Исследование методики нефтегазовой поисковой сейсморазведки на территории впадины Шабва южной части Йеменской Республики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.12, кандидат технических наук Аль-Язиди Сами Мохамед

• Аль-Язиди Сами Мохамед
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Аль-Язиди Сами Мохамед

Введение.

1. Общие и геологические сведения о впадине Шабва

1.1 .Общие сведения о районе работ.

1.2.Геологическое строение.

1.3.Тектоник а.

1 АНефтегазоносность.

2. Геолого - геофизическая изученность и сейсмогеологические условия впадины Шабва

2.1.История геолого-геофизических работ Советской нефтяной экспедиции (СНЭ).

2.2. Глубинные сейсмогеологические условия района.

2.3. Поверхностные сейсмогеологические условия района.

3. Анализ методики полевых сейсморазведочных работ на территории впадины Шабва

3.1 .Анализ волнового поля.

3.2. Выбор и оптимизация сейсмических источников.

3.3. Оптимизация параметров группирования приемников.

3.4. Количественные оценки подавления волн-помех.

3.5. Формирование частотного спектра регистрируемых колебаний.

3.6. Анализ систем наблюдения.

4. Методика остронаправленного профилирования.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование методики нефтегазовой поисковой сейсморазведки на территории впадины Шабва южной части Йеменской Республики»

Территория Йеменской республики расположена на юге Аравийской плиты, входящей в состав Африкано-Аравийской платформы. С запада и юга от остальной части платформы она отделена Красноморским и Аденским рифтами. Северная часть страны является далекой окраиной нефтегазоносного бассейна Персидского залива.(рис.1.1)

Советская нефтепоисковая экспедиция начала работу на территории южной части Йеменской республики в 1982 г. Геофизические исследования в районе впадины Шабва на поиски месторождений нефти и газа проводились с 1982 по 1990 гг.

За это время в районе Шабва выполнена гравиметрическая съемка на 2 площади 35000 км , проведена сейсморазведка (8.2 тыс.пог.км), электроразведка (3.4 тыс. физ.набл.), структурное бурение (13.3 тыс.м), глубокое бурение (62 тыс.м). Основные результаты выполненных работ таковы :

- Выявлены основные черты глубинного строения района и определены мощности осадочного чехла.

- Выделены основные перспективные нефтегазоносные комплексы, дана оценка перспектив образования в них промышленных скоплений нефти .

- Геофизическими работами выявлены 23 структуры, на 17 из которых выполнена оценка перспектив образования в них промышленных скоплений нефти;подготовлены к глубокому бурению (Шабва, Аядим, Амаль, Восточный Аяд и др.).

- Получены промышленные притоки нефти их 3-х скважин месторождения Западный Аяд, 3-х скважин месторождения Восточный

Аяд и одной скважины месторождения Амаль. Общие извлекаемые запасы углеводородов впадины Шабва на современной стадии изученности оцениваются в 250 млн. т углеводородов (150 млн. т нефти и 3

100 млрд. м газа).

В успешном решении нефтегазопоисковых задач на территории южного Йемена основную роль сыграла сейсморазведка методом ОГТ, которая проводилась в 1982-1990 гг. в рамках трех контрактов (проектов) силами 2-3 полевых партий. Полевые записи выполнялись сейсмостанциями «Прогресс -1» и «Прогресс - 3» с применением как взрывных, так и вибрационных источников. Методика полевых работ, несмотря на известную тенденцию к ее унификации в МОГТ, варьировала применительно к изменявшимся сейсмогеологическим условиям. Эти условия в регионе весьма непростые: глубинные условия осложнены интенсивной солянокупольной тектоникой осадочных отложений, а поверхностные условия неблагоприятны из-за каменистой пустыни, песчаных барханов и гористой местности на значительной части впадины Шабва.

Поисковые работы СНЭ развивались поэтапно от более благоприятных равнинных площадей Центральной и Западной Шабвы к наиболее трудным барханным и гористым территориям Восточной Шабвы. В этом же направлении происходило усложнение методики полевых работ. Наряду с взрывным возбуждением в скважинах опробовались линии детонирующего шнура и накладные заряды, в производственные работы вводились вибрационные источники. Особенно следует отметить большой объем опытных сейсморазведочных работ, которые выполнялись на начальной стадии каждого проекта и позволяли уточнять методику производственного профилирования.

Обработка полевых материалов проводилась в двух местах - в г. Сайун (Йеменская республика) на ЭВМ ЕС -1040 и в г. Нарофоминске (СССР) на ЭВМ «Сайбер-63».

По материалам сейсморазведочных работ МОГТ было составлено 4 отчета за периоды 1982-1984 г.г., 1984-1985 гг., 1985-1988 г.г. и 1988-1989 г.г. В них освещены профильные (2D) работы , выполненные в различных частях впадины Шабва. Площадные (3D) работы в то время здесь не проводились.

В отчетах содержится обширный фактический материал, относящийся ко всем стадиям сейсморазведочного процесса - от опытных и производственных полевых работ до результатов их обработки и геологической интерпретации. Этот материал, несомненно, требует тщательного осмысливания с тем, чтобы объективно оценить накопленный опыт сейсмических изысканий в своеобразных условиях исследуемого региона. Такая оценка в настоящее время особенно актуальна, т.к. имеются основательные перспективы возобновления нефтепоисковых изысканий с участием российских геофизиков на территории Йеменской республики. Поэтому критический анализ предшествующих работ имеет вполне практическое значение.

В 1990 г. A.B. Череповским была защищена кандидатская диссертация, посвященная вопросам оптимизации графа обработки данных МОГТ и базирующаяся на Йеменских материалах СНЭ. Совершенствование обработки материалов применительно к конкретным сейсмогеологическим условиям является, несомненно, важным аспектом работ. Однако хорошо известно, что даже самая совершенная обработка не может восполнить серьезные потери качества сейсмического материала, допущенные на этапе полевых наблюдений. Более того, чем тоньше и сложнее методы преобразования сейсмических колебаний при их обработке, тем выше требования, предъявляемые к качеству исходных данных. Повышение этого качества обеспечивается выбором оптимальной методики сейсмического профилирования путем опытных наблюдений.

Методика полевых работ МОГТ включает следующие компоненты: - тип сейсмических источников, их параметры и характер группирования;

- параметры группирования сейсмоприемников;

- параметры записи колебаний, включая частотную фильтрацию;

- вид системы наблюдений и ее параметры.

Только совместная оптимизация этих компонентов в состоянии обеспечить получение полевых материалов максимально достижимого качества. Это обстоятельство особенно существенно в районах наиболее сложного сейсмического материала, к которым относится и рассматриваемый регион.

При постановке диссертационной темы первоначально планировалось использовать, наряду с отчетными материалами, также исходные магнитные записи, хранившиеся в фондах ВО «Зарубежгеология». Их выборочная обработка и анализ позволил бы дополнить отчетные материалы, иногда слишком скупые, и получить новые оценки по ряду исследуемых вопросов. К сожалению, было установлено, что полевые цифровые записи из-за длительного срока их хранения стали непригодными для воспроизведения. По этой причине материалы для диссертационной работы могли быть получены только из фондовых отчетов, которые в большинстве случаев снабжены достаточно представительной графикой.

Цель работы

В диссертации выполнен критический анализ всех сторон полевой методики сейсморазведочных работ МОГТ на территории впадины Шабва. Цель наших исследований состоит в том, чтобы в данных конкретных условиях выявить неиспользованные ресурсы повышения качества полевого материала за счет оптимизации параметров возбуждения, приема и записи упругих колебаний, а также системы наблюдений сейсмического профилирования. На основании этого анализа могут быть внесены коррективы в методику поискового сейсмического профилирования с тем, чтобы повысить его геологическую эффективность.

Задачи исследований

В диссертации поставлены и решены следующие конкретные задачи:

1. Обобщение методики полевых работ на территории впадины Шабва и ее районирование в соответствии с изменением поверхностных условий на различных площадях.

2. Критическая оценка применявшихся способов возбуждения, приема и записи колебаний с рекомендациями по их оптимизации.

3. Критическая оценка применявшихся систем наблюдения МОГТ в условиях солянокупольной тектоники с рекомендациями по их оптимизации.

Научная новизна результатов.

На основании анализа большего объема экспериментальных и производственных материалов девятилетних сейсморазведочных работ во впадине Шабва сделаны важные методические выводы, которые отличаются научной новизной для конкретных сейсмогеологических условий исследуемого региона:

1. Установлено, что в волновом поле всех типов сейсмических источников в широком диапазоне дистанций и времен доминируют длинноволновые (высокоскоростные и низкочастотные) волны-помехи, образующиеся в верхней части разреза, которые не характерны для типичных условий осадочного чехла. Применявшиеся при работах МОГТ системы наблюдения, возбуждения, приема и записи колебаний не могли в достаточной степени ослабить эти помехи, что сказывалось на качестве полевых материалов и не могло быть плностью устранено на этапе их обработки.

2. Установлено, что в данных сейсмогеологических условиях имеется существенный резерв повышения отношения сигнал/помеха путем ослабления самых низкочастотных составляющих в спектре б колебаний за счет использования взрывных источников малой единичной мощности, вибрационных воздействий с увеличенной начальной частотой свип-сигналов, применения более высокочастотных сейсмоприемников и увеличения граничных частот аппаратурных фильтров записи.

3. Установлено присутствие в наблюдаемой волновой картине боковых волн, которые интерферируют с отражениями из вертикальной плоскости и играют роль помех при интерпретации сейсмических разрезов.

Практическая ценность результатов

Выполненные исследования позволяют предложить коррективы в методику полевых работ МОГТ 20 - сейсморазведки, которая является основой сейсмических изысканий на стадии региональных и поисковых исследований на нефтегазоперспективных площадях.

Повышение эффективности профильной сейсморазведки обеспечивается оптимизацией ее методики по двум направлениям: увеличением частоты упругих колебаний при их возбуждении, приеме и записи; подавлением боковых волн с помощью методики остронаправленного профилирования. Предлагаемые меры способны существенно повысить качество сейсмических разрезов и однозначность интерпретации их волновой картины.

Фактический материал

Исходными данными при выполнении настоящей работы послужили геолого-геофизические материалы, представленные в отчетах Советской нефтепоисковой экспедиции за периоды 1982-1984 гг., 1984-1985 гг., 1988-1989 гг., которые были любезно предоставлены фондами ВО "Зарубежгеология".

Защищаемые положения

Результаты диссертационных исследований позволяют сформулировать следующие защищаемые положения:

1. В развитии методики многолетних работ МОГТ во впадине Шабва основная тенденция заключалась в поэтапном повышении доли вибрационных источников по сравнению с буровзрывными источниками. При этом параметры приема и записи колебаний существенно не корректировались с учетом изменения интенсивности волн-помех при смене типа источника.

2. Важной особенностью сейсмической волновой картины является доминирование образующихся в ВЧР длинноволновых (высокоскоростных и низкочастотных) помех, которые слабо подавлялись интерференционными системами возбуждения и приема из-за недостаточной длины их баз. Ослабление низкочастотных составляющих в спектре этих волн - помех рекомендуется для повышения качества полевого материала.

3. Применявшиеся системы наблюдений МОГТ во многих случаях оказывались некорректными из-за недостаточного подавления длиноволновых поверхностных волн. Эти интенсивные помехи при профилировании с шагом пунктов возбуждения 100 м и 150 м попадали в побочные максимумы характеристик направленности суммирования сейсмических трасс по ОГТ и накапливаясь, разрушали полезную волновую картину на временных разрезах. Необходимо согласование параметров системы наблюдений с параметрами интерференционных систем возбуждения и приема.

4. Резерв увеличения отношения сигнал/помеха путем повышения частоты колебаний в процессе их возбуждения, приема и записи не был в достаточной степени использован при профилировании МОГТ. Уменьшение массы взрывных зарядов, увеличение начальной частоты свип-сигналов и повышение граничной частоты ФВЧ записи способны в данных условиях существенно повысить отношение сигнал/помеха на полевых записях. 5. На территории впадины Шабва надежность сейсмических построений и однозначность их геологической интерпретации осложняются присутствием на временных разрезах боковых отражений, которые не ослаблялись применявшимися продольными интерференционными системами. Оставаясь в рамках 2D сейсморазведки, можно рекомендовать при поисковых работах использование методики остронаправленного профилирования для подавления боковых волн-помех.

Апробация работы.

Результаты выполненных исследований докладывались на сейсморазведочной секции IV международной конференции "Новые идеи в науках о Земле", Москва, 1999 г.

Обьем и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Объем диссертации составляет 160 печатных страниц, 4 таблицы и 56 графиков. Библиография содержит 25 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», Аль-Язиди Сами Мохамед

Основные выводы по этим тестам , представленные в отчете таковы:

1. Спектральная характеристика исходных сейсмограмм при ФВЧ 20Гц смещена в сторону высоких частот (рис.3.20,а). Ширина спектра на уровне 0.5 составляет: при ФВЧ 10 Гц: 11-28 Гц. при ФВЧ 20 Гц: 14-35 Гц.

Спектр при ФВЧ 10Гц имеет экстремум на частоте 16Гц, а при ФВЧ 20Гц наблюдаются два максимума - на частотах 20Гц и 28Гц.

2. В процессе обработки наблюдается выравнивание ширины спектральных характеристик сейсмических сигналов с разными ФВЧ записи (рис.3.20,б,в). Однако смещение преобладающей частоты спектрально-энергетической характеристики в сторону высоких частот (с четко

Рис.3.20. Спектральный анализ волнового поля при полевой регистрации с ФВЧ 10 Гц(1) и 20 Гц (2): а) спектр исходных сейсмограм, б) спектр сейсмограмм после когерентной фильтрации , в) спектр сейсмограмм после винеровской фильтрации. выраженным максимумом в интервале 25-35 Гц) при частоте ФВЧ 20Гц происходит на более высоком энергетическом уровне, чем при ФВЧ 10Гц.

3. Сейсмограммы, полученные с ФВЧ 20Гц , на всех стадиях обработки имеют лучшее соотношение сигнал/помех по сравнению с ФВЧ 10Гц.

4. Сопоставление отношения сигнал/помех показывает высокую эффективность процедур коррекции статических и кинематических поправок, а также когерентной фильтрации. При этом коррекция поправок при ФВЧ 20Гц является более эффективной именно за счет ослабления помех. На всех этапах обработки при ФВЧ 20Гц прирост отношения сигнал/помехи составляет 15-25%, по сравнению с ФВЧ 10Гц.

Анализируя рассматриваемые материалы, приходится отметить, что представленные на рис.3.20 графики в некоторых отношениях выглядят довольно странно и плохо согласуются с обычными представлениями о спектрах и частотных фильтрациях. Не понятно, почему спектры исходных записей, полученных с ФВЧ 10Гц и 20Гц, различаются в области высоких частот, хотя верхние границы полосы пропускания в обоих случаях не различались( рис.3.20 , а).

На рис.3.20,б показаны спектры сейсмограмм после когерентной фильтрации. Здесь спектры с ФВЧ записи 10 Гц и 20 Гц подравниваются а счет сдвига спектра при ФВЧ 10 Гц в сторону высоких частот, где он практически сравнивается со спектром при ФВЧ 20Гц. Этот эффект трудно понять, так как когерентный фильтр является по существу низкочастотным фильтром - он сглаживает колебания, подчеркивая их низкочастотные составляющие.

На рис.3.20,в показаны спектры после винеровской фильтрации. Изменения спектров не понятны, поскольку они расширились со стороны высоких частот для обоих вариантов исходных спектров. Такой эффект возможен при деконволюции, но здесь были использованы фильтры согласованного типа, которые не расширяют, а сужают ширину спектра профильтрованных колебаний. Замеченные нами особенности спектральных характеристик требуют специальных комментариев, однако в отчете таковых нет.

На рис.3.21 представлены результаты суммирования по ОГТ при различной фильтрации полевых сейсмограмм, выбранной по данным спектрального анализа. Фильтр 12-42Гц соответствует общей ширине спектральной характеристики. Фильтр 21-70 Гц ориентирован на выделение составляющей второго максимума спектра на частоте 28 Гц.Сами авторы отчета [4] считают, что сравнение разрезов показывает улучшение коррелируемости отражений при частоте 21-70 Гц (рис.3.20 , в).

Действительно, при этой фильтрации существенно усиливается присутствие горизонтальных осей синфазности во всем диапазоне времен, которых не видно на исходной волновой картине и очень мало при более низкочастотной фильтрации (12-42Гц). Не зная реальной структуры геологического разреза, можно только предполагать, что высокочастотные компоненты поля скорее соответствуют реальным отражениям из вертикальной плоскости от пологих геологических границ. Последний пример еще раз свидетельствует в пользу необходимости применения достаточно сильной высокочастотной фильтрации волнового поля на всех стадиях его получения и преобразования (возбуждения, приема, записи, обработки). Можно только сожалеть, что это положение фактически не было реализовано в практике сейсморазведки МОГТ на территории Шабвы.

С вопросом об оптимальной фильтрации записи при использовании взрывных источников прямо связан вопрос об оптимальной полосе частоты свип-сигнала при использовании вибрационных источников. Один из циклов опытных работ был проведен в Аядской мульде на профиле 89311 [1] при начале детализационных исследований с шагом квантования /±Х = 2 мс.

010002020091000000534801000202010000010201010200020201010100010102230001

022302010002010201000002020000020100020002020201000200010201020100020200020101000200

Опробовались 14 вариантов свип-сигналов, была проведена визуализация коррелограмм (см.стр.81 - 82 ) и сделан расчет отношения сигнал/помехи на базе 12 каналов. Визуальный анализ коррелограмм свидетельствует о повышении разрешенности записи при расширении частотного диапазона свип-сигнала в сторону высоких частот до 80-90Гц и увеличении начальной частоты свип-сигнала от 12 до 16 Гц. Это приводит к видимому очищению сейсмограмм от низкочастотных волн-помех, но одновременно заметно, что несколько снижается динамическая выразительность отражений. Такая потеря неизбежна, но вполне может быть оправдана, если приводит к улучшению освещения структурного строения подсолевых горизонтов - пусть даже за счет некоторой потери временной разрешенности записи. Дальнейшее увеличение верхней границы свип-сигнала до 104-116 Гц не приводит к дополнительному расширению спектра записей. К сожалению, не были опробованы варианты с более высокой частотной начала свипа (18, 20, 22 Гц), что могло бы привести к получению более чистых полезных отражений в наиболее сложных частях разреза диапировой тектоники.

Авторы отчета по итогам своих опытов не решились поднять начальную частоту свип-сигнала выше 12 Гц, хотя существенно подняли его конечную частоту до 80-92 Гц.

Нам представляется, что следовало бы принять диапазоны свип-сигнала 18(20) -90(92) Гц, который по октавности не уступает ранее применявшемуся свипу 12-54 Гц. Это значительно ослабило бы поверхностные волны без заметной потери временной разрешенности волновой картины.

Таким образом, по материалам тестирования спектрального состава регистрируемых колебаний можно сделать следующий вывод. Сдвиг спектрального диапазона этих колебаний в сторону высоких частот явно благоприятен для относительного ослабления интенсивных поверхностных помех и улучшения волновой картины, особенно - для целевых подсолевых

3.6. Анализ систем наблюдений

Солянокупольная тектоника во впадине Шабва предопределила сложность глубинных сейсмогеологических условий, которую усугубляет сложность поверхностных условий. Учитывая это обстоятельство, за время сейсмических работ СНЭ неоднократно ставились эксперименты с целью выбора оптимальных систем наблюдения и уточнения их параметров. [18]

На первом этапе работ основной объем поисковых профилей МОГТ отработан с применением центральной системы, обеспечивающей 12 - кратное перекрытие с взрывным интервалом 150 м при шаге каналов75м.Максимальные удаления достигали 1800 м. Пункт взрыва находится на 24-ом канале 48 -канальной расстановки.

К сожалению, в отчете [2] нет обоснования параметров системы наблюдения и нет соответствующих волновых картин, что затрудняет анализ их оптимальности. Эта же система поискового профилирования с 48-канальной расстановкой использовалась в 1983-1985 гг. При детализации на участках развития соляных диапиров кратность перекрытия увеличивалась до 24 за счет повышения канальности записи до 96. При детализации применялась кратность 24 (за счет работы спаренных сейсмостанций),. а максимальные дистанции увеличивались до 3600 м

На рис.3.22 сопоставляются 3 варианта временных разрезов (а,б,в), полученных с разными интервалами дистанций (DS) по материалам полевых записей 96-канальной расстановкой: а) DS = - 2625 м 4- 975 м (48 трасс, £12); б) DS = - 1725 м -41800 м (48 трасс, £ 12); в) DS = - 2725 М4- 3600 м (96 трасс, £ 24).

Рис.3. 22. Выбор оптимальных дистанций

Зависимость качества временного разреза от типа системы наблюдений , длины годографа и степени кратности ОГТ : а) асимметричная,трассы 13 - 60 ; Ь 1=2625 ш,Ь2=975 ш, 12-х ОГТ

В средней части профиля (ПК 350-500) выявляется соляной купол протяженностью около 5.5 км, а в начале профиля (ПК 150-200) - небольшой купол. Надсолевые отражения достаточно уверенно прослеживаются в мульдовых частях, причем лучше всего при малых ББ (рис.3.22, а). Но при этом варианте в купольной зоне подсолевые горизонты почти не видны. Эти целевые горизонты лучше всего видны при использовании максимальных дистанций (рис.3.22,в), хотя корреляция волн не всегда однозначна - по-видимому, из-за наложения боковых отражений. Вывод - сильная зависимость оптимального диапазона Б8 от конкретных структурных условий [19].

В отчете [4] описаны опытные работы по определению оптимального выноса пункта взрыва. Как показали результаты опытов, полностью исчезают самые низкоскоростные волны - помехи при выносе пункта взрыва (ПВ) на 200 м. На площади Альм исследование проводилось с 48-канальной сейсмостанцией при АХпп = 75м, кратности 12. Система наблюдений - центральная, АХпв = 75 м, максимальные дистанции 3600 м.

На крыле соляного купола наблюдения выполнены таким образом, чтобы длинная ветвь годографа располагалась в сторону восстания горизонтов, однако положительных результатов не было получено. Авторы отмечают, что применение удлиненных расстановок не привело к улучшению прослеживания отражающих горизонтов как в надсолевой части разреза, так и в подсолевой. По их мнению, дальняя часть годографа, начиная с дистанций более 2500 м, не оптимальна для регистраций полезных волн. Сопоставляя 3 варианта временных разрезов профиля 87165 (рис.3.23), авторы утверждают, что наилучшее качество сейсмического материала наблюдается на ближней трети годографа (Б8 = 0-1200 м). В средней части годографа (Б8 = 1200-2400 м) прослеживание отраженных волн ухудшается и понижается их спектр. На самых больших удалениях (Б8 = 2400 - 3600 м) отраженные волны отсутствуют. Следовательно, по мнению авторов, увеличение длины годографа в данных условиях не приводит к повышению эффективности сейсмических работ. Как видно, эти результаты резко отличаются от материалов рассмотренных ранее.

На наш взгляд, выводы авторов отчета нельзя считать безусловными, поскольку на трех вариантах временного разреза в области подсолевых отражений на временах более 1.2 -1.4 с волновая картина очень сложная и противоречивая^ наложениями пересекающихся осей синфазности различных направлений, которые не всегда совпадают на разных вариантах. Вполне возможно, что здесь сказывается различная острота характеристики направленности суммирования по ОГТ при разных диапазонах дистанций. При малых дистанциях на больших временах возможно доминирование многократных отражений из-за малого отличия их кинематики от полезных волн [9] . При больших дистанциях эти волны-помехи за счет суммирования по ОГТ должны подавляться значительно сильнее, хотя в целом здесь возможно большее влияние на волновую картину волн-помех другого типа (боковых, обменных, комбинированных) [6] . В таких условиях сопоставлять качество сейсмических записей и результирующих разрезов при разных дистанциях наблюдений затруднительно, если не опираться на объективные данные о реальном строении геологического разреза, известные по материалам глубокого бурения. Из текста отчета не известно, предпринимались ли попытки такого подхода при выборе оптимальных систем наблюдения в исследуемом районе, отличающемся сложной солянокупольной тектоникой нижнего этажа осадочного чехла.

Отработка профиля 88663 на площади Альм выполнялась с уменьшением шага между группами до АХпп=:25 м при кратности 24 и максимальных дистанциях 1475 м. Это позволило повысить информативность временного разреза, прежде всего - по надсолевым горизонтам (рис.3.24). Сравнивая временные разрезы, полученные на площади Альм при "стандартной" методике и при уменьшении шага между каналами, авторы указывают на преимущество временного разреза с уменьшенным шагом АХпп. Однако этот вариант разреза получен при удвоении кратности накапливания - 24 против 12. Подобное сопоставление не очень корректно еще и потому, что сравниваемые материалы были получены в разные годы (1985 и 1988 гг), т.е. многие обстоятельства и параметры полевых записей могли быть вовсе не идентичными. Такое сопоставление убедительно только при условии, что различные варианты выборок трасс для обработки по ОГТ взяты из одной партии полевых записей.

В данном случае диапазоны дистанций в сопоставляемых вариантах отличаются незначительно (на 20%), поэтому естественно, что трехкратное сокращение шага каналов и двухкратное увеличение степени перекрытия дало заметный положительный эффект. В отчете отмечено, что сокращение шага между каналами АХпп до 25 м было произведено при доразведке месторождения Западный Аяд, Амаль. Для улучшения прослеживания отражений под соляным куполом применялась асимметричная расстановка (ПВ сдвинут на 1/4 длины расстановки от края), по-видимому, для повышения степени направленности системы наблюдений против многократных отражений за счет увеличения диапазона дистанций.[18]

При переходе на новую площадь Северная Шабва в 1989 г. была опробована и применена для производственного профилирования система 24-кратного перекрытия с 48-канальной расстановкой при шаге пунктов приема и пунктов возбуждения равном 50 м. Вынос источника был принят 200 м, так что диапазон дистанций составлял от 200 до 1350 м . Сейсмическими источниками служила группа из 4 вибраторов Мертц -18, расположенных вдоль профиля с шагом 25 м. Накопление 8 воздействий при последовательных сдвигах на 6.25 м обеспечивало эффективную базу интерференционной системы 118.75 м.Сводка параметров систем наблюдений , применявшихся во впадине Шабва , дана в таблице 3.3 .

Как видно, системы наблюдений МОГТ, применявшиеся в Шабве , были вполне традиционными с весьма типовыми наборами параметров. Например, система с 50-ти метровым шагом каналов при кратности 12 или 24 используется повсеместно и так широко, что ее вполне можно назвать «стандартной». Вопрос заключается в том, насколько применявшиеся системы наблюдений были достаточно эффективными в конкретных сейсмогеологических условиях Шабвы, особенностью которых является широкое поле интенсивных, высокоскоростных и низкочастотных волн-помех поверхностного типа. Большая часть энергии этих колебаний сосредоточена в области кажущихся длин волн, достигающих 150-200 м и более. Как мы видели (п.3.4.), эти помехи существенно не ослабляются применявшимися интерференционными системами возбуждения и приема колебаний. В результате они остаются весьма сильными на сейсмограммах ОГТ, по которым строятся временные разрезы. [19]

Рассмотрим, какой эффект оказывает суммирование трасс по ОГТ на интенсивность этих волн-помех. По отношению к волнам с прямолинейными годографами суммирование по ОГТ является интерференционной системой , в которой шаг элементов равен шагу изменения дистанций в подборке трасс по ОГТ. Нетрудно видеть, что этот шаг АХтр равен удвоенному шагу пунктов возбуждения АХпв: А Хтр = 2 АХ пв.

Построим характеристики направленности для плоских волн при 2-х вариантах системы 12-кратного суммирования по ОГТ, получаемой с 48-канальной расстановкой. Первый вариант (рис.3.25,а) соответствует шагу каналов по профилю АХпп=50м, т.е. А Хпв = 2А Хпп = 100м и АХтр = 2Хпв = 200 м. Второй вариант (рис.3.25,б) соответствует шагу каналов по профилю АХпп = 75 м, т.е. АХпв = 2Хпп = 150 м и А Хтр = 2 А Хпв = 300 м.

Мы видим, что из-за дискретности весовых функций интерференционных систем их характеристики направленности имеют периодическую структуру.

Поэтому характеристика,наряду с основным максимумом при К=0 (X = оо), имеет ряд побочных максимумов, которые повторяются через интервал АК значений волнового числа К, обратный шагу дистанций для трасс сейсмограммы ОГТ.

АК = 1/ АХтр

В результате при суммировании трасс сейсмограммы ОГТ в одну суммотрассу будут синфазно складываться и усиливаться в 12 раз не только полезные отражения с очень большими длинами волн (X ~ со), но и колебания целого ряда волн-помех. В случае 50 - метрового шага каналов регистрации к этим колебаниям относятся регулярные помехи с кажущимися длинами волн около 200 м, 100 м и менее. В случае 75 метрового шага каналов расстановки - с кажущимися длинами волн около 300 м, 150 м и менее. Если помехи с длинами волн около 100 м и менее достаточно сильно подавляются интерференционными системами возбуждения и приема, то помехи с длинами волн порядка 150 м и более уже не попадают в область подавления этих систем и проходят их без ослабления. При суммировании по ОГТ такие помехи хорошо накапливаются и, будучи изначально значительно сильнее однократных отражений, разрушают полезную волновую картину на временных разрезах.

С этих позиций становится понятнее положительный эффект, который наблюдается на временном разрезе при уменьшении шага каналов записи с 75 м до 25 м (рис.3.25,б). Действительно, при 24-кратной системе АХпв = АХпп = 25м и АХтр = 2 АХпв = 50 м. Это означает, что первый побочный максимум характеристики направленности суммирования по ОГТ приходится на Хк = 50 м, второй на Хк = 25 м и т.д. В этом диапазоне длин волн помехи хорошо подавлены полевыми системами и поэтому не создают больших проблем на временном разрезе МОГТ.

При рассмотрении вопроса о суммировании по ОГТ волн-помех мы не учитывали то обстоятельство, что перед суммированием в трассы сейсмограммы ОГТ вводятся кинематические поправки, рассчитанные для однократных отражений. Эти поправки несколько деформируют прямолинейные оси волн-помех и, в целом, повышают уровень кажущихся скоростей. На больших временах, где регистрируются целевые подсолевые отражения, кривизна их годографов невелика, что позволяет в наших приближенных оценках пренебречь искажением прямолинейности осей волн-помех и учитывать только эффект изменения их среднего наклона, т.е. кажущейся скорости и, следовательно, кажущейся длины волны.

Кинематическая поправка т(х) на дистанции х для отражения на времени 1: с эффективной скоростью V определяется приближенной параболической формулой:

2 2 т(х) = х / 2Ху

Горизонтальный градиент этой поправки g(x) равен:

- ? g (х) = с1т(х) / ёх = х! Ху Как видно, g(x) - линейная функция от дистанции х, достигающая наибольшего значения на максимальном удалении от источника. Для расстановки с диапазоном дистанций от х = 0 до х = Хмах среднее значение градиента кинематической поправки g составит: = 1/2 (Хмах)^ (0)] = 1/2 g (Хмах) = Хмах Щу2 Величина с, обратная значению g , является осредненной оценкой кажущейся скорости функции кинематических поправок, т.е. ее наклона на сейсмограмме:

- 2

С = 2\М /X мах

Для примера возьмем 1 = 1,5 с, V = 3500 м/с , хмах = 3000 м. Тогда с = 12250 м/с. Оценим изменение кинематики волны-помехи с начальной скоростью Уп. За счет введения этой поправки кажущаяся скорость волныпомехи станет Упс:

1 /Упс = (1/ Уп)- (1/ с) = (1 /Уп) х (1-Уп/ с) Пусть начальная скорость помехи Уп = 2500 м/с, тогда Уп/ с = 0.2, т.е. ее скорость увеличится на 20% и составит Упс = 3125 м/с. За счет этого кажущаяся длина волны также увеличится на 20%. Мы видим, что эти изменения параметров волн-помех невелики и не могут оказать существенного влияния на выводы, сделанные нами.

Таким образом, анализ систем наблюдений МОГТ, применявшихся на площади впадины Шабва, показывает, что при их выборе, как правило, не учитывалась важная особенность регистрируемого здесь поля высокоскоростных помех: значительная часть этих помех не подавлялась интерференционными системами возбуждения и приема колебаний и могла усиливаться при суммировании сейсмических трасс по ОГТ. Это является следствием несогласованности характеристик интерференционных систем возбуждения и приема, с одной стороны, с интерференционной системой суммирования по ОГТ, т.е. системой наблюдений, с другой стороны

Таб 3.3. Обобщающая статистика о видах систем наблюдений применявшихся во впадине Шабва и их параметрах 1982-1990 гг. пп Тип источника возбуждения Система наблюдений Шаг каналов Дпп(м) Шаг источников Див(м) Кратность перекрытия, N Число каналов записи Вынос (М) Максимальн дистанция, (М) Объем работ МОГТ, (км) Объем опытных работ, ф.н.

1 Взрывы в скважинах Асимметричная. Симметрич ная 50 100200 12-24 96 0-200 2350-3550 922.8 199

2 Линия детонирующего шнура Асимметричная. Симметрич ная 50 100200 12-24 96 0-200 2350-3550 2919.1 180

3 Вибраторы Симметричная. Фланговая 25 -50 25-50100 24-48 96 200 1379-2550 2594 725

135

4. Методика остронаправленного профилирования

4.1. Боковые волны на сейсмических разрезах Шабвы

Объемный (трехмерный) характер волнового сейсмического поля существенно ограничивает возможности профильной (двумерной) сейсморазведки при изучении сложных геологических объектов, к которым в первую очередь относятся солянокупольные структуры [22]. Именно с такими структурами связаны залежи углеводородов в подсолевых карбонатных коллекторах, которые уже выявлены или подлежат обнаружению на территории впадины Шабва.

В период анализируемых работ СНЭ, т.е. в 80-е годы, методика трехмерной (ЗБ) сейсморазведки находилась в стадии освоения советскими специалистами и не могла быть реализована при зарубежных работах в производственных масштабах. С другой стороны, ЗБ сейсморазведка до сих пор остается весьма громоздкой, трудоемкой и дорогостоящей технологией и ее применение экономически оправдано на стадии детальной разведки площадей с установленной промышленной нефтегазоносностью. А во впадине Шабва преобладающий объем сейсморазведки МОГТ был выполнен в малоизученном регионе на стадии поисковых изысканий. В этих условиях двумерное профилирование остается основной методикой сейсморазведки даже и теперь, т.е. десять лет спустя после завершения работ СНЭ в Йемене.

Известным фактором, осложняющим двумерные сейсмические разрезы в солянокупольных областях является присутствие в волновой картине так называемых боковых волн [12]. Это волны различной природы (в основном -отраженные, преломленно-отраженные, дифрагированные, обменные), которые распространяются не в вертикальной плоскости профиля. Накладываясь на отражения из вертикальной плоскости, они создают сложную интерференционную картину, которая очень затрудняет геологическую интерпретацию временных разрезов. При этом наибольшей неоднозначностью, противоречивостью и нарушенной когерентностью обычно отличается волновая картина в области регистрации целевых отражений в подкупольных зонах, которые представляют наибольший интерес с точки зрения поисков залежей углеводородов. В общем, такая ситуация характерна для большинства разрезов с диапировой тектоникой, включая и территорию Шабвы. Наблюдать ее Можно на многих иллюстрациях, приведенных в предыдущей главе диссертации.

Исполнители сейсмических работ в Шабве, естественно, осознавали этот важный момент, но оставаясь в рамках двумерного профилирования, не предложили никакого решения проблемы. Более того, в отчете [4] имеется скупое сообщение, что специальные наблюдения на одном из профилей не выявили значительного содержания боковых волн в регистрируемой картине.

Не располагая первичными записями, мы проанализировали отчетные материалы на предмет обнаружения явных признаков существенного влияния боковых волн на структуру регистрируемого сейсмического поля. Наша попытка оказалась результативной. В отчете [1] представлена иллюстрация, воспроизведенная на рис.3.10. Здесь сопоставлены волновые картины трех сейсмограмм, полученных в эксперименте по проверке эффективности нескольких способов группирования вибраторов. Эксперимент был выполнен на профиле (89306, 89307, 89308) площади Аядской Мульды. Профилирование выполнялось с 48-кратным перекрытием. Система наблюдений центральная с выносом источника на 200 м и малых шагах пунктов возбуждения и приема А ХПв = АХпп = 25 м. На приеме использовалась линейная продольная группа из 24 приемников на базе 86 м. С помощью четырех вибраторов при восьми накоплениях реализовывались следующие конфигурации источников: 1) линейная продольная группа на базе 118.75 м - рис.3.10,а; 2) линейная продольная группа на базе 70 м рис.3.10, б ; 3) площадная группа 60 м х 70 м с поперечной базой 60 м (4 вибратора с шагом 20 м) и продольной базой 70 м -рис.3.10,в. Во всех случаях параметры свип-сигнала (частота 14-48 Гц, длительностью 8 с) и шаг дискретизации (4 мс) оставались неизменными. Запись длительностью 12 с выполнялась на открытом канале (ОК-62,5Гц).

В отчете, как обычно, отсутствуют обсуждение и анализ демонстрируемых материалов, однако в данном случае они заслуживают тщательного рассмотрения.

Из сравнения сейсмограмм, полученных при длинной (Ь«120 м) и короткой (Ь=70 м) линейных базах вибраторов, видно, что они существенно различаются по качеству: во втором случае на временах полезных отражений доминируют неподавленные волны-помехи с кажущимися скоростями 15002500 м/с и видимыми периодами 50-70 мс. Они имеют кажущиеся длины волн порядка 120 м и естественно, попадают в полосу пропускания характеристики направленности интерференционной системы с продольной базой 70м. В то же время при длинной базе группирования вибраторов эти волны-помехи достаточно успешно подавляются, что позволяет удовлетворительно прослеживать на сейсмограмме множество отраженных волн на удалениях от источника до 1.5 км и более. Такая ситуация вполне естественна и не в ней заключается наиболее интересный момент. Наиболее интересна волновая картина, полученная при площадном группировании вибраторов. Хотя продольная база этой группы составляет всего 70 м, т.е. короткая, волновая картина здесь хорошо очищена от волн-помех и позволяет прослеживать отражения не хуже, а местами даже лучше, чем при длинной продольной базе группирования. Причина этого может быть только одна: наблюдаемые волны- I помехи, которые по значениям своих кажущихся скоростей вдоль линии наблюдения относятся к среднескоростным, являются существенно боковыми волнами. Их горизонтальное направление распространения составляет значительный угол с направлением сейсмического профиля.

Попробуем приблизительно оценить угол подхода рассматриваемых волн-помех к линии профиля. Поскольку эти волны успешно подавляются интерференционной системой с поперечной базой 60м, можно предположить, что их кажущаяся длина волны вдоль направления у составляет А,у=60 м. В то же время, согласно ранее сделанным оценкам по волновой картине рис.3.9,б, кажущаяся длина этих волн вдоль линии профиля X составляет А,х=120 м, что подтверждается их эффективным подавлением при длинной базе группирования вибраторов. По этим данным можно вычислить кажущуюся длину волны Ая на плоскости дневной поверхности Б и определить направление ее движения Я относительно оси X (рис.4.1 ),

Я,х

Рис.4.1. Определение направления движения боковой волны

Между величинами Хх, Ху и Хб существует простое соотношение

1 1 1 л 2 л 2 ^ 2 аб Лх Лу причем

A,s Is Xs

Xx= — и Xy= — - sin a sin P cos a

Из этих формул получаем:

A,s = 55 м, a = 26°, (3 = 64° Направление движения волны вдоль земной поверхности составляет с линией профиля х угол 3 = 64^.

Рассмотренный сейсмический материал показывает, что боковые волны являются вполне реальными интенсивными помехами, существенно осложняющими регистрируемую волновую картину. Авторы отчета [1], хотя и признали площадную группу вибраторов наиболее эффективной, однако же не сделали выводов о характере наблюдаемого сейсмического поля и роли боковых волн-помех. Более того, в отчете [4] составленном по работам 19851988 гг. на профиле 86101 площади Амаль (центральная Шабва), утверждается, что не удалось выявить влияния боковых волн на волновую картину, регистрируемую на площади впадины Шабва.

При профильной сейсморазведке обычно применяются продольные интерференционные системы возбуждения-приема колебаний и такие же системы наблюдений. Все они рассчитаны на подавление низко-, средне- и высокоскоростных волн-помех, распространяющихся вблизи вертикальной плоскости профиля. У этих систем отсутствует избирательность в поперечном направлении, что приводит к их «беззащитности» против вторжения боковых волн. Такую ситуацию можно изменить в нужную сторону, если хотя бы одну из интерференционных систем возбуждения-приема развернуть на 90^, т.е. обратиться к поперечному группированию источников либо приемников на достаточно больших базах. С точки зрения технологии и экономичности полевых работ, это целесообразно организовать путем поперечного группирования сейсмических источников при сохранении продольного группирования сейсмоприемников. Такой вариант проведения двумерной сейсморазведки получил название методики остронаправленного профилирования (МОП) [ 6]. Она была разработана на кафедре сейсмических и скважинных методов МГРИ под руководством В.П. Номоконова и прошла успешное опробование в разнообразных сейсмогеологических условиях, включая такой известный солянокупольный регион как Прикаспийская синеклиза [7].

4.2. Опыт применения МОП в Прикаспийской синеклизе

В 1984-1986 гг. кафедрой ССМ МГРИ (МГГА) на территории Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) Прикаспийской впадины по договору с Астраханской геофизической экспедицией ПГО «Центргеофизика» выполнялись экспериментальные работы с целью опробования методики остронаправленного профилирования при поисковых работах МОГТ. Целевыми объектами исследований являлись подсолевые горизонты (I П, II П и др.) на глубинах от 4 км до 6-7 км, к которым приурочены карбонатные коллекторы с установленной или предполагаемой нефтегазоносностью. Разрезы, получавшиеся здесь по традиционной методике МОГТ, часто отличались низким качеством и неоднозначностью волновой картины, преимущественно - в подкупольных зонах профилей. Одной из основных причин этого являлось присутствие многочисленных и интенсивных боковых волн различной степени регулярности. [6]

Методика остронаправленного профилирования ориентирована на накопление отраженных волн, распространяющихся в вертикальной плоскости профиля или вблизи нее. Проще всего это обеспечивается линейным группированием источников на достаточно протяженных поперечных базах, симметричных относительно линии приема колебаний. Как показывают теоретические оценки [24], достаточная острота характеристики направленности излучения вблизи вертикальной плоскости обеспечивается при Ь / X > 2 и ДЬА,<1/4, где X - длина волны полезных отражений, Ь - длина базы источников, ЛЬ - шаг источников на их базе. При этом для граничного значения Ь полоса пропускания характеристики направленности излучения на уровне 0.7 составляет ±15^ относительно вертикальной плоскости.

На ряде площадей АГКМ были выполнены полевые наблюдения с целью изучения волнового поля и его структуры при разнообразных вариантах продольного и поперечного группирования источников (взрывного и ударного действия) в сочетании с различными видами группирования сейсмоприемников, включая точечные группы. В результате этих экспериментов и тестовых отработок участков нескольких профилей было установлено, что в конкретных глубинных и поверхностных сейсмогеологических условиях АГКМ оптимальным является сочетание поперечного группирования источников на базе около 300 м с точечным группированием приемников в количестве 5 штук в одной точке. Такой вариант приема колебаний был обусловлен двумя причинами. С одной стороны, очень резкий барханный рельеф дневной поверхности вызывал большие временные сдвиги полезных волн на линейных базах группирования сейсмоприемников. С другой стороны, за счет достаточного выноса источников и высокочастотной фильтрации записи удавалось избавиться от наложения на целевые отражения интенсивных поверхностных волн.

На рис.4.2 сопоставлены две сейсмограммы, полученные на одном участке при точечном приеме колебаний и двух вариантах взрывного возбуждения - поперечная группа 9 скважин на базе 240 м и одиночная скважина. Видно, что подсолевые отражения существенно лучше регистрируются при поперечной группе источников.

Рис.4.3 позволяет сравнить два варианта временного разреза МОГТ по профилю длиной 11 км. Они различаются только характером группирования 8-ми невзрывных источников типа ГСК-6. В одном случае (рис.4.3, а) ударные установки располагались на продольной базе длиной 140 м, т.е. с шагом 20 м. Такое группирование источников было принято при производственных работах МОГТ Астраханской геофизической экспедиции на площадях АГКМ. В другом случае (рис.4.3,6) ударные установки располагались на поперечной базе длиной 280 м, т.е. с шагом 40 м. Сравнение оказывается явно в пользу поперечной

Рис.4.3. Варианты фрагментов временных разрезов с различными группами излучения ( ПР 9. 4. 87 ) а - Продольная группа 8 источников на базе 140 м , Х24 б - Поперечная группа 8 источников на базе 280 м , £24 ( дистанции а,б 0 - 2400 м ) группы источников. Здесь разрез выглядит намного более когерентным и информативным, с меньшим фоном волн-помех.

Весьма интересно сопоставление результатов, полученных на одном профиле (при взрывном возбуждении) по методике остронаправленного профилирования и по известной методике широкого профиля (ШП), которая являлась предшественницей современных систем ЗБ сейсморазведки. Возбуждение колебаний по методике ШП проводились на пяти параллельных линиях, расположенных с интервалом 100 м. Приемная 96-канальная расстановка находилась на центральной линии с шагом каналов 50 м. Шаг смещения источников по каждой из линий возбуждения составлял 200 м, что обеспечивало 12-кратное перекрытие по каждой из 5 линий ОГТ. Это позволяло получать суммарные оптимальные разрезы (при разных сдвигах на поперечной базе суммирования) кратности 60.

На рис.4.4 изображен временной разрез ШП (1)60), полученный при нулевых сдвигах, т.е. оптимальный для прослеживания отражений из вертикальной плоскости. (Этот разрез построен организацией ГЭПР НПО «Нефтегеофизика») На рис.4.5 приведен временной разрез МОП (212), по этому же сейсмическому профилю, который был отработан при поперечном группировании взрывных скважин на базе 240 м.

Разрез МОП дает более детальную информацию о строении подсолевого комплекса, чем разрез ШП очень высокой кратности. В условиях сильного влияния боковых волн это можно объяснить различием поперечных характеристик направленности обоих вариантов возбуждения колебаний (рис.4.6). Характеристика направленности ШП (рис.4.6,а) имеет при нулевых задержках узкий вертикальный лепесток с углом раствора 10^ (на уровне 0.7) и широкие боковые лепестки с углом 50^. Характеристика направленности МОП (рис.4.6,б) имеет практически лишь один вертикальный лепесток с углом раствора 20^ (на уровне 0.7).

На разрезе ШП в интервале пикетов 70-110 надсолевые отражения образуют мульдообразную структуру на временах 1.4-1.8 с, которая практически отсутствует на разрезе МОП. Векторный анализ материалов ШП показал, что эти отражения являются боковыми и мульда расположена слева по ходу профиля. По-видимому, за счет широких боковых лепестков направленности характеристики ШП его суммарный разрез изобилует среднескоростными волнами-помехами, которые создали сильный интерференционный фон, забивающий подсолевые отражения. Так, горизонт I П прослеживается только на пикетах 55-120. Практически здесь же на времени 3.5 с следится горизонт II П. На пикетах 130-176 подсолевые отражения совсем не видны - в отличие от разреза МОП.

Таким образом, методика остронаправленного профилирования доказала свою эффективность при производстве профильных работ МОГТ в регионе интенсивной солянокупольной тектоники при сложных глубинных и поверхностных сейсмогеологических условиях Прикаспийской синеклизы. С точки зрения этих условий впадина Шабва во многих отношениях сходна с Прикаспием. Это дает основание предполагать, что и на площадях Шабвы использование МОП позволило бы существенно повысить геологическую эффективность поисковых работ 2D сейсморазведки. По нашему мнению, эксперименты в этом направлении следовало бы поставить в случае возобновления сейсморазведочных изысканий в данном регионе.

Нетрудно сделать предварительные оценки параметров поперечных групп источников колебаний. При типичных значениях частоты колебаний отраженных волн и средней скорости их распространения во впадине Шабва (F «30 Гц, V « 4000 м/с) длина волны составляет около 120 м. Тогда длина поперечной базы группирования источников может быть 240 м при их шаге 30 м. Это означает, что группа включает не менее 9 источников. При взрывном

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Со времени выполнения проанализированных сейсмических работ прошло 10-15 лет. За этот период сейсморазведка достигла нового, более высокого уровня развития, особенно в отношении трехмерных (3&) систем наблюдений, обработки и интерпретации данных с использованием динамических параметров волнового поля для решения весьма тонких геологических задач. Вместе с тем в методике полевых наблюдений радикальных изменений не произошло, если рассматривать двумерные (2D), т.е. профильные системы наблюдений вместе с оптимизацией параметров возбуждения, приема и записи упругих колебаний. Поэтому результаты нашего анализа остаются вполне актуальными, имея в виду перспективы возобновления и расширения нефтепоисковых изысканий на площади впадины Шабва и сопредельных территориях.

Исследования методики прошлых работ МОГТ в Шабве позволяют сделать вывод, что при их проведении далеко не в полной мере были реализованы возможности получения в данных сейсмогеологических условиях полевых материалов более высокого качества. Особенностью наблюдаемого здесь волнового поля является доминирование интенсивных высокоскоростных и низкочастотных помех поверхностного типа с большими длинами волн - до 200-240 м. В производственных работах МОГТ это важное обстоятельство не было серьезно учтено, как и возможность помех со стороны боковых отраженных волн. Поэтому при профилировании использовались параметры систем возбуждения, приема и записи колебаний, а также систем наблюдений, которые не выходили за привычные рамки типовых ("стандартных") значений и в данных условиях оказались далеко не оптимальными.

Выполненный анализ показывает, что существуют реальные возможности повышения эффективности профильной сейсморазведки за счет оптимизации ее методики по двум направлениям. Во-первых, необходимо обеспечить достаточно сильное ослабление интенсивных поверхностных волн-помех путем повышения частот упругих колебаний при их возбуждении приеме и записи. Во-вторых, следует подавлять боковые волны путем поперечного группирования источников на достаточно больших базах, что реализуется методикой остронаправленного профилирования.

На этом основании мы рекомендуем опробование методики профилирования МОГТ со следующими параметрами-.

1. 48-кратное перекрытие, реализуемое 96-канальной расстановкой с шагом пунктов возбуждения АХпв и пунктов приема АХпп, равным 60 м. Повышение кратности перекрытия необходимо для увеличения отношения сигнал/помеха на сейсмических разрезах.

2. Сейсмическая расстановка симметричная (центральная) с выносом источника внутри нее на ± 200 м, что обеспечивает широкий диапазон дистанций 200-3000 м . Центральная система наблюдений имеет двоякое преимущество при наличии крутых отражающих границ соляных куполов: 1) в этих условиях качество регистрируемой волновой картины нередко сильно зависит от направленности излучения, а встречная система позволяет делать лучший выбор наиболее информативной части сейсмических записей; 2) появляется возможность различать крутонаклоненные отражения и длинноволновые помехи по знаку их кажущихся скоростей, т.е. направлению наклона осей синфазности.

3. Возбуждение колебаний поперечным (к профилю) излучателем на базе 240 м., который (в зависимости от поверхностных и технических условий) реализуется в виде группы из 9-ти мелких скважин с малыми зарядами (СЬд<0,4 кг) или нескольких линий детонирующего шнура или группы 4-х вибраторов с шагом 60 м при 8-ми накоплениях с поперечным сдвигом 7,5 м.

4. Прием колебаний - продольной группой из 24-х сейсмоприемников на базе 120 м при использовании приёмников собственной частоты 30 Гц (СВ

30), что обеспечит заметное ослабление колебаний на частотах ниже 15 Гц.

5. Параметры записи - ФВЧ записи с граничной частотой 30 Гц при взрывном возбуждении и начальная частота свип-сигнала 16-20 Гц при вибрационном возбуждении-для ослабления колебаний на частотах ниже 15 Гц.

За счет достаточного ослабления низкочастотных колебаний при их возбуждении, приеме и записи в спектре регистрируемых поверхностных волн не останется значительных составляющих на частотах ниже 15 Гц. В таком случае, их максимальная длина волны сократится до 120 м, что обеспечит подавление этих волн группой приемников. При этом отражения от наклонных границ с углами до 30-40° существенно не пострадают, поскольку при видимых частотах 25-30 ГЦ их кажущиеся длины составят 200-250 м.

Рекомендуемые параметры полевой методики профилирования МОГТ рассматриваются нами как априорные, подлежащие тестированию и оптимизации путем проведения опытных работ на участках, типичных по своим глубинным и поверхностным сейсмогеологическим условиям. Можно рассчитывать, что предлагаемые меры позволят повысить качество сейсмических разрезов и однозначность интерпретации их волновой картины. Это увеличит реальную геологическую информативность сейсморазведки на стадии поисковых работ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Аль-Язиди Сами Мохамед, 2000 год

1. Аккуратов О.С., Анискин В.Д., Беляев A.C., Романенко A.C., Череповский A.B. "Отчет о результатах сейсморазведочных работ на нефть и газ ( южная часть Йеменской республики)" 1988-1989 гг. № 1931.

2. Анискин В.Д., Беляев A.C., Исаев И.В. "Отчет о результатах сейсморазведочных работ на нефть и газ (южная часть Йеменской республики)" 1983-1985 гг. № 1872.

3. Анискин В.Д., Егунов A.B., Кензин М.С., Тарасова Г.Ю., Филоненко А.Н., Череповский A.B. "Отчет о результатах сейсморазведочных работ на нефть и газ (южная часть Йеменской республики) 1982 г. № 2192.

4. Астукевский А.Б., Беляев A.C., Гусев С.А., Дьяконов Г.В., Исаев И.В., Федулов Н.Ф. и др. "Отчет о результатах сейсморазведочных работ на нефть и газ ( южная часть Йеменской республики) 1985-1988 гг. № 1917.

5. Алиев М.М. "Геологическое строение и нефтегазоносность Северной Африки и Ближнего Востока" Мир, г.Баку, 1979 г.

6. Боганик Г.Н., Бродский А.Я., Номоконов В.П., Цведель IO.JL, Яковлев А.Т. "Отчет о результатах работ на Ширявской площади в Красноярском и Хараблинском районах Астраханской области 1985 г.

7. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. "Сейсмическая разведка" 1980 г.

8. Боганик Т.Н., Немцкая 3 .д., Номоконов В.П., Пантелей H.H. "Отчет о результатах поисковых сейсморазведочных работ МОГТ на Восточной Астраханской площади в Хараблинском районе Астраханской области" 1986 г.

9. Богданов А.И. "Сейсморазведка методом отраженных волн"1. М., Недра 1982 г.

10. Хараз И.И. и др. // Разведочная геофизика М., Недра, 1979 г.

11. Гольцман Ф.М. "Основы теории интерференционного приема регулярных волн" М., Наука, 1964 г.

12. Гурвич И.И. "Сейсморазведка", 1960 г.

13. Казаков А.Г. "Методика и техника взрывных работ при сейсморазведке", М., Недра, 1994 г.

14. Колесов C.B., Иноземцев А.H., Потанов O.A. " Управление спектром вибросейсмического сигнала", М., ВИЭМС, 1988 г.17. "Методические указания по работам с модернизированными вибраторами СВ-5-150 /В.А.Гродзенский, И.С.Лев, М.Б.Шнеерсон и др./ М., 1987 г.

15. Мешбей В.И. "Методика многократных перекрытий в сейсморазведке" М., Недра, 1985 г.

16. Мешбей В.И. "Сейсморазведка МОГТ", М., 1975 г.

17. Маковский С.А., Межеловский A.B., Федотов A.B. "Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности территории ИДРЙ", Аден, 1975 г.

18. Николенко В.Г., Думнов Е.Д. "Комплексная программа на нефть и газ (южная часть Йеменской республики)", 1995 г.

19. Номоконов В.П., Перах 10., Томас Б. "Применение остронаправ ленного профилирования для подавления боковых волн"

20. Прикладная геофизика, Недра, 1979 г.

21. Рис. 1.1 Обзорная карта площади работ СНЭ в южной части1. Йеменской рсепублики. 10

22. Рис 1.2 Схематическая геологическая карта. 19

23. Рис 1.3. Структурная карта впадины Шабва.20

24. Рис. 1.4. Сводный литолого- стратиграфический разрез впадины1. Шабва.21

25. Рис1.5. Тектоническая схема.25

26. Рис.2.1,а Скоростная колонка по скважине Аядим-1.36

27. Рис.2.1,6 Скоростная колонка по скважине Шабва-1.37

28. Рис.2.1,в Скоростная колонка по скважине Шабва -2.38

29. Рис.2.2,а Результаты обработки сейсмокаротажа по данным ВСПскв. Шабва-2.39

30. Рис.2.2,б Результаты обработки сейсмокаратажа по данным1. ВСП, скв.Шабва.40

31. Рис.2.3. Сопоставление рассчитанных То с наблюденными с использованием данных ВСП,АК и скоростных обобщений. Проф.8312 МОГТ, скв. Шабва-2.42

32. Рис.2.4. Сопоставление данных МСК и МПВ.49

33. Рис.2.5. Строение ВЧР по результатам зондирований МПВ иобработки первых вступлений . .50

34. Рис.3.1. Волновое поле на проф.8201 юг.53

35. Рис.3.2. Волновое поле на проф.8318.56

36. Рис.3.3. Волновая картина при вибрационном возбуждении.58

37. Рис3.4 . Обзорная карта развития сейсморазведочных работ во впадине Шабва. 64

38. Рис.3.5. Полевые сейсмограммы при варьировании параметроввзрывных источников.66

39. Рис.3.6. Полевые сейсмограммы при варьировании параметроввзрывных источников.68

40. Рис.3.7. Выбор оптимального количества взрывных скважинв группе.70

41. Рис.3.8. Выбор оптимального группирования зарядов тротилаи детонирующего шнура.73

42. Рис.3.9. Сопоставление различных способов возбуждения.75

43. Рис.3.10. Сопоставление эффективности группирования вибраторов.79

44. Рис.3.11,а,б Перебор параметров управляющих сигналоввибраторов.81-82

45. Рис.3.12. Варианты группирования сейсмоприемников.85

46. Рис.3.13. Амплитудные характеристики линейных источников иприемников.88

47. Рис.3.14. Сопоставление баз группирования сейсмоприемников . .92

48. Рис.3.15. Кинематические и динамические параметрыволн-помех.94

49. Рис.3.16.Характеристика направленности интерференционной системы:а) II взрывных скважин (линейный масштаб). 96б) II взрывных скважин (логарифмический масштаб). 97в) 4 вибратора (линейный масштаб). 98г) 4 вибратора (логарифмический масштаб).99

50. Рис.3.17. Характеристика направленности интерференционной системы:а) 24 сейсмоприемника (линейный масштаб).100б) 24 сейсмоприемника (логарифмический масштаб). 101

51. Рис.3.19. Тестирование полосовой фильтрации записи фильтр .а) 5, 10, 40, 60 Гц. 108б) 7, 14, 40, 60 Гц. 110в) 12, 20, 40, 60 Гц. 111

52. Рис.3.20. Спектральный анализ волнового поля при полевойрегистрации с ФВЧ Гц (1) и 20 Гц (2). 114

53. Рис.3.21. Сравнение разрезов с различной полосовойфильтрацией. 117

54. Рис.3.22. Выбор оптимальных дистанцийа) ассиметричная.121б) центральная.122в) центральная, почти симметричная.123

55. Рис.3.23. Профиль 87165. Неполнократные временныеразрезы.125

56. Рис.3.24. Улучшение прослеживаемости отражающих границ засчет оптимизации параметров системы наб людения . . .127

57. Рис.4.3. Варианты фрагментов временных разрезов с группами излучения.

58. Рис.4.4. Временной разрез ОГТ ( 60) системы ШП.

59. Рис.4.5. Временной разрез МОП ( 12) по профилю.502.84 (МГРИ)

60. Рис.4.6. Сравнение характеристик направленности.а) система ШП.б) МОП.