Технология оценки переменного по латерали сейсмического сигнала при инверсионных преобразованиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Смирнов, Владимир Николаевич

• Смирнов, Владимир Николаевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Смирнов, Владимир Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ОГЛАВЛЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. Изученность задачи оценки параметров сейсмического сигнала

1.1. Влияние геологической среды на параметры сейсмического сигнала при его возбуждении, распространении и регистрации

1.2. Принятая последовательность определения параметров сейсмического сигнала для целей сейсмических инверсионных преобразований

1.3. Используемая сверточная модель

1.4. Постановка задачи

ГЛАВА 2. Анализ существующих методов оценки сейсмического сигнала

2.1. Детерминистические методы оценки параметров импульса

2.1.1. Вибросейсмический источник при наземных сейсмических съемках

2.1.2. Взрывной источник при наземных сейсмических съемках

2.1.3. Пневмоисточник при морских сейсмических съемках

2.2. Статистические методы оценки параметров сейсмического сигнала

2.2.1. Метод, основанный на предположении, что спектр серии коэффициентов отражения - белый шум

2.2.2. Метод, основанный на предположении, что серия коэффициентов отражения - минимально фазовая

2.2.3. Метод, основанный на предположении, что сигнал может быть

взят напрямую из трассы

2.2.4. Метод, основанный на предположении аналогичности амплитудных спектров закритически отраженных волн и сейсмического сигнала

2.2.5. Экспоненциальное затухание

2.2.6. Оценка сигнала до суммирования

2.3. Оценка сейсмического сигнала с привлечением скважинной информации

2.3.1. Метод спектрального деления

2.3.2. Метод, использующий деконволюцию сжатия

2.3.3. Метод, использующий обобщенное обращение по методу наименьших квадратов

2.3.4. Метод Роя Байта

2.4. Существующие подходы к оценке переменного по форме сигнала

2.4.1. Интерполяция сигналов

2.4.2. Использование моментов высокого порядка

2.5. Выводы

ГЛАВА 3. Алгоритм оценки переменного по латерали сигнала по скважинным и сейсмическим данным для инверсионных преобразований

3.1. Описание алгоритма

3.2. Тестирование алгоритма на модельных данных

ГЛАВА 4. Программно-алгоритмическое обеспечение

4.1. Взаимодействие используемых программных продуктов

4.2. Внешний вид, функциональность и схема работы программы ЕЬУ1-Р

4.2.1. Модуль ELVI

4.2.2. Модуль MidCube

4.2.3. Модуль QC

4.2.4. Модуль Map

4.2.5. Модуль TPR

4.3. Внешний вид, функциональность и схема работы программы

Spectrum Qualifier

ГЛАВА 5. Опробование технологии на реальных геологических объектах

5.1. Пример применения технологии на Ем-Еговском месторождении

5.1.1. Общая информация о геологическом строении

5.1.2. Описание задачи

5.1.3. Применение разработанной технологии

5.1.4. Выводы

5.2. Пример применения технологии на Тальцийском месторождении

5.2.1. Общая информация о геологическом строении

5.2.2. Описание задачи

5.2.3. Применение разработанной технологии

5.2.4. Выводы

5.3. Пример применения технологии на Верхнечонском месторождении

5.3.1. Общая информация о геологическом строении

5.3.2. Описание задачи

5.3.3. Применение разработанной технологии

5.3.4. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А. Справка о внедрении программы ELVI-P

Приложение Б. Справка о внедрении программы Spectrum Qualifier

программы ELVI-P

Приложение Г. Свидетельство о государственной регистрации программы Spectrum Qualifier

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ s(t) - сейсмическая трасса по временной области S(w) - сейсмическая трасса в спектральной области r(t) - трасса коэффициентов отражений во временной области R(o) - трасса коэффициентов отражения в спектральной области w(t) - сейсмический импульс во временной области W(to) - сейсмический импульс в спектральной области u(t) - сейсмический сигнал во временной области U(co) - сейсмический сигнал в спектральной области n(t) - шумовая компонента во временной области N(co) - шумовая компонента в спектральной области ф(ш) - фаза сейсмического сигнала * - операция свертки Соу - ковариация Vp - скорость продольной волны Vs - скорость поперечной волны 6(т) - дельта-функция Дирака к - волновое число

БПФ - быстрое преобразование Фурье ВЧР - верхняя часть разреза 3MC - зона малых скоростей ОГ - отражающий горизонт

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технология оценки переменного по латерали сейсмического сигнала при инверсионных преобразованиях»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность. Современный этап развития отечественной нефтедобывающей отрасли характеризуется весьма высокими уровнями добычи нефти, определяемыми крупными и крупнейшими месторождениями. Большинство этих месторождений характеризуются относительно простым геологическим строением. Они находились в разработке с 60-70-х годов прошлого века и в настоящее время вступили в зрелую стадию разработки и постепенно снижают свой потенциал.

В настоящее время прирост сырьевой базы, как правило, связан с открытием и вовлечением в разработку залежей сложного геологического строения, имеющих высокую степенью неоднородности фильтрационно-емкостных свойств. Здесь перед сейсмическими исследованиями ставится задача решения обратной динамической задачи - определения характеристик изучаемой толщи по наблюденному волновому полю. Точность данного решения влияет на эффективность геологоразведочных и доразведочных нефтегазопоисковых работ, прогноз распределения фильтрационно-емкостных свойств в межскважинном пространстве, объемы подсчитываемых геологических ресурсов и запасов и на принимаемые впоследствии управленческие решения. Наибольшей востребованностью при этом пользуется сейсмическая инверсия, являющаяся приближенным решением обратной динамической задачи при наложении некоторых ограничений на модель среды и свойства волнового процесса [Гогоненков, 1987, Курочкин и др., 2003].

Для многих нефтегазодобывающих компаний планы поддержания и роста уровней добычи нефти связаны с освоением новых нефтедобывающих районов в Восточной Сибири, на полуострове Ямал (в том числе в

транзитных зонах) и на юге Тюменской области. Для этих районов характерны сложные поверхностные сейсмогеологические условия.

К примеру, большинство нефтегазовых районов Тюменской области имеют сложное строение ВЧР, которая в случае наличия рыхлых отложений является фильтром нижних частот. Это может приводить к искажению возбуждаемых сейсмических импульсов и регистрируемых сейсмических сигналов в соответствии с мощностью и площадным распространением рыхлых приповерхностных отложений, что может найти отражение в динамических характеристиках сейсмической записи. Как известно, фильтрующее действие полуторакилометровой толщи терригенных отложений меньше, чем фильтрующее действие четырех-пятиметрового слоя торфянистых отложений [Бобровник, 1971].

Перспективные слабоизученные районы Восточной Сибири зачастую характеризуются трапповыми интрузиями, которые являются препятствием для прохождения упругих сейсмических колебаний и осложняют последующую обработку полевых материалов. В результате в области развития трапповых интрузий может наблюдаться искажение динамических характеристик сейсмического волнового поля.

Увеличение объемов сейсмических работ в транзитных зонах, где при переходе «суша-водная среда» зачастую используют различные источники и приемники, происходит изменение характеристик как возбуждаемого сейсмического импульса, так и непосредственно регистрируемого сигнала.

Влияние неоднородностей верхней части разреза (ВЧР) на кинематические характеристики сейсмической записи достаточно подробно изучено [Козырев и др., 2003], и их искажения успешно устраняются посредством введения статических поправок, рассчитанных и уточняемых различными методами [Долгих, 2008, 2010].

Влияние же подобного рода отложений на динамические характеристики изучено не в полной мере, поэтому и не в полной мере устраняется на этапе обработки полевых сейсмических исследований. В результате на стадии сейсмогеологической привязки выявляются фазовые и амплитудные вариации сейсмических сигналов по площади.

Вопросам определения влияния зоны малых скоростей (ЗМС), наличие которой характерно для ВЧР большинства районов, и других факторов на частотный состав волн посвящены работы [Берзон и др., 1962, Николаев, 1965, Канарейкин, 1969, Бобровник и Монастырев, 1968, Бобровник, 1971], а также специальные исследования ЗабСибНИГНИ [Бобровник и др., 1965, Бобровник и др., 1967]. В работах показано, что ЗМС характеризуется коэффициентом поглощения 1*10"1^3*10"1м"1, а в некоторых случаях и более высокими значениями, и, следовательно, малые изменения мощности или поглощающих свойств ЗМС создают эффект намного превышающий эффект залежи. В условиях Западной Сибири, где процессы образования болот и торфяников протекают с большой интенсивностью, этот фактор приобретает особое значение. Так, заболоченность территории Салымского нефтеносного района составляет около 60% [Бобровник, 1978].

Среди возможных путей устранения влияния ЗМС на динамические характеристики возбуждаемых и/или регистрируемых колебаний выделяются приемы на стадиях полевых работ (погружение сейсмоприемников [Монастырев и др., 1967, Бобровник и Монастырев, 1968, Бобровник и Музыченко, 1971, Pullin et al., 1987, Rice et al, 1991] и/или взрывных источников [Андреев и др., 1971] и обработки полевых материалов (специфические типы деконволюции) [Гольдин и Митрофанов, 1975, Урупов и Кондратович, 1976, Мадатов и Стовас, 1984, Сагу and Lorentz, 1993].

К сожалению, способ погруженных сейсмоприемников практически не используется в настоящее время, а фильтрующее действие ВЧР не всегда может быть скомпенсировано при обработке данных [Козырев и др., 2003].

Вариации по площади параметров сейсмического сигнала вызывают также газовые залежи [Rudiana et al., 2008], искажающие динамические характеристики сейсмической волновой картины в подгазовой области. Еще в 1957 году на юго-западном мелководье Каспийского моря на основании изучения глубины проникновения сейсмических волн был получен вывод о том, что поглощение волн в газосодержащей части пласта значительно выше, чем в водоносной части того же пласта [Медовский и Мустафаев, 1959, Мустафаев, 1966].

Помимо этого отмечается [van der Baan et al., 2010], что вариации параметров сейсмического сигнала могут быть связаны с вариацией геологического строения временных толщ. К примеру, фазовые характеристики сейсмического сигнала чувствительны к наличию тонких в сейсмическом отношении слоев [Edgar and Selvage, 2011]. Ранее Вайде показал, что импульс Риккера, свернутый с двумя разнознаковыми коэффициентами отражения, соответствующими тонкому слою в однородной среде, меняет фазу суммарного сигнала на 90° вследствие интерференции [Wides, 1973].

Сейсмическая инверсия (в частности, акустическая) появилась вследствие разработки подходов по построению синтетических сейсмограмм [Peterson et al., 1955, Sengbuch et al., 1961] в предположении о плоском распространении волн, неизменности сейсмического сигнала по времени и отсутствии кратных волн и волн-помех. Впервые инверсионные технологии были предложены в 1970 году [Delas et al., 1970]. Позднее, после обсуждения возможности пересчета сейсмических трасс в интервальные скорости

[Lavergne, 1974, Lindseth and Street, 1974], была разработана инверсионная теория, рекурсивный алгоритм расчета акустического импеданса [Lindseth, 1976, Lindseth, 1979, Becquey et al., 1979]. С совершенствованием математического обеспечения инверсионных преобразований были предложены различные методы: инверсия редких импульсов (Sparse Impulse Inversion) [Levy and Fullagar, 1981], рекурсивная инверсия, базирующаяся на дискретной и непрерывной моделях [Berteussen and Ursini, 1983], авторегрессионная инверсия [Walker and Ulrych, 1983], генерализованная линейная инверсия (Generalized Linear Inversion - L2) [Cooke and Schneider, 1983], синхронная инверсия до суммирования [Simmons and Backus, 1996, Buland and Omre, 2003, Hampson et al., 2005], стохастическая инверсия [Maver et al., 1994] и т.д.

Принципиально важным для большинства инверсионных алгоритмов является вопрос об оценке формы сейсмического сигнала, который оказывает огромное влияние на результат инверсионных преобразований. Влияние на результат инверсионных преобразований таких параметров сейсмического сигнала, как частота, фаза и временная длина рассмотрены в [Huang et al., 1995], где отмечается, что несоответствие амплитудно-частотных характеристик сейсмического сигнала может привести к абсолютно некорректному восстановлению пространственного распределения акустического импеданса, а несоответствие фазы и длины сейсмического сигнала приводит к временному сдвигу восстанавливаемого распределения акустического импеданса. Таким образом, если в какой-либо части площади характеристики используемого при сейсмической инверсии преобразованиях сейсмического сигнала не соответствуют по своим амплитудно-частотным и фазово-частотным характеристикам волновому полю, то позиционирование высоко- и низкоимпедансных границ может быть несоответствующим

действительности [Brown, 2004]. К примеру, 45° фазовое отклонение сейсмического сигнала от нулевого значения приводит к тому, что граница не может быть сопоставлена положительному или отрицательному амплитудным пикам, а также переходу через ноль сейсмических трасс. Таким образом, при нестационарности сейсмического сигнала по площади положительноый амплитудный пик отражения может соответствовать высокоимпедансной границе в одной части площади и низкоимпедансной границе - в другой [Edgar and Selvage, 2011].

Этим и определяется актуальность работы, конечная цель которой -повышение уровня достоверности прогноза пространственной вариации импеданса, получаемой с помощью сейсмической инверсии путем применения переменных по латерали характеристик сейсмического сигнала, с тем, чтобы в каждой точке площади (для каждой трассы) используемый сейсмический сигнал по своим характеристикам наилучшим образом соответствовал волновому полю. При этом подход реализуется с привлечением скважинной информации в точках скважин и статистических методов в межскважинном пространстве со стратиграфическим ограничением.

Степень разработанности проблемы. Возможность привлечения переменных характеристик сейсмического сигнала на стадии инверсионных преобразований в настоящее время реализована в программном продукте Jason Geoscience Workbench (вплоть до версии 8.0 для акустического и синхронного типа инверсионных преобразований, и в версии 8.2 - для стохастического). При этом использование данной технологии строится на интер- и экстраполяции сейсмических сигналов по площади, определенных в точках скважин [Rudiana et al., 2008, Князев и Родина, 2009]. Использование карт сейсмических атрибутов в этом случае, как весовых функций, не

позволяет в полной мере учесть вариации характеристик сигнала по площади. Результат построения куба переменного сейсмического сигнала в рассматриваемом варианте будет напрямую зависеть от того, какой атрибут был использован. Таким образом, неизученным аспектом остается оценка изменения параметров сигнала по площади путем непосредственного определения его характеристик в потрассном режиме по сейсмическим данным, с привлечением скважинной информации. В этой связи, в последнее время появляются работы по оценке отдельного сигнала для каждой трассы [Приезжев, 2011]. При обработке потенциальных полей также учитывают изменения спектрально-корреляционных свойств по площади наблюдения на основе адаптивного расчета двумерных автокорреляционных функций с последующей фильтрацией полей с переменными весовыми коэффициентами [Никитин и Петров, 2007].

Цель работы: разработка технологии оценки формы сейсмического сигнала, способствующей повышению надежности восстановления пространственного распределения импеданса при сейсмических инверсионных преобразованиях.

Задачи исследований. Для реализации поставленной цели потребовалось решение определенного круга задач, основные из которых:

анализ существующих подходов определения параметров сейсмического сигнала на различных стадиях обработки и интерпретации данных сейсмических съемок в целом и для сейсмических инверсионных преобразований в частности;

- разработка алгоритмов построения кубов переменного по форме сейсмического сигнала на основе статистических подходов и с использованием данных акустического и плотностного каротажа;

- реализация алгоритмов в виде программ-плагинов для пакета Petrel (Schlumberger) с последующим опробованием технологии на модельных и реальных данных и оценкой ее эффективности.

Объектом исследования в настоящей работе являются методы определения параметров сейсмических сигналов для инверсионных преобразований, а также алгоритмы оценки переменной по латерали формы сигналов по скважинным и сейсмическим данным.

Методы исследований и фактический материал. Теоретической основой для решения задачи оценки латеральных вариаций формы сигнала являются положения цифровой обработки сигналов [Сергиенко, 2011], принципы которой применялись к сейсмическим данным.

Для определения характеристик сейсмических сигналов в точках скважин, а также непосредственно инверсионных преобразований, используется специализированная компьютерная система Jason Geoscience Workbench 8.0 (Fugro-Jason). С целью построения переменного сейсмического сигнала по скважинным сигналам применены разработанные соискателем (в соавторстве с А.В. Новокрещиным и А.П. Девяткой) программы-плагины для пакета Petrel.

В основу диссертации положены результаты исследования автора, полученные на модельных и реальных геологических объектах. Практические выгоды использования предлагаемого алгоритма для оценки переменного по латерали сейсмического сигнала по скважинным и сейсмическим данным продемонстрированы на моделях и на месторождениях Западной (Ем-Ёговское и Тальцийское) и Восточной (Верхнечонское) Сибири.

Защищаемые результаты и положения:

1. Алгоритм получения спектральных оценок, рассчитываемых в потрассном режиме по кубу переменного статистического сигнала, формирующий набор соответствующих карт и позволяющий оценить площадные вариации параметров сейсмического сигнала.

2. Программная реализация алгоритма оценки переменного по латерали сигнала по скважинным и сейсмическим данным.

3. Технология оценки формы переменного по латерали сигнала, базирующаяся на коррекции фазовых поворотов переменных по площади сигналов, выравнивании трасс и расчете взаимно-корреляционных функций, применяемая для последующего проведения сейсмической инверсии, обеспечивающая восстановление пространственного распределения импеданса с минимальной погрешностью.

Научная новизна. Личный вклад.

1. Разработан алгоритм оценки переменного по латерали сигнала по скважинным и сейсмическим данным, а также реализующие его программные средства. Обоснование теоретических решений выполнено в соавторстве с A.B. Новокрещиным. Программная реализация предлагаемого алгоритма выполнена соискателем совместно с A.B. Новокрещиным и А.П. Девяткой.

2. Создана технология оценки переменного по латерали сигнала на основе разработанного программно-алгоритмического обеспечения.

3. На модельных данных, на основании выполненных тестовых расчетов установлено, что статистический расчет сейсмических сигналов в потрассном режиме решает проблему недоустраненных на этапе обработки сейсмических данных амплитудно-частотных вариаций сигнала по площади, а использование фазового спектра функции взаимной корреляции (ФВК)

сейсмических трасс позволяет определить фазовый поворот сейсмических сигналов по площади наблюдений.

4. Основные результаты тестирования технологии на моделях получены непосредственно соискателем, опробование технологии на реальных геологических объектах выполнено совместно с Новокрещиным A.B.

Теоретическая и практическая значимость результатов. Результаты диссертации являются вкладом в развитие алгоритмов оценки формы сейсмических сигналов для последующего их применения на этапе инверсионных преобразований, доведены до практического использования в виде технологии и внедрены в процесс интерпретации сейсмических данных.

Разработанная технология существенно повышает точность решения одной из основных обратных динамических задач сейсморазведки - прогноза свойств изучаемой среды в виде разреза импеданса.

Результаты работы внедрены в производственную практику ООО «ТННЦ» и применены для инверсии зарегистрированного волнового поля в пространственное распределение импеданса на месторождениях ОАО «ТНК-ВР». Получено 2 свидетельства о государственной регистрации разработанных программных средств.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Отраженные в диссертации научные положения соответствуют формуле специальности 25.00.10 «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых» в части создания новых способов обработки результатов полевых сейсмических измерений с целью уточнения результатов сейсмической инверсии, и, как следствие, достоверной оценки запасов углеводородов и обоснования оптимального освоения

месторождений с учетом условий и требований рационального недропользования.

Диссертация соответствует пунктам 11, 12, 14, 15 и 17 паспорта специальности 25.00.10 «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых».

Апробация и реализация результатов диссертации. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на студенческой секции международной конференции геофизиков и геологов «Тюмень-2007» (Тюмень, 2007); всероссийской конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, 2008); региональной научно-практической конференции молодых специалистов ТНК-ВР (Тюмень, 2010); всероссийской научно-практической конференции молодых специалистов ТНК-ВР (Москва, 2010); симпозиуме «Тюмень-2011. Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки» (Тюмень, 2011); 13-й конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов «Геомодель-2011» (Геленджик, 2011).

Предлагаемая технология признана лучшей в конкурсе молодежных научно-технических разработок по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2010» (Диплом, серия ТЭК, №714734, 2010). Автор также принял участие во Всероссийском конкурсе научно-исследовательских работ студентов и аспирантов в области информатики и информационных технологий в рамках Всероссийского фестиваля науки (БелГУ, 2011). Разработанные программы заняли 1 -е место конкурса 8сЫитЬе^ег «Лучший плагин - 2011».

Публикации. Результаты исследований по теме диссертации изложены в 14 опубликованных работах. Из них 6 статей - в ведущих рецензируемых научных журналах, определенных Высшей аттестационной комиссией, 1 статья в нерецензируемом журнале, 4 работы - тезисы докладов на российских и международных конференциях , 2 свидетельства на регистрацию программ, а также 1 учебное пособие для ВУЗов.

Благодарности. Автор выражает признательность научному руководителю д.г.-м.н. В.А. Корневу. Автор выражает благодарность своим коллегам: к.г.-м.н., И.Л. Цибулину, к.г.-м.н., В.А. Михайлову, к.г.-м.н., М.В. Лебедеву, к.г.-м.н., И.И. Бобровнику, В.П. Калгину, Р.Б. Яневицу, A.B. Жидкову - за конструктивную критику и рекомендации по редакции статей.

Отдельную благодарность автор выражает к.т.н. A.B. Новокрещину за всестороннюю поддержку и дискуссии в ходе выполнении работы, а также А.П. Девятке за помощь в программной реализации алгоритма.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 185 наименований и приложений. Основной материал изложен на 134 страницах, включая 1 таблицу и 56 рисунков.

В первой главе «Изученность задачи оценки параметров сейсмического сигнала» рассмотрение задачи начинается с раздела «Влияние геологической среды на параметры сейсмического сигнала при его возбуждении, распространении и регистрации», где

рассматривается влияние на сейсмический сигнал таких факторов, как наличие литологических вариаций и рыхлых отложений в верхней части разреза, использование разных типов источников и приемников в случае транзитных съемок, искажения волновой картины в подгазовых областях. Отмечается, что зачастую вариации сейсмического сигнала по латерали,

вызванные отмеченными факторами, остаются неустраненными после этапа полевой съемки.

Устоявшаяся процедура определения параметров сейсмического сигнала для инверсионных преобразований [Левянт, 2010] подвергается анализу во втором разделе «Принятая последовательность определения параметров сейсмического сигнала для целей сейсмических инверсионных преобразований». При этом среди недостатков данного подхода выделяются такие этапы, как «отбраковка» сигналов, отличающихся по своим характеристикам от средних оценок, а также расчет осредненного сигнала. Данный подход приводит к тому, что данный сигнал, в тех частях площади, где он не соответствует конкретной волновой картине/трассе, будет приводить к нежелательным искажающим эффектам при восстановлении пространственного распределения импеданса [Edgar and Selvage, 2011].

В третьем разделе «Используемая сверточная модель» отмечается, что в работе использованы принципы лучевой теории, в рамках которой используется множество сверточных моделей. Здесь среди рассмотренных сверточных моделей: классическая, предложенная Робинсоном [Robinson, 1954, Robinson, 1967], модель, лежащая в основе поверхностно-согласованной деконволюции [Taner and Koehler, 1981], модель изменяющегося сигнала [Ziolkowski, 1991] и др. Помимо этого рассматриваются эффекты диссипации (рассеяния) энергии (Q-эффект) [Peselnick and Zietz, 1959, McDonal et al., 1958 и др.] и разработанные подходы по их устранению [Hargreaves and Calvert, 1991, Baño, 1996, Wang, 2002 и др.].

В результате в работе использована модель:

s(t)=u(t)*r(t)*Q(t),

где 8(4) - сейсмическая трасса, и(Ч) - сейсмический сигнал, г(Ч) - трасса коэффициентов отражения, а СКО - эффекты поглощения считаются несущественными. Таким образом, рассматриваемые сейсмические трассы принимают вид:

з(1,х,у)=и(1,х,у)*г(Ч,х,у), где иО,х,у) - переменный по площади сейсмический сигнал. В разделе «Постановка задачи» приводится положение, которым руководствовался автор при выполнении работы: поглощающая сейсмическую упругую энергию среда искажает амплитудно-частотные и фазо-частотные характеристики сейсмических сигналов, что находит отражение в искажении динамических параметров сейсмической записи. Таким образом, задачами исследования являлись оценка вариаций параметров сейсмического сигнала по площади и построение соответствующего куба сейсмических сигналов для последующего выполнения сейсмических инверсионных преобразований при восстановлении пространственного распределения импеданса с наибольшим приближением к реальному распределению.

Рассмотрение разнообразных методов определения параметров сейсмических импульсов и сигналов приводятся по второй главе «Анализ существующих методик оценки сейсмического сигнала», где все методы рассматриваются по категориям:

детерминистические: прямая регистрация характеристик сейсмического импульса при проведении полевых работ;

- статистические: для определения параметров сейсмического сигнала используются только данные сейсморазведки. Проблемным моментом является определение фазовых характеристик сигнала;

- с использованием скважинной информации: использование скважинной информации совместно с данными сейсмических съемок. Считается, что данный подход позволяет точно определять фазовые характеристики сейсмического сигнала вдоль ствола скважины. Однако параметры определяемого сигнала с использованием данного подхода сильно зависят от качества каротажной информации.

Приведенные подходы основываются на различных предположениях, которые рассмотрены в данной главе.

В разделе «Детерминистические методы оценки параметров импульса» отмечены методы по определению параметров импульса в случае использования вибросейсмического [Lerwill, 1981; Miller and Pursey, 1954 и др.], взрывного [Гальперин, 1971] или пневматического источника [Giles and Johnston, 1973, Ziolokowski et al., 1982, Parkes et al., 1984 и др.]. Данные методы в рамках работы не представляют интереса, т.к. определяемые на их основе импульсы не используются на этапе инверсионных преобразований.

Во втором разделе «Статистические методы оценки параметров параметров сейсмического сигнала» рассмотрены статистические методы: основанные на предположении, что серия коэффициентов отражения -минимально фазовая [Stoffa et al, 1974, Buttkus, 1975], основанные на предположении, что амплитудный спектр закритически отраженных данных аналогичен амплитудному спектру сейсмического сигнала [Fokkema and Ziolkowski, 1987], основанные на предположении, что сигнал может быть приближен к минимальной фазе путем применения экспоненциального затухания к сейсмической трассе [Taner and Coburn, 1980], основанные на предположении, что спектр серии коэффициентов отражения - белый шум [Robinson, 1967], и другие.

Метод, предложенный Робинсоном [Robinson, 1967], довольно часто используется для определения параметров сейсмического сигнала на этапе сейсмогеологической привязки и инверсионных преобразований. Данный метод также лег в основу предлагаемого подхода по оценке выдержанности характеристик сейсмического сигнала по латерали.

Раздел «Оценка сейсмического сигнала с привлечением скважинной информации» рассматривает следующие методы: спектрального деления [Danielson and Karlsson, 1984], метод, использующий деконволюцию сигнала, [Lines and Treitel, 1985], метод, использующий обобщенное обращение по методу наименьших квадратов [Cooke and Schneider, 1983, Lines and Treitel, 1984], метод Роя Байта [White, 2003].

Определение характеристик сейсмических сигналов с использованием скважинной информации являются наиболее востребованными на этапе инверсионных преобразований. Наибольшее распространение в отечественной практике получил метод, использующий обобщенное обращение по методу наименьших квадратов. Однако этот метод позволяет оценить параметры сейсмического сигнала в окрестности скважин, но не позволяет оценить сигнал для каждой конкретной трассы в соответствии с меняющимися фазо-частотными характеристиками.

В четвертом разделе «Существующие подходы к оценке переменного по форме сигнала» рассмотрены метод интер- и экстраполяции сигналов, определенных в точках скважин, на исследуемую площадь [Князев и Родина, 2009, Rudiana et al., 2008], а также подходы с использованием моментов высокого порядка [Brillinger and Rosenblatt, 1967, Edgar and Selvage, 2011 и др.]. При этом, если примеры применения второго метода на стадии инверсионных преобразований неизвестны, то первый подход достаточно часто применяется в случае выявления вариаций по

латерали характеристик сейсмического сигнала. Однако, поскольку при этом в качестве весовой функции используется одна из карт сейсмических атрибутов, которая определяется пользователем, то такой подход нельзя считать удовлетворительным. Ведь несмотря на то, что параметры сейсмического сигнала могут иметь связь с сейсмическими атрибутами, найти атрибут, вариации которого в полной мере соответсвуют вариациям сейсмического сигнала по латерали, практически невозможно.

На основании выполненного анализа, установлено, что не существует приемлимого метода определения вариации параметров сейсмического сигналов по латерали. Метод, предложенный Робинсоном [Robinson, 1967], позволяет оценить амплитудно-частотный вариации сейсмических сигналов по латерали, но не позволяет оценивать его фазовые вариации. Методы, использующие скважинную информацию, позволяют определить как амплитудные, так и фазовые характеристики сейсмического сигнала, но только в окрестностях скважины и не позволяют оценить латеральные вариации сигнала.

В третьей главе приводится описание предлагаемого алгоритма, состоящего из этапов:

- оценки наличия вариаций характеристик сейсмических сигналов по площади;

- построения соответствующего куба статистических сигналов;

- оценки фазовых вариаций сейсмических сигналов;

- построения окончательного куба с меняющимися амплитудными и фазовыми характеристиками;

применения построенного куба на стадии инверсионных преобразований.

Выполненное тестирование на модельных данных показало эффективность данной технологии по сравнению со стандартными, устоявшимися подходами.

Четвертая глава посвящена разработанному программно-алгоритмическому обеспечению. Здесь рассматривается взаимодействие программ с интерпретационным пакетом (Petrel) и средой выполнения инверсионных преобразований (JGW). Приводятся описание интерфейсов программ, а также схемы их работы.

В пятой главе приводятся результаты опробования технологии на месторождениях Западной и Восточной Сибири (Ем-Еговское, Тальцийское и Верхнечонское месторождения).

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Смирнов, Владимир Николаевич

8. Результаты работы внедрены в производственную практику ООО «ТННЦ», что подтверждается справками о внедрении.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ существующих подходов определения параметров сейсмического сигнала на различных стадиях обработки и интерпретации данных сейсмических съемок в целом и для сейсмических инверсионных преобразований в частности. Установлено, что существующий подход по оценке латеральных вариаций параметров сигнала не является удовлетворительным, так как при его применении используются произвольно выбранные карты сейсмических атрибутов.

2. Предложено оценивать амплитудно-частотные вариации по площади в потрассном режиме по спектральным оценкам статистического сигнала. Показано, что фазовые вариации с достаточной точностью могут быть распространены на исследуемую площадь путем расчета ФВК трасс.

3. Выполнена оценка выдержанности характеристик сейсмического сигнала по площади с использованием предлагаемого подхода на месторождениях Западной Сибири (Тагульское, Русско-Реченское, Нефедовско-Тальцийское, Ван-Еган-ское, Верхнеколик-Еганское, Тальцийское, Ем-Ёговское), Восточной Сибири (Верхнечонское), а также Вьетнама (Ландо и Лантау). Инверсионные преобразования с применением определенных вариаций параметров сигнала по площади, проведены на месторождениях Западной (Тальцийское, Ем-Ёговское) и Восточной (Верхнечонское) Сибири.

4. Показана возможность изучения влияния геологической среды на параметры сейсмического сигнала, которое, зачастую, остается неустраненным после этапа обработки материалов полевой съемки. Установлено, что традиционный подход определения параметров сигнала и применения его при инверсионных преобразованиях в случае искаженной волновой картины приводит к некорректному восстановлению пространственного распределения импеданса. В связи с этим, в работе использована сверточная модель с латерально меняющимся сигналом.

5. Разработанные алгоритмы, в рамках технологии оценки переменного по латерали сигнала, реализованы в виде программ и зарегистрированы в ФГУ ФИПС.

6. Научная новизна выполненной работы заключается в создании программно-алгоритмического комплекса, обеспечивающего повышение достоверности и надежности детализации внутренней структуры сложнопостроенных объектов и определения их емкостных свойств.

7. Практическая значимость работы подтверждается результатами опробования разработанной технологии в сложных сейсмогеологических условиях Западной и Восточной Сибири. Полученные результаты свидетельствуют о целесообразности применения данной технологии в аналогичных условиях в России и за рубежом.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Смирнов, Владимир Николаевич, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. - М.: Недра, 1982. - 230с.

2. Андреев В.А., Курсин С.В., Шишкин Я.Я. Влияние глубины взрыва на качество сейсмического материала в южной и центральной частях Западно-Сибирской низменности // Геофизический сборник труды ЗапСибНИГНИ. - М.: Недра, 1971. - вып. 25. - С.53-57.

3. Берзон И.С., Епинатьева A.M., Парийская Т.Н., Стародубровская С.П. Динамические характеристики сейсмических волн в реальных средах. - М.: Изд-во АН СССР, 1962. - 511с.

4. Бобровник И.И, Исаков Н.Г, Митьков Л.Г. Комплексное изучение физических характеристик мезозойско-кайнозойских отложений с целью обоснования выделения ловушек неантиклинального типа: Отчет по теме Б.П.1 101(12) 39-1/437 / ЗапСибНИГНИ. - Тюмень : 1978 - 123с.

5. Бобровник И.И., Музыченко Б.И. Основы способа погруженных сейсмоприемников // Геофизический сборник труды ЗапСибНИГНИ. - М: Недра, 1971 - вып. 25. - С. 38-49.

6. Бобровник И.И., Монастырев В.К. Способ погруженных сейсмоприемников // Геология и геофизика. - 1968 - №8. - С. 92-101.

7. Бобровник И.И. Оценка нефтегазоносности площадей ЗападноСибирской низменности на основе анализа динамических характеристик отраженных волн (на примере Салымского нефтеносного района) // Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. - Свердловск : ЗапСибНИГНИ, 1978. - 147с.

8. Бобровник И.И., Козак Б.М., Музыченко Б.И. Разработка эффективных методических приемов производства сейсморазведочных работ методом

отраженных волн в районах с развитием торфяных и болотных отложений // Отчет по теме 19. - Тюмень : ЗапСибНИГНИ, 1967. - 297с.

9. Бобровник И.И., Коновалов Ю.Г., КурсинС.В. Разработка эффективных методических приемов производства сейсморазведочных работ в районах Западно-Сибирской низменности с неблагоприятными сейсмогеологическими условиями // Отчет по теме 172. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1965. - 287с.

10. Бобровник И.И. Влияние верхней части разреза на формирование сейсмического сигнала // Геофизический сборник труды ЗапСибНИГНИ. - М.: Недра, 1971 - 25. - С. 9-14.

11. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. Тверь, Издательство АИС, 2006. - 744с.

12. Бондарев В.И. Сейсморазведка: Учебник для ВУЗов. Екатеринбург, Издательство ИРА УТК, 2007. - 703с.

13.Борисенко Ю.Д., Калайдина Г.В. Обратная фильтрация исходных сейсмических записей на основе кепстрального анализа // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Серия: Естественные науки. - 2010. - №6. - С. 106-110.

14. Борисенко Ю.Д., Курочкин А.Г., Калайдина Г.В. Определение коэффициентов и декрементов поглощения по сейсмическому временному разрезу на основе кепстрального анализа // Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Серия: Естественные науки. - 2011. - №5. - С. 59-62.

15. Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование.- М.: Недра, 1971.-344с.

16. Гамбурцев А.Г. О возможности определения фильтрующих свойств верхней части разреза // Модели реальных сред и сейсмические волновые поля. - М.: Наука, 1967. - С. 209-220.

17. Гогоненков Г.Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой. - М.: Недра, 1987. - 221с.

18. Гольдин C.B., Митрофанов Г.М. Спектрально-статистический метод учета поверхностных неоднородностей в системах многократного прослеживания отраженных волн. // Геология и геофизика. - 1975 - №6. -С. 102-111.

19. Долгих Ю.Н. Основные принципы и условия, обеспечивающие точность структурных построений в северных районах Западной Сибири // Международная академическая конференция "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири". -Тюмень : 2008. - С. 60-66.

20. Долгих Ю.Н. Методика коррекции сейсмоструктурных построений за длиннопериодные погрешности, обусловленные влиянием неоднородностей ВЧР// Технологии ссейсморазведки. - 2010- №3. - С. 60-68.

21. Канарейкин Б.А. Спектральные характеристики прохождения через тонкий поглощающий слой со свободной верхней границей // Геология и геофизика. - 1969. - №9. - С. 82-93.

22. Карасик В.М. Результаты комплексного петрофизического анализа на Ванаварской площади Сибирской платформы // Разведочная геофизика. -1986.-№104.-С. 83-92.

23. Князев Д.И., Родина O.A. Расчет и применение переменного по площади импульса для сейсмической инверсии //тезисы 11-й международной

научно-практическая конференции Теомодель-2009". - Геленджик. -2009.-С. 1-4.

24. Козлов Е.А. Модели среды в разведочной сейсмологии. - Тверь : ГЕРС, 2006. - 480с.

25. Козырев B.C., Жуков А.П., Короткое И.П., Жуков A.A. Учет неоднородностей верхней части разреза в сейсморазведке. Современные технологии. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. - 226с.

26. Курочкин А.Г., Борисенко Ю.Д., Калайдина В.Г. Инверсия сейсмической информации в параметры модели среды // Геофизика. Спецвыпуск «Технологии сейсморазведки».- 2003. - №2. - С. 44-47.

27. Левянт В.Б. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа. - М.: ЦГЭ, 2010.-с. 96-97.

28. Мадатов А.Г., Стовас A.M. Возможности восстановления динамики записи MOB под зоной малых скоростей // Геофизический журнал. -1984.-№4.-Т. 6.-С. 59-71.

29. Медовский М.Г., Мустафаев К.А. О природе "слепых зон" при сейсморазведке в прибрежных районах Каспийского моря. // Геофизическая разведка на нефть и газ. М.: Гос-топтехиздат, 1959. - С. 31-37.

30. Монастырев В.К., Бобровник И.И., Коновалов Ю.Г., Будников А.И.

Способ погруженных сейсмоприемников ["Изобретения, промышленные образцы, товарные знаки"] // Авторское свидетельство №144991. - 1967.

31. Мустафаев К.А. Повышенное поглощение сейсмических волн в нефтегазоносных отложениях// Прикладная геофизика. - 1966.- №47.-С. 42-50.

32. My шин И. А. Современное состояние и проблемы изучения поверхностных условий в сейсморазведке методом отраженных волн. -Москва : ВИЭМС, 1974. -76с.

33. Никитин A.A., Петров A.B. Основные процедуры обработки и интерпретации нестационарных геофизических полей // Геофизика. -2007.- №3,- С. 63-70.

34. Никитин В.Н. Основы инженерной сейсмики. - М.: МГУ, 1981. - 176с.

35. Николаев A.B. Сейсмические свойства грунтов, - М.: Наука, 1965. -184с.

36. Полшков М.К., Козлов Е.А., Мешбей В.И. и др. Системы регистрации и обработки данных сейсморазведки. - М.: Недра, 1984. - 381с.

37. Приезжев И.И. Отбеливающая инверсия сейсмических данных (whitening inversion) // тезисы 13-й конференции по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных «Геомодель - 2011». - Геленджик. - 2011. - С. 1-5.

38. Сергиенко А.Б. Цифровая обработка сигналов. - СПб : БХВ-Петербург, 2011.-изд. 3. -768с.

39. Скумбин И.М., Широких В.Л. Геофизические изыскания // Уч.зап.Пермского университета. - 1976. - №2. - С. 3-16.

40. Смирнов В.Н. Подход к оценке переменного по латерали сейсмического сигнала по скважинным и сейсмическим данным // Известия ВУЗов. Геология и разведка. - 2011. - №4. - С.58-63.

41. Смирнов В.Н. Использование переменного импульса для акустических инверсионных преобразований. Моделирование без учета фазового поворота // Технологии сейсморазведки. - 2011. - №2. - С. 79-85.

42. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B. Инверсионные преобразования с импульсом, переменным по латерали // Нефть и газ. - 2011. - №2. - С. 117-121.

43. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B. Пример подхода к оценке выдержанности характеристик сейсмического импульса по площади // Электронный журнал «Нефтегазовое Дело». - 2011. - №4. - С.115-121.

44. Смирнов В.Н., Новокрещин A.B. Переменный импульс для акустических инверсионных преобразований // тезисы симпозиума "Тюмень-2011. Продуктивные клиноформные комплексы и возможности современной сейсморазведки". - Тюмень. - 2011. - С. 1-4.

45. Телегин А.Н. Морская сейсморазведка.: ООО "Геоинформмарк", 2004. -237с.

46. Урупов А.К., Кондратович Ю.В. Основы теории комбинированной обработки спектров сейсмических записей для определения свойств геологического разреза// Прикладная геофизика, - М.: Недра, 1976 -№82. - С. 27-44.

47. Хаттон JL, Уэрдингтон М., Мейкин Дж. Обработка сейсмических данных. Теория и практика,- М.: Мир, 1989. - 216с.

48. Шнеерсон М.Б. Теория и практика наземной невзрывной сейсморазведки. - М.: Издательство "Недра", 1998. - 527с.

49. Aki К., Richards P. G Quantitative Seismology. - San Fransisco : W. H. Freeman and Co., 1980. - 700pp.

50. Amudsen L. Wavenumber-based filtering of marine point-source data // Geophysics. - 1993. - Pp. 1335-1348.

51. Baño M. Q-phase compensation of seismic records in the frequency domain // Bulletin of the Seismological Society of America. - 1996. - Pp. 1179-1186.

52. Becquey M., Lavergne M., Willem C. Acoustic impedance logs computed from seismic traces // Geophysics. - 1979. - Pp. 1485-1501.

53. Berkhout A.J. Least-squares inverse filtering and wavelet deconvolution// Geophysics. - 1977. - Pp. 1369-1383.

54. Berteussen K.A., Ursinl B. Approximate computation of the acoustic impedance from seismic data // Geophysics. - 1983. - Pp. 1352-1358.

55. Bickel S. H., Natarajan R. R. Plane-wave Q deconvolution// Geophysics. -1985.-Pp. 1426-1439.

56. Bickel S. H. Similarity and the inverse Q filter: the Pareto-levy stretch // Geophysics. - 1993. - Pp. 1629-1633.

57. Bracewell R. The Fourier Transform and Its Applications. - New York: McGraw-Hill Book Co., 1965. - 616pp.

58. Brandsaeter H., Farestveit A., Ursin B. A new high-resolution or deep penetration air gun array // Geophysics. - 1979. - Pp. 865-879.

59. Brillinger D.R., Rosenblatt M. Asymptotic theory of estimates of kth order spectra // Advanced Seminar on Spectral Analysis (B. Harris, ed.). - 1967. -Pp.153-188.

60. Brown A.R. Interpretation of Three-Dimensional Seismic Data. - Tulsa : SEG, 2004.-6th.-541pp.

61. Brown R.L., McElhattan W., Santiago D.J. Wavelet estimation: an interpretive approach // The Leading Edge. - 1988. - Vol. 7. - №12. - Pp. 1619.

62. Buland A., Omre H. Bayesian linearized AVO inversion // Geophysics. -2003.-Pp. 185-198.

63. Buttkus G. Homomorphic filtering, theory and practice// Geophysical Prospecting. - 1975. - Pp. 712-748.

64. Cambois G., Stoffa P. Surface-consistent deconvolution in the log/Fourier domain // Geophysics. - 1992. - Pp. 823-840.

65. Carpenter E. W. Absorption of elastic waves: an operator for a constant Q mechanism// Report 0-43/66 of Atomic Weapons Research Establishment -London. - 1966.

66. Cary P.W., Lorentz G.A. Four component surface-consistent deconvolution // Geophysics. - 1993. - №58. - Pp. 383-392.

67. Cooke D.A., Schneider W.A. Generalized inversion of reflection seismic data // Geophysics. - 1983. - Pp. 665-676.

68. Cressie N., Kornak J. Spatial statistics in the presence of location error with an application to remote sensing of the environment // Statistical Science. -2003.-Vol. 18.-№4.-Pp. 436-456.

69. Danielson V., Karlsson T.V. Extraction of signatures from seismic and well data // First Break. - 1984. - Vol. 2. - №4. - Pp. 15-21.

70. Delas G., Beauchomp J. B., G. delombares, Fourmann J. M., Postic A. An example of practical velocity determinations from seismic traces // 32th EAEG Meeting - Edinburg , 1970.

71.Donoho D. On minimum entropy deconvolution// Applied Time Series Analysis. -New York : Academic Press, 1981. - Vol. II. - Pp. 1534-1535.

72. Douze E.J. Prediction error filters, white noise and orthogonal coordinates // Geophysics Prospecting. - 1971. - №19. - Pp. 253-264.

73. Edgar J.A., Selvage J.I. Can thin beds be identified using statistical phase extimation? // First Break. - 2011. - Vol. 29. - №3. - Pp. 55-65.

74. Fokkema J.T., Ziolkowski A. The critical reflection theorem // Geophysics. -1987.-Pp. 965-972.

75. Futterman W.I. Dispersive body waves // Journal of Geophysical Research. -1962.-№67.-Pp. 5279-5291.

76. Giles B.F., Johnston R.C. System approach to air gun array design // Geophysical Prospecting. - 1973. - Pp. 77-101.

77. Guocheng G., Haifeng S., Naijian L. Method to preserve wavelet consistency in high-precission seismic exploration // SEG Expanded Abstracts. - 2006. -Vol. 25.-Pp. 80-84.

78. Hale D. Q-adaptive deconvolution// Stanford Exploration Project Report.-1982.-Pp. 133-158.

79. Hampson D.P., Russell B.H., Bankhead B. Simultaneous inversion of pre-stack seismic data // SEG Annual Meeting Abstracts. - 2005. - Pp. 1633-1637.

80. Hargreaves N. D., Calvert A. J. Inverse Q filtering by Fourier transform // Geophysics. - 1991. - Pp. 519-527.

81. Hargreaves N. D. Similarity and inverse Q filter: some simple algorithms for inverse Q filtering // Geophysics. - 1992. - pp. 944-947.

82. Hargreaves N.D. Far-Field signatures by wavefield extrapolation // 46th EAEG Meeting. - London. - 1984. - Pp. 1-27.

83. Harris P. E., Kerner C., White R. E. Multichannel estimation of frequency-dependent Q from VSP data // Geophysical Prospecting. - 1997. - №45. - Pp. 87-109.

84. Hsu K., Burridge R. Effects of averaging and sampling on the statistics of reflection coefficients // Geophysics. - 1991. - Pp. 50-58.

85. Huang X., Kelkar M., Chopra A., Yang C.T. Wavelet sensitivity study on inversion using heuristic combinatorial algorithms // 65th SEG Annual International Meeting Expanded Abstracts. - 1995. - Pp. 1088-1090.

86. Ishii I. A study in the relationship between seismic data reflections and logging data, velocity and density // Journal of hte Japanese Association of Petroleum Technologists. - 1975. - Vol. 40. - №3. - Pp. 17-29.

87. Jiun Y.S., Aziz S., Ting J. Reservoir Characterization of Lan Tay Field // Fugro-Jason report FJM-C07JL0006. - Kuala Lumpur : 2008. - Pp. 65-77.

88. Johnston D. H., Toksoz M. N. Seismic Wave Attenuation // Definitions and terminology. - Tulsa : SEG, 1981. - Geophysics reprint series 2. - 459pp.

89. Jun G., Yun K., Desheng S. Geophysical and geological QC in seismic data processing // SEG Expanded Abstracts. 2009. - Vol. 28. - Pp. 624-628.

90. Kelamis P.G., Chiburis E.F. Post-critical wavelet estimation and deconvolution // Geophysical Prospecting. - 1988. - Pp. 504-522.

91. Kramers H. A. Le diffusion de la lumiere par les atomes // Atti del Congresso Internazionale dei fisica. - Como. - 1927. - Pp. 545-557.

92. Kronig R. On the theory of the dispersion of X-rays // Journal of the Optical Society of America. - 1926. - Vol. 12. - Pp. 547-557.

93. Landro M., Sollie R. Source signature determination by inversion// Geophysics. - 1992. - Pp. 1633-1640.

94. Landro M., Strandenes S., Vaage S. Use of near-field measure to compute far-field marine signature - evaluation of method // First Break. - 1991. - Vol. 9.-Pp. 375-385.

95. Lavergne M. Pseudo-diagraphics de vitesse in offshore profond // Geophysical Prospecting. - 1974. - Vol. 23. - pp. 695-711.

96. Laws R.M. The interaction of marine seismic sources // PhD thesis. - London : London University, 1991.

97. Laws R.M., Hatton L., Haartsen M. Computer modeling of clustered air-guns // First Break. - 1990. - Vol. 8. - №9. - Pp. 331-338.

98. Lazear G.D. An examination of the exponential decay method of mixed-phase wavelet estimation // Geophysics. - 1984. - Pp. 2094-2099.

99. Lerwill W.E. The amplitude and phase response of a seismic vibrator // Geophysical Prospecting. - 1981. - Vol. 29. - №3. - Pp. 503-528.

100. Levin S.A. Surface-consistent deconvolution// Geophysics. - 1989.- Pp. 1123-1133.

101. Levy S., Fullagar P.K. Reconstruction of a sparse spike train from a portion of its spectrum and application to high-resolution deconvolution // Geophysics. - 1981.-Pp. 1235-1243.

102. Lii K.S., Rosenblatt M. Deconvolution and estimation of transfer function phase and coefficients for non-Gaussian linear processes // The Annals of Statistics. - 1982.-Vol.10.-№4.-Pp. 1195-1208.

103. Lin. W., Yun L., Xiangyu G. 3D seismic data monitoring and evaluation // SEG Expanded Abstracts. - 2003. - Vol. 22. - Pp. 2140-2143.

104. Lindseth R.O., Street A.V. Velocity information and seismic traces // 44th Annual SEG Meeting. - Dallas : 1974.

105. Lindseth R.O. Approximation of acoustic logs from seismic traces// Journal of Canadian Well Logging Society. - 1972. - Vol. 5. - Pp. 13-26.

106. Lindseth R.O. Recent advances in digital processing of geophysical data. -Calgary: Computer Data Processors, 1971. - 300pp.

107. Lindseth R.O. Seislog process uses seismic reflection traces // Oil and Gas Journal. - 1976. - Vol. 74. - №43 - Pp. 67-71.

108. Lindseth R.O. Synthetic sonic logs: a process for stratigraphie interpretation // Geophysics. - 1979. - Pp. 3-26.

109. Lines L. Inversion of geophysical data: SEG, 1988. - reprints №9. - 543pp.

110. Lines L.R., Treitel S. A review of least squares inversion and its application to geophysical problems // Geophysical Prospecting. - 1984. - Pp. 159-186.

111. Lines L.R., Treitel S. Wavelets, well logs and Wiener filters // First Break. - 1985. - Vol. 3. - №8 - Pp. 9-14.

112. Lomnitz C. Linear dissipation in solids // Journal of Applied Physics. -1957.-Vol. 28.-Pp. 201-205.

113. Longbottom J., Walden A.T., White R.E. Principles and application of maximum kurtosis phase estimation // Geophysical Prospecting. - 1988. - Vol. 36.-Pp. 115-138.

114. Maver K.G., Rasmussen K.B., Pedersen J.M. Clobal stochastic seismic inversion with variable prior knowledge for lithology prediction // 64th SEG Annual International Meeting Expanded Abstracts. - 1994. - Pp. 1024-1027.

115. McDonal F. J., Angona F.A., Mills R.L., Sengbush R.L., Van Nostrand R.G., White J.E. Attenuation of shear and compressional waves in Pierre shale // Geophysics. - 1958. - Pp. 421-439.

116. Mendel J.M. and Kormylo J. Single-channel white noise estimators for deconvolution // Geophysics. - 1978. - Pp. 102-124.

117. Mendel J.M. White noise estimator for seismic data processing in oil exploration // IEEE Trans. Automativ Control. - 1977 - Vol. 22 - №5. - Pp. 694-706.

118. Miller G.F., Pursey H. The field and radiation pattern of mechanical radiators on the free surface of a semi-infinite isotropic solid // Proceeding of the Royal Society. - London : 1954. - Pp. 521-541.

119. Morley L., Claerbout J. Predictive deconvolution in shot receiver space // Geophysics. - 1983. - Pp. 515-631.

120. Newman B.J. Deconvolution of noisy seismic data - A method for prestack wavelet extraction // Geophysics. - 1986. - Pp. 34-44.

121. Nooteboom J.J. Signature and amplitude of linear air gun arrays// Geophysical Prospecting. - 1978. - Pp. 194-201.

122. O'Brien P.N.S. Some experiments concerning the primary seismic pulse // Geophysical Prospecting. - 1972. - Vol. 20. - №4 - Pp. 511-545.

123. O'Doherty R.F., Anstey N.A. Reflections on amplitudes // Geophysical Prospecting. - 1974. - Pp. 430-458.

124. Osman O.M. Discrimination between intrinsic and apparent attenuation in layered media // MSc thesis. - Tulsa : University of Tulsa, 1988.

125. Osman O.M. Efficient algorithms for the deconvolution problem in reflection seismology. - Cairo : Ain Shams University, 1994.

126. Parkes G., Ziolkowski A.M., Hatton L. The signature of an air-gun array: computation from near field measurements including interactions - practical consideration // Geophysics. - 1984. - Pp. 105-111.

127. Peselnick L., Zietz I. Internal friction of fine grained limestones at ultrasonic frequencies // Geophysics. - 1959. - Pp. 285-296.

128. Peterson R.A., Fillipone W.R., Coker F.B. The synthesis of seismograms from well log data // Geophysics. - 1955. - Vol. 20. - №3. - Pp. 516-538.

129. Pullin N., Matthews L., Hirsche K. Techniques applied to obtain very high resolution 3-D seismic imaging at an Athabasca tar sands thermal pilot // The Leading Edge. - 1987. - Vol. 6. - №12 - Pp. 10-15.

130. Rice J.A., Krohn C.E., Houston L.M. Shallow near-surface effects on seismic waves // 61th Annual International Meeting SEG Expanded Abstracts. - 1991. - Pp. 747-749.

131. Rice R.B. Inverse convolution filters // Geophysics. - 1962. - Pp. 4-18.

132. Ricker N. The form and nature of seismic wavelets and the structure of seismograms // Geophysics. - 1940. - Pp. 348-466.

133. Robinson E.A., Treitel S. Geophysical signal analysis: Prentice-Hall, Inc., 1980.-466pp.

134. Robinson E.A. Predictive decomposition of time series with applications to seismic exploration// PhD thesis.: Massachusetts Institute of Technology, 1954.

135. Robinson E.A. Predictive decomposition of time series with applications to seismic exploration // Geophysics. - 1967. - Pp. 418-484.

136. Robinson E.A. Seismic time-invariant convolution model// Geophysics.-1985.-Pp. 2742-2752.

137. Robinson E.R., Treitel S. Net down going energy and the resulting minimum phase property of down going waves // Geophysics. - 1976. - Pp. 1394-1396.

138. Robinson J.C. Time-variable dispersion processing through the use of phased sine functions // Geophysics. - 1982. - Pp. 1106-1110.

139. Robinson J.C. A technique for the continuous representation of dispersion in seismic data // Geophysics. - 1979. - Pp. 1345-1351.

140. Rudiana C.W., Irawan C.W., Sulistiono D. Overcoming seismic attenuation caused by shallow gas above at a gas field offshore Indonesia to quantitatively characterize the reservoir through simultaneous inversion // 32th Annual Conference&Exhibition IPA thesis. - 2008. - Jakarta.

141. Sallas J.J. Seismic vibrator control and downgoing P-wave // Geophysics. -1984.-Vol. 49.-№6-Pp. 731-740.

142. Sams M. S., Neep J.P., Worthington M.H. The measurement of velocity dispersion and frequency-dependent intrinsic attenuation in sedimentary rocks // Geophysics. - 1997. - Pp. 1456-1464.

143. Schoenberg M., Levin F.K. Apparent attenuation due to intrabed multiples // Geophysics. - 1974. - Pp. 278-291.

144. Sengbuch R.L., Lawrence P.L., McDonald F.J. Interpretation of synthetic seismograms // Geophysics. - 1961. - Vol. 26. - №2 - Pp. 138-157.

145. Shatilo A.P. Seismic phase unwrapping: methods, results and problems // Geophysical Prospecting. - 1992. - Pp. 211-225.

146. Sheriff R.E. Factors affecting seismic amplitudes // Geophysical Peospecting. - 1975. - Pp. 125-138.

147. Silvia M.T., Robinson E.A. Deconvolution of Geophysical Time Series in the Exploration for Oil and Natural Gas. - New York: Elsevier science publ. co. inc., 1979. -251pp.

148. Simmons J.L., Backus M.M. Waveform-based AVO inversion and AVO prediction-error// Geophysics. - 1996. - Pp. 1575-1588.

149. Spagnolini U. 2-D phase unwrapping and phase aliasing // Geophysics.-1993. -Vol. 58. - №9. - Pp. 1324-1334.

150. Stoffa P.L., Buhl P., Bryan G.M. The application of homomorphic deconvolution to shallow water marine seismology// Geophysics. - 1974.-Pp. 401-426.

151. Stolt R. H. Migration by Fourier transform // Geophysics. - 1978. - Pp. 2348.

152. Stone D.G. Almost homomorphic deconvolution // 29th SEG Annual Midwest Meeting. - 1975.

153. Strick E. A predicted pedestal effect for pulse propagation in constant-Q solids // Geophysics. - 1970. - Pp. 387-403.

154. Sulistiono D., Sams M., Ting J. Reservoir Characterization of Lan Do Field // Fugro-Jason report FJM-C08JL0010. - Kuala Lumpur : 2009. - Pp. 93-101.

155. Taner M.T., Coburn K.W. Surface consistent estimation of source and receiver response function // 50th SEG Annual International Meeting abstracts. - 1980. - Pp. 339-350.

156. Taner M.T., Koehler F. Surface consistent correction// Geophysics.-1981.-Pp. 441-463.

157. Taner M.T., Koehler F., Alhilali K.A. Estimation and correction of near-surface time anomalies // Geophysics. - 1974. - Pp. 441-463.

158. Taner M.T., Koehler F., Sheriff R.E. Complex seismic trace analysis // Geophysics. - 1979. - №44. - Pp. 1041-1063.

159. Taner M.T., Lee L., Baysal E. Static corrections: time, amplitude and phase //61st SEG Annual International Meeting Expanded Abstracts. — 1991. — Pp. 1399-1401.

160. Toksoz M. N., Johnston D. H., Timur A. Attenuation of seismic waves in dry and saturated rocks: I, laboratory measurements // Geophysics. - 1979. -Pp. 681-690.

161. Treitel S., Robinson E.A. Seismic wave propagation in layered media in terms of communicational theory // Geophysics. - 1966. - Pp. 17-32.

162. Tugnait J.K. Recovering the poles from third-order cumulants of system output // IEEE Trans, on Automat. Contr.. - 1989. - Vol. 34. - Pp. 1085-1089.

163. Tullos F. N., Reid A. C. Seismic attenuation of Gulf coast sediments // Geophysics. - 1969. - Pp. 516-528.

164. Ulrych T.J. Application of homomorphic deconvolution to seismology // Geophysics. - 1971. - Pp. 650-660.

165. Ulrych T.J., Velis D.R., Sacchi M.D. Wavelet estimation revisited // The Leading Edge. - 1995. - Pp. 1139-1143.

166. van der Baan M., Perz M., Fomel S. Nonstationary phase estimation for analysis of wavelet character // 72nd EAGE Conference&Exhibition incorporating SPE EUROPEC abstracts. - 2010. - Pp. 1-5.

167. van Eykenhof R., Schut E.W., Aubin V. 3D constant property mapping // GeoExPro. - 2010. - Vol. 3. - №7 - Pp. 50-52.

168. Varela C. L., Rosa A. L. R., Ulrych T. J. Modelling of attenuation and dispersion // Geophysics. - 1993. - Pp. 1167-1173.

169. Walden A.T., White R.E. Seismic wavelet estimation: a frequency domain solution to a geophysical noisy input-output problem // IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing. - 1998. - Vol. 36. - Pp. 287-297.

170. Walden A.T. Robust deconvolution by modified Wiener filtering // Geophysics. - 1988. - Pp. 186-191.

171. Walker C., Ulrych T.J. Autoregressive recovery of the acoustic impedance // Geophysics. - 1983. - Pp. 1338-1350.

172. Wang Y. A stable and efficient approach to inverse Q filtering // Geophysics. - 2002. - Pp. 657-663.

173. White R.E., O'Brien P.N.S. Estimation of the primary seismic pulse // Geophysical Prospecting. - 1974. - Pp. 627-651.

174. White R.E. Tutorial: Good practice in well ties // First Break. - 2003. - Vol. 21.-Pp. 75-83.

175. Wides M.B. How thin is a thin bed?// Geophysics. - 1973,- Vol. 38. -№6-Pp. 1176-1180.

176. Wiggins R. Minimum entropy deconvolution// Geoexploration.- 1978. — Pp. 21-35.

177. Wiggins R.A., Larner K.L., Wisecup R.D. Residual static analysis as a general linear inverse problem // Geophysics. - 1976. - Pp. 922-938.

178. Wuenschel P. C. Dispersive body waves: an experimental study// Geophysics. - 1965. - Pp. 539-557.

179. Yanbin G., Xiaoyun D. Desert seismic data processing technology from desert surface // SEG Expanded Abstracts. - 2006. - Vol. 25. - Pp. 566-570.

180. Yu G. Offset-amplitude variation and controlled-amplitude processing// Geophysics. - 1985. - Pp. 2697-2708.

181. Ziolkowski A.M. A method for calculating the output pressure waveform from an airgun // Geophysical Journal International. - 1970. - Vol. 21. - №2 -Pp. 137-161.

182. Ziolkowski A.M., Metselaar G. 54th SEG Annual International Meeting Expanded Abstracts // The pressure wave field of an air-gun array. - 1984. -Pp. 274-276.

183. Ziolkowski A.M. Deconvolution. - Boston : International Human Resources Development Corp., 1984. - 175pp.

184. Ziolkowski A.M. Why don't we measure seismic signatures?// Geophysics. - 1991. - Pp. 190-201.

185. Ziolokowski A.M., Parkes G., Hatton L. The signature of an air-gun array: computation from near-field measurements including interactions // Geophysics. - 1982. - Pp. 1413-1421.

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение А. Справка о внедрении программы ELVI-P

«W» гонг.

Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский нефтяной научный центр»

625048. Российская Федерация. Тюменская область.

г. Тюмень, ул. Максима Горького, дом 42

Тел.: [phone]. телефакс: (3452) 792-781

р/с 40702810400070000987 а Филиале «Тюменский»

ОАО «Альфа-Банк. г. Тюмени

(1С 30101810100000000940

6ИК 047102940

ИНН 7202157173

КПП 720201001

СПРАВКА о внедрении результатов диссертационной работы В.Н. Смирнова «Технология оценки переменного по латерали сейсмического сигнала при инверсионных преобразованиях (по скважинным и сейсмическим данным)»

Результаты диссертационной работы Смирнова Владимира Николаевича «Технология оценки переменного по латерали сейсмического сигнала при инверсионных преобразованиях (по скважинным и сейсмическим данным)» внедрены в практику деятельности ООО «Тюменский нефтяной научный центр» в виде:

- алгоритма оценки переменного по латерали сейсмического сигнала по скважинным и сейсмическим данным для сейсмической инверсии;

- программы-плагина для ПО Petrel (Schlumberger) под названием «ELVI-P». Сейсмические инверсионные преобразования с применением разработанных

технологии, алгоритма и программы выполнены на местороиедениях Западной (Ем-Еговское, Тальцийское) и Восточной (Верхнечонское) Сибири.

Генеральный директор ООО «ТННЦ»

Директор департамента по геологораз! работам - Западная Сибирь

Департамент геологоразведки и разрабо Верхнечонского месторождения

/А.Н. Лазеев/

/В.А. Гринченко/

aai.-156

Приложение Б. Справка о внедрении программы Spectrum Qualifier

Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский нефтяной научный центр"

625048. Российсхая Федерация. Тюменская область.

г Тюмень, ул Максима Горького, дом 42

тел.. {34521 55-00-55. телефакс: (34521 792-781

р/с 40702810400070000987 в Филиале -Тюменский-

ОАО -Альфа-Банк- г Тюмени

к/с 30101810100000000940

БИК 047102940

ИНН 7202157173

КПП 720201001

„ ,Ч-Г12011Г.

СПРАВКА о внедрении результатов диссертационной работы В.Н. Смирнова

«Разработка программных средств для оценки переменного по латерали сейсмического сигнала по скважинным и сейсмическим данным для сейсмической

инверсии»

Результаты диссертационной работы Смирнова Владимира Николаевича «Разработка программных средств для оценки переменного по латерали сейсмического сигнала по скважинным и сейсмическим данным для сейсмической инверсии» внедрены в практику деятельности ООО «Тюменский нефтяной научный центр» в виде:

- подхода к оценке выдержанности характеристик сейсмического сигнала по площади;

- программы-плагина для ПО Petrel (Schlumberger) под названием «Spectrum-Qualifier».

Оценка выдержанности характеристик сейсмического сигнала по площади выполнена на месторождениях Западной Сибири (Тагульское. Русско-Реченское. Нефедовско-Тапьцийское, Ван-Егансгае, Верхнекопик-Еганскае), Восточной Сибири (Верхнечонское), а также Вьетнама (Ландо и Лантау).

Генеральный директор ООО «ТНН

Директор департамента геологии и разработки месторождения Ямал и Восточная

Директор департамента геологии и разработки месторождений ВНГ

Начальник отдела международных проектов

'К* У

-■-^Т"-

\ " Г"

_ /// -■v<r_

/А Н. Лазеев/

./А.В. Мирошниченко/

_/А.О. Гордеев/

/А.Ф. Сунагзтуллин/

Приложение В. Свидетельство о государственной регистрации программы ELVI-P

£=рЗ

л* Vi-

< ,

<g* кг,

.. i

m ss ш a i

& BS ш Ш &

СВИДЕТЕЛЬСТВО

о государственной регистрации программы для ЭВМ

№2011617576

Программа расчета куба сейсмических импульсов, с изменяющимися по площади амплитудными и фазовыми характеристиками («ЕЬУ1-Р»)

[I|Ш1юобл;|дат<.-ль(л|1): Общество с ограниченной ответственностью « Тюменский нефтяной научный центр» (1111)

Дитор(ы): Смирнов Владимир Николаевич, Новокрещин Алексей Васильевич, Девятка Андрей Петрович (ЯС/)

Заяика ,М> 2011614366

Дата поступления 14 ИЮНЯ 2011 Г. Зарегистрировано и Реестре программ для ГО ИМ

29 сентября 2011 г.

¡'укоаодитель Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам

H.H. Симоном

§Ь WWWWWWWWWWWWWm т Ш ss з? s Ж Ш ЖЖЖЖЖЖЖЖЖ^ «к

Приложение Г. Свидетельство о государственной регистрации программы Spectrum Qualifier

LP DC СШМ ОЖАЯ ФЖШЖ^ A'ISMSi

ЕДЖЖЖ1 т

ss ss sa ^ ^

СВИДЕТЕЛЬСТВО

о государственной регистрации программы для ЭВМ

№ 2011617577

Программа потрассного анализа амплитудно-частотных спектров сейсмических данных 3D («Spectrum Qualifier»)

Правообладателей): Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский нефтяной научный центр» (ЯП)

Лвтор(ы): Смирнов Владимир Николаевич, Новокрещин Алексей Васильевич, Девятка Андрей Петрович (Я11)

•ЧаянкаЛ« 2011614367

Дата поступления 14 июня 2011 г. Зарегистрировано н Реестре программ для МВМ 29 сентября 2011 г.

Руководитель Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам н товарным .шакам

li.ll. Симонов

ш »aaaassaasasffisaaigaffiSiEsaasaea ш ж и ш НУ