможного нефтегазо-
накопления. 1 ретья группа
задач предполагает
обнаружение и выбор
первоочередных объектов
исследования на поисковом
этапе работ.
Региональные работы,
которые выполнялись на
древних платформах с целью
определения общей мощности
осадочных образований, на
первых этапах исследований
чаще всего проводились с
использованием МПВ. В
качестве примера на рис. 11.9
приводятся материалы
Рпс. 11.9.Реду имрованные
годографы (V, 8,2 км/с) и
разрез земной коры в районе
южной части Непского свода
Восточно - Сибирской
платформы (а), поверхность
кристаллического фундамента
по соседнему профилю с
наличием выявленной
сейсмическим методом
впадины, заполненной
осадочным нефтегазоносным
комплексом пород (б)
/-//К с
а
175
сейсмических исследований южной части Непского свода на Сибирской платформе. Анализ
сейсмических записей показывает, что па расстояниях до 20-30 км от пункта взрыва регистрируются
преломленно - рефрагированные волны без четкого отображения слоистости разреза.. Далее, в области
до 100 км четко и уверенно фиксируются головные волны, которые связаны с поверхностью
кристаллического фундамента и характеризуются граничной скоростью порядка 6,0*6,4 км/с. Па
больших расстояниях (более 150 icm) от пункта взрыва регистрируются головные волны от поверхности
Мохо. Одновременно на этом же рисунке расположен разрез по аналогичному профилю,
расположенному в 150 км севернее. Оба эти профили четко фиксируют Непскии свод и наличие на нем
достаточно глубоких впадин в фундаменте Восточно-Сибирской платформы. Последующим бурением
во впадинах были обнаружены четкие признаки нефтегазоносности.
Изучение регионального строения платформ, особенно в последнее время, проводилось, главным
образом, сочетанием наблюдений методами ОГТ и КМПВ (и/или ГСЗ). Объем использования в
конкретном районе работ той или иной технологи^ при этом определяется в зависимости от требуемой
глубинности исследований. Результаты работ по этим методикам дополняюттфуг друга и несут разную
информационную нагрузку. По материалам ОГТ устанавливается детальная расчлененность осадочного
чехла и нередко земной коры вплоть до границы Мохо. По материалам многоволновой сейсморазведки
КМПВ и/или ГСЗ получаются более надежные сведения о региональных границах: кровле фундамента -
Ф и границе М (граница Мохо) я об их скоростной характеристике. На рис.11Л0 в качестве примера
ЕНИСЕИ-XATArfTKA^
БПАДИКА
с
Ю00 км
Рис.11Л ОТлубинный сейсмический разрез по северной части профиля "Батолит*4:
] - блоки земной коры, сложенные породами основного состава;
2 - поверхность фундамента;
3 - граница Л/<ш».
Числа на рисунке - скорости продольных .волн, км /с
представлен глубинный сейсмический разрез во северной части регионального профиля "Батолит". По
материалам этих работ получены убедительные данные для выделения в палеозойской части чехла
мощной (до 4 — 4,5 км) осадочной толщи палеозойского возраста, что влечет за собой радикальный
пересмотр нефтегазоносного потенциала севера Западно-Сибирской плиты.
Еще одной интересной формой представления результатов исследований при глубинных
сейсмических зондированиях является одновременное изображение модели среды в изолиниях истинных
176
a m
Z,toO 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 l900bs
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 17O) 1800
Рис. 11.11 .Сейсмотомографичсский разрез по профилю ГСЗ на севере Балтийского щита:
а- разрез в изолиниях; б - в сейсмических слоях
скоростей и в пластовых скоростях (по терминологии авторов — в сейсмических слоях). Пример такого
представления результатов исследований на Балтийском щите дан на рис.11.1 L
11.2. Примеры применения сейсмического метода
при решении задач рудной геологии
Сейсморазведочные работы в интересах рудной геологии были начаты в СССР одними из
первых в мире еще в 1926 году на железорудных объектах Кривого Рога и Курской магнитной
аномалии. Они ограничивались использованием головных волн для картирования кровли
кристаллического фундамента и определением граршчных скоростей по его поверхности. Такого рода
работы в том или ином объеме проводились и все последующие годы. Однако объемы таких работ
всегда были небольшими. В последующие годы, наряду с продольными головными волнами, начали
использовать поперечные и обменные волны. Появилась возможность, наряду со скоростями
продольных и поперечных волн, использовать новый геофизический параметр - их отношение. Нередко
зоны повышенных значений параметра y=V$ / Vp соответствовали рудным зонам. Совокупность
кинематических (VP Vs ty) и динамических параметров сейсмической записи позволяла осуществлять
картирование кровли фундамента. При этом отмечается, что дифференциация разреза по динамическим
признакам поперечных (обменных) волн всегда выше, нежели по продольным волнам. Пример такого
картирования по динамическим параметрам сейсмической записи приведен на рис.11Л2.
Одной из типичных задач рудной сейсморазведки является картирование кровли фундамента.
Наиболее просто указанная задача решается в условиях, когда фундамент сравнительно однороден по
вещественному составу и перекрыт выдержанной толщей рыхлых образований. На рис.11.13 приведен
итоговый сейсмический разрез по данным МПВ по одному из таких профилей. Сопоставляя
приведенные данные, можно заметить, что наибольшие расхождения между результатами
сейсморазведки и электоразведки при определении глубипы залегания фундамента приурочены к зонам
пересеченного рельефа и резкого изменения мощности рыхлых отложений. В таких зонах, как
показывает анализ, погрешность электроразведочных методов, по сравнению с сейсморазведочпыми,
выше в 2 - 3 раза. По сопоставлению с данными бурения относительная погрешность определения
глубины до фундамента с помощью сейсморазведки не превышает 10 %.
177
в
РисЛ 1 Л2Трассирование особенностей сейсмической записи преломленных головных волн, обусловленных
изменением состава пород фундамента на одной из площадей исследований на Воронежском кристаллическом
массиве:
а - исследования на продольных головных волнах типа РРРУ б - исследования на обменных головных волнах типа PPSy
в - геологический разрез по одному из профилей;
1 - сланцы; 2 - перидотиты; 3 - диориты,4 - серпентиниты, 5 - скважины
178
Задачи изучения внутреннего
строения коренных лород относятся к
числу наиболее трудных в
сейсморазведке. В качестве примера
получаемых в таких случаях
результатов кратко рассмотрим
некоторые итоги применения
сейсморазведки в одном из районов
Западного Узбекистана, Район работ
характеризуется развитием сильно
измененных осадочно-метаморфических
пород палеозойского возраста,
представленных ритмически
чередующимися песчаниками,
алевролитами, аргиллитами и их
промежугочпыми разновидностями.
Мощность образований превышает 2,5
км. По данным метода преломленнь1х
воли, с учетом результатов
микросейсмокаротажа, выполненного в
верхней части разведочных скважин*
сейсмическая модель может быть
представлена пятью слоями, в которой
самый нижний слой отождествляется с
подошвой коры выветривания. На
рис.11Л4,а показан разрез, полученный
по данным МПВУ по одному из
профилей на данном участке- Строение
разреза ниже коры выветривания
изучалось по данным отраженных волн.
Оно представляется существенно более
сложным (рис.11Д4,б), чем строение
верхней части разреза. Из этого примера
очевидно, что комплексирование метода
преломленных волн с методом
отраженных волн позволяет более
эффективно и уверенно изучать
строение осадочно-метаморфических
комплексов.
Приведенные примеры лишь
частично показывают возможности
сейсмического метода при решении
сложных и разнообразных задач рудной
геологии. Можно лишь предположить,
что все возможности сейсмической
разведки в рудной геологии еще далеко
не раскрыты и в будущем рудную
сейсморазведку ждут большие
перспективы.
Hifr СЕЭ2 ШШ3 СП4 ЕЕM ЕЗб
Рис.11.13.Резуяьтаты сейсморазведочных работ, выполнешшх с
целью определения мощности рыхлых отложений на
Змеиногорской площади Алтайского края: 1 • алевролиты,
арпшкты и туфы смешанного состава;
2 - липариты, липарит - дацнтовые порфириты;
3 - лавц липарнтовьтх, липарит - дщцгговых порфиров;
4 - тектонические нарушения; 5 - сейсмические границы;
6 • подошва рыхлых отложений но комплексу электроразведочных
работ (АНОД ВЭЗ) и бурения; 7 - подоиша рыхдых отложений по
данным ВЭЗ; 8 - буровые скважины
Рис Л 1Л4.Сейсмические разрезы гго рдпому га профилей
рудонфеного района Западного Узбекистана:
а -данныеМПВ: 1 - годографы преломленных воли;
2 - преломляющие границ*»! в коре выветривания с указанием
средней и граничной скорости (в км /с);
б - данные MOB: 1 - отражающие площадки по данным зошшройаний,
отражающие границы по данным профилирования на постоянных
базах 75 и 200 м; 3 - висячий блок рудолокш1ши(рующей зоны ub
данным бурения: 4 • предполагаемые тектонические нарушения
179
11.3. Возможности сейсмической разведки при решении задач
инженерной геологии
Объекты инженерной геологии и гидрогеологии весьма разнообразны как по видам
выполняемых исследований, так и по их целям и задачам. Эш исследования обычно ведутся в несколько
стадий, каждая из которых имеет определенное целевое назначение, масштаб, виды и методику работ.
Среди большого разнообразия задач, решаемых в процессе ведения инженерно — строительных
изысканий, наиболее важными принято считать задачи, связанные с изучением физико — механических
свойств грунтов как оснований инженерных сооружений. Надежные оценки численных значений этих
показателей позволяют уверенно ограничиваться минимальным запасом прочности оснований
возводимых сооружений и, тем самым, существенно снизить стоимость их строительства.
Сейсмическая разведка по своим возможностям органически вписывается в состав большинства
стадий инженерно - геологических исследований. Характер решаемых ею задач на разных стадиях
весьма различен. Однако для обобщенного представления о роли сейсморазведки в решении задач
инженерной геологии и гидрогеологии все их можно условно объединить в следующие две группы:
- изучение структуры грунтового массива (изучение структуры массива горных пород, их
состава, распространения, условий залегания, наличия разрывных нарушений, глубины залегания
уровня подземных вод и т.п.);
- количественная оценка количественных показателей различных свойств грунтов и
особенностей их пространственного распределения (показателей прочностных, деформационных,
водно - физических и др. свойств).
Возможность и эффективность применения сейсмической разведки при решении задач
инженерной геологии и гидрогеологии объясняется тем, что:
- сейсморазведка позволяет изучать грунтовые массивы в условиях их естественного залегания и
с любой необходимой степенью детальности;
- сейсмические параметры (скорости распространения упругих волн, поглощение) генетически
тесно связаны с гидрогеологическими и, особенно, с инженерно-геологическими характеристиками
грунтов;
- глубина изучения разреза при исследованиях с поверхности практически неограниченна.
В силу специфики требуемой в инженерной геологии глубинности исследований (обычно
требуемая глубинность исследований - до 30-50 м, реже до 200-500 м) во многих случаях появляется
возможность проведения сейсмических работ в широком диапазоне частот, методов и модификаций.
Первая группа задач — задачи изучения литологического строения грунтового массива -
принципиально мало отличается от задач так называемой структурной сейсморазведки. Главное
отличие - существенно меньший диапазон изучаемых глубин и повышенные требования к детальности и
точности исследований. По этому признаку технику и технологию решения вышеуказанных задач
иногда называют малоглубинной сейсморазведкой. Однако, как представляется сейчас большинству
специалистов, область применения сейсморазведки в инженерной геологии и гидрогеологии
целесообразно рассматривать как часть инженерной геофизики и называть соответственно
инженерной сейсморазведкой*
Применение сейсморазведки для решения задачи изучения структуры грунтового массива во
многом аналогично применению структурной сейсморазведки для изучения нефтегазоносных и,
особенно, рудных объектов. Однако имеется и много специфических особенностей. Исторически так
сложилось, что до недавнего времени основным сейсмическим методом, используемым для решения
задач первой группы, был метод преломленных волн, позволявший получать интересные результаты в
диапазоне глубин от первых метров до нескольких сотен метров. Изучаемые с его помощью
сейсмические границы, как правило, позволяли уверенно и достаточно точно прослеживать уровень
грунтовых вод (в песчано-глинисгых разрезах), кровлю массива скальных пород и др. Эти границы
всегда уверенно выделяются по характерным значениям граничной скорости.
Возможности метода отраженных волн в решении задач этой группы достаточно ограничены.
Это связано с тем, что наиболее важный и интересный с точки зрения инженерной геологии диапазон
глубин весьма труднодоступен для метода Изучение таких малых глубин требует перехода к
использованию сейсмических волн существенно более высокочастотного диапазона. Однако это условие
180
трудно выполнить при работах с поверхности нескальных грунтов. Кроме того, использование волн
высокочастотного диапазона требует существенных изменений в конструкции применяемой техники и
технологии работ. Тем не менее, совершенствование технологии использования метода отраженных
волн продолжается. Вероятно, в недалеком будущем этсп метод сможет стать основным при
использовании сейсморазведки при решении задач инженерной геологии. Подтверждением этому
служит вся история становления сейсмической разведки.
Вторая и важнейшая группа задач - оценка количественных показателей различных свойств
грунтов и особенностей их пространственного распределения - существенно отличается от стандартных
задач, решаемых сейсморазведкой в других областях геологии. Здесь на первый план, наряду с задачей
литологического расчленения разреза, выходит задача детального изучения характера распределения в
плане и в разрезе упругих характеристик горных пород. При этом особое значение имеет тот факт, что
главным становится знание не эффективных или средних величин упругих свойств, а их "истинных"
значений - упругих свойств, характеризующих конкретный гагэюеперно - геологический элемент разреза
-локальный однородный и достаточно малый объем среды. В силу сказанного, наибольшее применение
в решении таких задач получили лишь те модификации сейсморазведки, которые позволяют достаточно
уверенно устанавливать взаимосвязь между определенной локальной областью изучаемой среды и
находимыми численными значениями упругих характеристик. Среди существующих модификаций
сейсморазведки для этих целей наиболее подходящими оказались метод рефрагироеанных волн и
сейсмические (сейсмоакустические) исследования в скважинах. Данные других модификаций
сейсморазведки (использование головных поперечных, обменных и поверхностных волн) требуют
особого подхода к их использованию в инженерной сейсморазведке. Они должны анализироваться
такими нетрадиционными способами, чтобы открывалась возможность получения минимально
осредненного представления о скоростном разрезе изучаемой среды.
Еще одним и наиболее важным условием, открывающим перед сейсмической разведкой
перспективу успешного изучения различных свойства грунтов, является наличие объективных
теоретических и/или экспериментальных взаимозависимостей между сейсмическими и инженерно -
геологическими свойствами грунтов различного типа.
Наибольшие успехи в применении сейсмической разведки в инженерной геологии достигнуты
при решении задач изучения с ее помощью физико-механических свойств грунтов в их естественном
залегании. Природа и структура взаимосвязи сейсмических и физико-механических свойств весьма
различна для грунтов разных типов. Для скальных грунтов эта взаимосвязь достаточно
удовлетворительно описывается в рамках теории упругости сплошного твердого тела. По этой причине
взаимосвязи сейсмических и важнейших физико — механических свойств скальных грунтов были
обнаружены и установлены уже на первых этапах применения сейсморазведки в инженерной геологии.
Первые успешные опыты применения сейсморазведки в решении задач инженерной геологии
были выполнены при изучении скальных оснований крупнейших гидроэлектростанций в СССР
{Никитин В.Н., Ляховицкий ФМ~, Коптев ВЖ, Савич AM. и дрО> Именно проектирование крупных
объектов гидротехнических сооружений дало мощный импульс к использованию сейсмической
разведки при инженерно - геологических исследованиях.
Для изучения и количественного определения показателей деформационных свойств скальных
грунтов была выработана специальная методика применения комплекса сейсмических и
сейсмоакустических исследований, включающая следующие процедуры:
- изучение структурных особенностей исследуемого массива и его пространственное
картирование по скоростям распространения упругих волн или динамическому модулю упругости;
- изучение закономерностей распределения скоростей распространения упругих волн в массиве
горных пород и выявление факторов, обуславливающих эти изменения;
- нахоядение корреляционных зависимостей между динамическими упругими параметрами и
деформационными характеристиками исследуемой среды.
На основе обобщения большого экспериментального материала по разнообразным объектам
изысканий было установлено, что, например, взаимосвязь статического и динамического модулей
упругости скальных грунтов наилучшим образом описывается выражением типа:
1ёЕдеф=аЛёЕю+Ь, A1.1)
где Е*еф ' статический модуль упругости или модуль деформации, Ею - динамический модуль упругости
(модуль Юнга), «ий- постоянные коэффициенты, находимые по экспериментальным данным.
181
В качестве иллюстрации этой технологии изучения строения массивов скальных пород для целей
проектирования крупных гидротехнических сооружений на рисЛ1Л5 приведены данные о скоростях
Рис.11Л5.Схема распределения значений скоростей распространения продольных волн Vp
в массиве скальных пород на участке Ингурской ГЭС:
1 - изолинии Ур в км/с: 2 - крупные тектонические трещины
распространения продольных волн в массиве пород Ингурской ГЭС. На основе использования формулы
A1.1) по сейсмическим данным изучено распределение модуля деформации по разрезу через створ
будущей плотины этой гидроэлектростанции (рисЛ1Л 6).
Для нескальных
грунтов природа аналогичных
взаимосвязей оказалась
существенно сложнее. В силу
этого широкое применение
сейсморазведки для прогноза
физико-механических свойств
нескальных грунтов началось
существенно позднее. При
этом на первых этапах
применение сейсморазведки в
составе комплекса инженерно
— строительных изысканий на
нескальиых грунтах
осуществлялось преимуще-
преимущественно через использование
корреляционных зависи-
корреляционных зависимостей, находимых предва-
предварительно на базе прямых
сопоставлений результатов
сейсмических и инженерно-
геологических исследований.
Использование сейсмо-
Использование сейсморазведки при инженерно -
Рис.11Л 6-Схема изменения модуля деформации по разрезу через створ
арочной плотины Ингурской ГЭС\
<220,6 - Ед<:ф >220; 7 -крупные тектонические трещины строительных изысканиях на
Численные значения модуля деформации даны в - 10 Н/ м нескальных грунтах началось
еще в середине прошлого века.
Однако реальное признание в среде изыскателей - производственников сейсморазведка получила лишь
тогда, когда с ее помощью научились достаточно надежно изучать в плане и в разрезе распределение
показателей физико — механических свойств грунтов в естественном залегании. После накопления,
182
обобщения и анализа большого количества экспериментальных данных была создана новая
оригинальная сейсмическая модель песчано-глинистых грунтов (Бондарев В.И., СССР). Она позволяет
на базе некоторого объема априорной информации о грунтах по найденным экспериментальным
значениям упругих модулей - скоростей FA Vs и плотности - достаточно уверенно и объективно
определять целый ряд важнейших физико-механических показателей грунтов: модуль деформации, угол
внутреннего трения, сцепление, пористость и т.п. Упомянутая теория является основой нового,
сейсмического метода определения физико-механических свойств нескальных грунтов. Его
основными компонентами являются:
- теоретико-методические основы технологии определения значений "истинных" скоростей
распространения продольных и поперечных волн в заданной области среды по данным наземных и \ или
скважинных исследований на объемных и поверхностных сейсмических волнах;
- новая сейсмическая модель пссчано-глинистых грунтов, позволяющая объективно описывать
процесс распространения упругих волн в сложно построенных зернистых средах, максимально
приближенных к реальным грунтам;
- теоретико-эмперические взаимозависимости сейсмических и физико-механических свойств
грунтов, учитывающие их некоторые априорно известные свойства.
На основе этой теории получена целая серия достаточно универсальных и точных формул для
определения физико-механических свойств лесчано-глинистых грунтов через их сейсмические
параметры. Структура полученных формул однотипна и имеет следующий общий вид:
^деф={а, 'И ^, М+С,)'^Ю+(^г'/^+/1'М+Щ)'Ею+(р, -//+t M+S), *=1, Z 3 П12Ч
¦ ' *^ 1 * * * V * }
C\ 2 2 2
где Едф Су ф- соответственно модуль деформации, удельное сцепление и угол внутреннего грения
грунтов; Ею, С, ju - модуль Юнга, модуль сдвига и коэффициент Пуассона, находимые по сейсмическим
данным; щ + st - константы, учитывающие
тип грунта, его состав и состояние.
Конкретный вид связи учитывает
действующую классификацию грунтов в
соответствии с нормативными документами.
Разработанный сейсмический метод
определения физико - механических свойств
нескальных грунтов позволяет на объектах
изыскания детально изучать характер
распределения свойств грунтов в плане и
разрезе. В качестве примера таких
материалов на рис.11.17 и 11.18 приводятся
данные о распространении в плане значений
показателей прочностных и деформационных
свойств грунтов по двум объектам
изысканий. Комплексная карта
распределения значений показателей физико
¦ механических свойств грунтов на глубине
среза 4 м для одного из объектов Западной
Сибири показана на рис. 11.19.
Описанная технология изучения на
объектах изысканий пространственного
распределения показателей физико -
механических свойств нескальных грунтов
открыла возможность получения ранее
недостижимых и уникальных результатов.
При этом точность прогнозных значений
свойств оказалась достаточно высокой.
РисЛ 1.17.Схема распределения значений модуля
деформации на уровне среза 4 м по площади изысканий
главного корпуса Чернобыльской АЭС:
1 - изолинии модуля деформации; 2 - численные значения модуля
деформации в МЛа, 3 - профили сейсмических наблюдений
183
cse
Рис 1119 Карта распределения показателей
деформационных и прочностных свойств грунтов
на глубине среза 4 м на площади строительства
завода автоприцепов в г. Ирбите:
1 - границы областей близких значений модуля деформации в
МПа9 2 - границы области близких значений прочностных
свойств грунтов в МПа и в градусах; 3 - точки
сейсмозондирований; 4 - линии профильных сейсмических
наблюдений; 5 - пески; 6 - суглинки; 7 - глины опоковидные
переотложенные; 8 - глины опоковые; 9 - места испытаний
грунта на сдвиг: 10 - места проведения штамлоопьггов
Рис.11.18.Схемы распределения показателей
деформационных и прочностных свойств нескальных
грунтов на глубине среза в 3 м по объекту
промышленного строительства в г. Березовском
Свердловской области. Изолинии значений:
а - модуля деформации в МПа; б - удельного сцепления в
МПа, в - угла внутреннего трения в градусах.
Проведенные специальные контрольные проверки в разнообразных инженерно - геологических
условиях на разных объектах подтвердили высокую объективность получаемых с помощью
сейсморазведки результатов. Представления о точности определения физико-механических свойств
нескальных грунтов сейсмическим методом частично можно получить по сравнительным
данным, приводимым в табл. ILL Именно это послужило основанием для широкого использования
Таблица 11.1
Сравнительные данные о точности определения деформационных свойств
нескальных грунтов сейсмическим методом (по данным УралТЭПа)
Объект
1
Чернобыльская
АЭС (Киевская
обл.)
Сургутская ГРЭС
(Тюменская обл.)
№ скв.,
шурфа
2
600
621
163
231
Глубина
определения,
м
3
6,0
6,3
2,5
2,4
Название
грунта
4
Пески
Пески
Модуль деформации
Штамп, МПа
5
31
43
22
15
Сейсмич.
данные, МПа
6
32
45
20
17
Относ,
погрешность,
%
7
3,2
4,6
9,1
13,3
184
1
Курганская ТЭЦ
(Курганская обл.)
Кармановская
ГРЭС (Башкирская
АССР)
Волгоградская
ТЭЦ-3
(Волгоградская
обл.)
Западно-
Украинская АЭС
(Ровенская обл.) (
Южно-Украинская
АЭС
(Николаевская
обл.)
Калининская АЭС
(Калининская обл.)
2
811
822
844
860
1496
1498
230
Среднее
из IS
Среднее
из 7
значений
53
44
16
3
3,6
3,8
4,4
4,3
3,0
3,0
4,0
5-12.8
7,9-12
4,8
5,1
3.9
4,5
26 | 3,0
26
66
4,9
6,1
4
Суглинки
Суглинки
Глины,
суглинки
Супеси
Меловые
супеси
Каолин с
дресвой
Суглинки
Средняя относительная погрешносгь
5
17,5
27
38
21
7
9,1
25,0
41
23
173
25,3
23,0
29,5
22
31
41
6
18
26
39
25
10,5
10,4
25,2
39
24
20
17
17
32
20
27,5
31,5
7
2,9
3,7
2,6
19,0
50
14,3
0,8
4.9
4,3
15,6
32,8
26,1
8,5
9,1
11,3
23,2
13%
сейсмического метода определения физико - механических свойств грунтов на крупнейших объектах
энергетического строительства в СССР (рис Л L20)
Рис.11.20.Схема расположения объектов энергетического строительства в СССР, на которых изыскания
выполнены с применением сейсмического метода изучения физико — механических свойств грунтов:
I - Сургутская ГРЭС: 2 - Чернобыльская АЭС; 3 - Трипольская ГРЭС; 4 - Армянская АЭС; 5 - Липецкая ТЭЦ; 6 - Курганская
ГРЭС; 7 - Ново - Свердловская ТЭЦ; 8 - Пермская ГРЭС, 9 - Кармановская ГРЭС; 10 - Волго -Донская АЭС;
II- Западно - Украинская АЭС 2, 12 - Южно - Украинская АЭС913 • Аюпашская ГРЭС915 - Мриклинская ГРЭС;
16 - Троицкая ГРЭС, 17 - Рефтинская ГРЭС: 18 - Ангренская ГРЭС; 19 - Камчатская ГРЭС; 20 - Волгоградская ГРЭС;
21 - Запорожская АЭС; 22 - Кировская ГРЭС, 23 - Калининская АЭС, 24 - Костромская АЭС.
185
Широкий и успешный опыт применений сейсмической разведки при инженерно — строительных
изысканиях на суше послужил основой для разработки аналогичной технологии исследования физико -
механических свойств грунтов морского дна. Начавшийся в СССР в начале 80 -х годов бурный процесс
освоения нефтегазоносного шельфа потребовал на всех его этапах изучения свойств грунтов морского
дна. Проведение инженерно - геологических изысканий на шельфе всегда начинается с выполнения по
той или иной сети профилей детального непрерывного сейсмоанустического профилирования (НСП).
Этот вид сейсмоакустических исследований выполняется по технологии одноканального
профилирования со сближенными источником и приемником колебаний (технология центрального
луча). Высокая геологическая эффективность таких исследований подтверждена многолетней практикой
таких работ. В результате их выполнения получают сейсмоакустические разрезы высокого разрешения.
В качестве примера такого материала на рис.11.21 приведен один из сейсмоакустических разрезов.
1Z
Рис.11.21 .Временной разрез высокого разрешения, полученный методом непрерывного сейсмоакустаческого
профилирования (внизу) и геолого-геофизический вариант его интерпретации (вверху)
Получаемые материалы обеспечивают высококачественной и объективной информацией о структуре
разреза все последующие виды инженерно - геологических исследований. Это создает весьма
благоприятные условия для выполнения г^фровых многоканальных сейсмоакустических зондирований,
позволяющих, в отдичие от НСЩ выходить на количественные характеристики слоев
сейсмоакустаческого разреза. Для этих целей советскими геофизиками {Бондарев В.И., Лису нов В.К.,
Лисин В.П., Снежков ОА. и др.) была разработана и реализована специальная технология изучения
физико - механических свойств грунтов морского дна на основе использования отечественной
регистрирующей технпки — многоканального цифрового сейсмоакустического комплекса типа МЦСАК
- 2. Изучение пространственного распределения показателей физико-механических свойств морских
грунтов строительных площадок на шельфе отечественных морей основано на использовании данных о
скоростях распространения продольных волн. Детальное изучение характера распределения пластовых
скоростей распространения продольных волн основано на применении технологии многоканальных
цифровых сейсмических зондирований. Специальная обработка таких материалов позволяет изучить
распределение "истинных" значений пластовых скоростей в плане и разрезе. В последующем через
полученные значения пластовых скоростей на основе вышеупомянутой новой теоретико-
экспериментальной сейсмической модели песчано-глинистых водонасыщенпых грунтов осуществляется
расчет численных значений показателей физико-механических свойств этих грунтов. В качестве
186"
примера на рис Л 1.22 приводятся карты распределения показателей ряда физико-механических
характеристик грунтов в одном из слоев на объекте изыскании в Черном морс (площадь
Архангельского).
Рис.11 22.Карты прогнозных значений прочностных и деформационных свойств грунтов:
1 - профили сейсмоакустических зондирований; 2 - поисково-разведочные скважины; 3 - изолинии значений сцепления в МПа;
4 - изолинии значений угла внутреннего трения в градусах; 5 - изолинии значений модуля деформации в МПа
187
Опыт применения сейсмического метода в решении задач инженерной геологии на суше и на
море неопровержимо свидетельствует о его значительных возможностях уже сейчас и еще больших
перспектив в будущем.
Вопросы для самопроверки
1. Когда и кем впервые в СССР были сформулированы основы методологии выполнения ГС37
2. Что такое сейсмическая граница Мохо?
3.Охарактеризуйте эволюцию взглядов на природу сейсмических волн, регистрируемых при
гсз.
4. Каковы новейшие тенденции в направлении развития методики интерпретации данных ГСЗ!
5. Каковы главные геолого - геофизические результаты работ ГСЗ?
6. Назовите современные формы представления результатов количественной интерпретации
данных ГСЗ.
7. Какие главные задачи решаются с помощью сейсморазведки в рудной геологии?
8. Что объективно затрудняет применение сейсмической разведки в рудной геологии?
9. Какие две группы задач решаются сейсморазведкой при инженерно - геологических
исследованиях?
10. Что такое инженерная сейсморазведка?
11. Какие модификации сейсмического метода разведки доминируют при использовании ее для
решения задач инженерной геологии?
12. Каковы возможности MOB при решении задач инженерной геологии?
13. На чем основано применение сейсмической разведки для изучения физико - механических
свойств грунтов?
14. Что составляет принципиальную сущность сейсмического метода определения физико -
механических свойств нескалъных грунтов?
15. Какие показатели физико - механических свойств грунтов особенно успешно изучаются с
помощью сейсморазведки?
16. В чем состоит сущность непрерывного сейсмоакустического профилирования?
17. Каковы возможности и перспективы сейсмоакустического метода в изучении физико -
механических свойств грунтов морского дна?
ВопгоградНГ 7%
ТатНГШа
ПерньНГШ*
ТюиеиьНГ 20%
СаратовНГ5%
СанараНГ 5%
Нижнее
артовскНГФУа/ I \\КраснодарНГ1%
СтавропопьНГЗ%| \ КапннннградНГ 2%
188
Изложенные основы теории процесса обработки и интерпретации являются лишь фундаментом в
современном сложном и многообразном производственном комплексе средств анализа данных
сейсмической разведки. Процесс развития и совершенствование средств обработки и интерпретации
стремительно ускоряется. Многие процедуры обработки и интерпретации, еще вчера казавшиеся
труднореализуемыми, сегодня уже широко опробованы многими геофизиками-обработчиками. Завтра
эти процедуры станут обязательным видом обработки. Это связано, с одной стороны, с резко возросшей
сложностью задач, стоящих перед сейсморазведкой сегодня, а с другой стороны, с быстро
возрастающими возможностями используемой вычислительной техники.
Усилия сейсморазведчиков сегодня и уже в ближайшем будущем следует направить на решение
таких перспективных задач как:
• совершенствование средств сбора полевых сейсмических данных (снижение стоимости, сбор
большего объема полезной информации путем перехода к трехмерным и/или
трехкомпонентным съемкам типа ЗВ/ЗСна суше и 3D/4C на море и др.);
• широкое использование оптимального компьютерного планирования съемок типа 2D/3D:
• переход на работы с применением сейсмических волн различных типов (поперечных и
обменных и др.);
• более широкое совместное использование наземных и скважинных модификаций
сейсморазведки - сейсморазведки 3D и ВСП, межскважинного прозвучивания,
многоволновой сейсморазведки и др.;
• сейсмический мониторинг за процессом разработки нефтегазовых месторождений и
экологического состояния окружающей среды;
• разработка, совершенствование и широкое применение новых сейсмических технологий
обработки (сейсмическая томография, сейсмическая инверсия, A VO viAVA- анализ и др.);
• совершенствование способов построения высокоразрешенных глубинных сейсмических
разрезов и их изображений,
• разработка способов эффективного обнаружения зон повышенной трещиноватости для
последующего прогнозирования местоположения зон скопления углеводородов
Можно полагать, то в ближайшие годы процессы обработки стану г более интерактивными, на
все более ранних стадиях обработки начнется переход от временного представления разрезов к
глубинным изображениям. В нефтяной сейсморазведке будег доминировать тенденция смещения доли
работ от стадии поисков к этапам разведки и эксплуатации месторождений. Расширится сфера
применения инженерной сейсморазведки, увеличатся объемы региональных сейсмических исследований
земной коры и верхней мантии.
Для реализации этих сложных задач будут требоваться высокообразованные специалисты -
геофизики различных профилей: технологи - сейсморазведчики, обработчики, интерпретаторы,
организаторы производства. Предложенный читателям курс "Основы сейсморазведки" может послужить
лишь основой для дальнейшей подготовки отечественных специалистов — сейсморазведчиков. Авторы
сочтут свою задачу выполненной, если эта книга хотя бы частично приоткроет перед читателем всю
сложность проблем, стоящих перед сейсмической разведкой в новом веке
189
ЛИТЕРАТУРА
Основная
1.Бондарев В.И Сейсморазведка. - Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 1995. Часть 1 - 94 с, Часть П -
176 с
2.Бондарев В.И. Сейсморазведка МОГТ. - Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 1996. Часть III-240 с.
З.Бондарев В.И. Основы сейсморазведки. - Екатеринбург: Изд-во УГГГА, 2000.-252 с.
4.Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсморазведка - М.: Недра, 1980.-551 с.
5.Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. - М.: Мир, 1987. ТЛ. - 447 с, Т.2. - 400 с.
Дополнительная
1-Бембель P.M. Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. - Новосибирск: Наука.
Сибирское отделение, 1991. - 150 с
2.Богданов А.И. Сейсморазведка методом отраженных волн. - М_: Недра, 1982. — 279 с.
З.Бондарев В.И. Сейсмический метод определения физико - механических свойств нескальных
грунтов. - Екатеринбург: Изд-во УГГТА, 1997.-220 с
4.Бондарев В.И., Крылатков СМ. Исследование эффективности интерференционных систем
приема в сейсморазведке.- Екатеринбург: Изд-во УГТТА, 1998. - 116 с
5.Геологические явления в сейсмических волновых полях и прогноз неантиклинальных
поверхностей. - М.: Центральная геофизическая экспедиция, 1991. - 257 с.
бХогоненков Г.Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой. — М.: Недра,
1987.-221 с
7.Гольдин С.В Интерпретация данных сейсмического меъода отраженных волн. - М.: Недра,
1978.-1978.-344с.
8.3наменский В.В Общий курс полевой геофизики. - М.: Недра, 1989. - 520 с.
9.Интерпретация данных сейсморазведки: Справочник. / Под ред. О.А. Потапова - М.: Недра,
1990-447 с.
Ю.Ииструкция по сейсморазведке. - Л.: Недра, 1986 - 80 с.
11 .Клаербоут Д Ф. Сейсмические изображения земных недр. - М_, Недра, 1989. - 406 с.
12.Козлов Е.А. Анализ состояния обработки и интерпретации сейсморазведочных данных за
рубежом - М.:- Изд-во ЕАГО, 1998.-65 с.
13-Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по
сейсмогеологичсским данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). - Тюмень - Изд-во
ТюмГНГУ,2000.-374с
14.Кочнев В.А. Адаптивные методы интерпретации сейсмических данных. - Новосибирск:
Наука, 1988.-150 с.
15.Методические рекомендации по применению сейсморазведки ОГТ /Под ред. А.К. Урупова. -
М.. Недра, 1975.-195 с.
16.Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на
разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. - М.: ЦГЭ, 2000. 64 с.
17-Мешбей В .И. Методика многократных перекрытий в сейсморазведке. - М.: Недра, 1985. -
264 с.
18 Михальцев А.В., Мушин И.А., Погожев В М. Обработка динамических параметров в
сейсморазведке. - М : Недра, 1990 - 189 с.
19.Нежданов А.А. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. - Тюмень: Изд-во
ТюмГНГУ,2000 -133 с.
20 Организация и технология обработки данных в сейсморазведке. /Матвиенко Г.В. и др. - М.:
Недра, 1987. -192 с.
21.Основы историко-геологического анализа сейсмических разрезов при поисках
неантиклинальных ловушек/Г.Н. Гогоненков, СС. Эльманович, Ю А. Михайлов.-М.: ЦГЭ, 1986.-65 с.
22.Палагин В.В., Попов А.Я., Дик П.И. Сейсморазведка малых глубин. - М/ Недра, 1989. -210 с.
23 .Потапов О.А. Технология полевых сейсморазведочных работ. - М/.Недра, 1987. — 310 с.
190
24Лотапов О.А. Организация и технические средства сейсморазведочных работ. - М: Недра,
1989.-260 с.
25,Применение сейсмоакустических методов в гидрогеологии и инженерной геологии.
/Мин-во геологии СССР; Всесоюз. науч.- исслед. ин-т гвдрогеол. и инж. геол.; Под ред. Н.Н. Горяинова.
-М.: Недра, 1992. -264 с.
26.Птецов С.Н. Анализ волновых полей для прогнозирования геологического разреза. - М.:
Недра, 1989.-135 с.
27.Пузырев Н.Н. Методы и объекты сейсмических исследований. - Новосибирск: Издательство
СОРАН, 1997.-301 с.
28.Робинсон Э.А. Метод миграции в сейсморазведке.- М.: Недра, 1988. - 110 с.
29.Савич А.И., Коптев В Л Сейсмоакустические методы изучения массивов скальных пород. -
М.: Недра, 1969.227 с.
ЗО.Савич А.ИМ Ященко З.Г. Исследование упругих и деформационных свойств горных пород
сейсмоакустическими методами. - М.: Недра, 1979. - 214 с.
31.Савич А.И., Куинджич Б.Д., Коптев В.И. и др. Комплексные инженерно — геофизические
исследования при строительстве щдротехнических сооружений. - М.: Недра, 1990.449 с.
32.Сейсморазведка: Справочник геофизика. /Под ред. В Л. Номоконова. - М.: Недра, 1990. Т.1. -
336с.,Т.2.-400с.
33.Системы регистрации и обработки данных сейсморазведки/ М.К. Полшков, Е.А. Козлов,
В.И. Мешбей и др.-М.:Недра, 1984.-381 с.
34,Спасский Б.А. Основы цифровой обработки данных сейсморазведки. - Пермь: Изд-во ПГУ,
1986.-96 с,
35-Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. /Мкртчан О.М.
и др. - М.: Наука, 1987. -126 с.
Зб.Структурно-формационаая интерпретация сейсмических данных /И.А.Мушин, ЛЛСХБродов,
ЕА.Козлов, Ф.И.Хатъянов, - М,:НелраД990. - 299 с
37.Телегин А.Н. Методика сейсморазведочных работ MOB и обработка материалов. - Л.: Недра,
1991.-239 с,
38.Теория и практика наземной невзрывной сейсморазведки. /Под редакцией М.Б.Шнеерсона. -
М.: ОАО "Издательство Недра11,1998. - 527 с.
39.Техническая инструкция по наземной сейсморазведке при проведении работ на нефть и газ. -
М.: Министерство природных ресурсов РФ, 1999. 115 с. (Проект).
40.Хатгон Л. и др. Обработка сейсмических данных. - М.: Мир, 1989. - 216 с.
41.Хведчук И.И., Агеев В.Н, и др. Прогнозирование нефтегазоносносга на акваториях. - М.:
Недра, 1988. - 168 с.
42.Цифровая обработка сейсмических данных/Е.А. Козлов, Г.Н. Гогоненков, Б.Л. Лернер и др,-
М.:Недра, 1973.-312 с.
43ЛЛерифф Р., Грегори А. Сейсмическая сгратиграфия. - М: Мир, 1982. ТЛ. - 373 с, Т.2. - 460 с.
44.Coffen J.A. Seismic Exploration Fundamentals. - Tulsa, PennWell Books, 1986. - 346 p.
45.Coffen J.A. Interpreting Seismic Data. - Tulsa, PennWeil Books, 1984. - 260 p.
46-Evans Brian J. A Handbook for seismic data acquisition in exploration. - Tulsa, Society of
Exploration Geophysicists, 1997. - 305 p.
47.Gadallah M.R. Reservoir seismology. - Tulsa, PennWell Books, 1994.-384 p.
48.Liner Christopher L. Elements of 3 - D Seismology. - Tulsa, PennWell Books, 1999. - 438 p.
49.Reservoir Geophysics. Investigation in Geophysics, № 7. Edited by Robert E Sheriff. - Tulsa,
Society of Exploration Geophysicists, 1997. - 400 p.
50-Seismic atlas of structural and stratigraphic features. Edited by Goudswaard W. and Jenyon M.K. -
Zeist, European Association of Exploration Geophysicists, 1991.250 p.
Sl.Yilmas Oz. Seismic Data Processing. - Tulsa, Society of Exploration Geophysicists, Seventh
printing, 1994.-526 p.
52.Yilmas Oz. Seismic Data Analysis. - Tulsa, Society of Exploration Geophysicists, 2001. V I -
1000p.,VII-1000p.
191
ОГЛАВЛЕНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ 3
1. ОБЩЕЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О СОДЕРЖАНИИ ЭТАПА ОБРАБОТКИ 5
СЕЙСМИЧЕСКОЙ ЗАПИСИ
1.1. Подготовка полевых материалов к процессу цифровой обработки 5
1.2. Цели и стадии цифровой обработки сейсмических записей 5
1.3. Общая схема решения обратных задач сейсморазведки 7
1.4. Принципы и виды корреляции сейсмических волн 11
1.5. Распознавание и особенности корреляции отраженных волн 13
1.6. Особенности корреляции преломленных и рсфрагированных волн 16
Вопросы для самопроверки 18
2. ОСНОВНЫЕ НАЧАЛЬНЫЕ ПРОЦЕДУРЫ ОБРАБОТКИ 19
СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
2.1. Демультиплексирование, подготовка и редактирование сейсмических записей 19
2.2. Программная и автоматическая регулировка амплитуд 23
2.3. Расчет и коррекция статических поправок 25
2.4. Расчет и коррекция кинематических поправок 31
Вопросы для самопроверки 34
3. ФИЛЬТРАЦИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ КОЛЕБАНИЙ 35
3.1. Общие понятия о фильтрации сейсмических колебаний 35
3.2. Классификация основных видов фильтрации 35
3.3. Согласованные одноканальные фильтры 3 7
3-4. Одноканальные оптимальные фильтры 40
3.5. Многоканальные фильтры 42
3.6. Теория интерференционных систем возбуждения и приема колебаний 46
3.7. Группирование приемников и источников 48
3.8. Регулируемый направленный прием и излучение 51
3.9. Криволинейное суммирование 52
Вопросы для самопроверки 55
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ РАСПРОСТРАНЕНИЯ УПРУГИХ 57
ВОЛН В ПОКРЫВАЮЩЕЙ ТОЛЩЕ
4.1. Определение скоростей распространения упругих волн по измерениям 57
на образцах горных пород
4.2. Определение скоростей распространения упругих волн по данным 58
сейсмического и акустического каротажа
4-3. Определение эффективной скорости в покрывающей толще 59
по годографам отраженных и головных волн
4.4. Вертикальные и горизонтальные спектры скоростей 63
4.5. Обобщение данных о скоростях распространения упругих волн 68
в покрывающей толще
Вопросы для самопроверки 72
5. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПРОЦЕДУРЫ ОБРАБОТКИ СЕЙСМИЧЕСКОЙ 73
ИНФОРМАЦИИ
5.1. Миграция временных сейсмических разрезов 73
5.2. Динамический анализ сейсмических записей 80
5.3. Прогнозирование геологического разреза и прямые поиски залежей углеводородов 82
5.4. Анализ зависимости амплитуды отраженной волны 86
от величины удаления "взрыв - прибор''
Вопросы для самопроверки 90
192
6. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ МЕТОДА ПЕРВЫХ ВОЛН 91
6.1. Общие положения
6 2. Интерпретация годографов головных волн на основе использования модели 91
однородно-слоистой среды с плоскими границами раздела
6.3. Интерпретация головных волн, соответствующих одной криволинейной границе 94
раздела двух однородных сред
6.4 Построение временных динамических разрезов по данным МПВ 96
6 5. Интерпретация годографов рефрагированных волн 9g
Вопросы для самопроверки ^ Q2
7. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ 103
И СПОСОБЫ ИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ
7J Элементы геологического разреза и возможности их изучения j 03
сейсмическим методом
7.2. Этапы процесса интерпретации сейсмических данных 109
7 3. Построение отражающих границ и глубинных динамических разрезов 111
7 4. Составление сейсмических разрезов, структурных карт и схем 114
Вопросы для самопроверки 118
8. ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНФОРхМАЦИИ 119
8.1 Общее представление о процессе обработки 119
8.2. Типовая кинематическая обработка 121
8.3. Детальная кинематическая обработка 127
8.4. Динамическая обработка 129
8.5. Интерпретационная обработка сейсмической информации 130
Вопросы для самопроверки 132
9. ГРАФЫ И СИСТЕМЫ ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ 133
СЕЙСМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
9,1. Графы обработки сейсмических данных 133
9.2» Современные средства вычислительной техники 138
и системы обработки сейсмической информации
9.3 Системы интерпретации сейсмических данных 143
Вопросы для самопроверки 148
10. ПОИСКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 149
101. Основные типы ловушек залежей углеводородов 149
10.2. Этапы и стадии поисков залежей углеводородов 152
10.3. Примеры применения сейсмической разведки при поисках и разведке 156
залежей углеводородов
Вопросы для самопроверки 170
11- ПРИМЕНЕНИЕ СЕЙСМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ 171
ГЛУБИННОГО СТРОЕНИЯ ЗЕМНОЙ КОРЫ, В РУДНОЙ
И ИНЖЕНЕРНОЙ ГЕОЛОГИИ
ИЛ. Глубинные сейсмические зондирования земной коры 171
и региональные исследования осадочных бассейнов
11.2. Примеры применения сейсмического метода при решении задач рудной геологии 177
113. Возможности сейсмической разведки при решении задач инженерной геологии 180
Вопросы для самопроверки 188
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 189
ЛИТЕРАТУРА 190
193