17. Разрешающая способность с-ки. Пути ее повышения.

Разр.способность хар-ется степенью детальности, с кот. может быть произведено расчленение геол.разреза, и опр-ся числом границ раздела, кот. могут быть обнаружены в заданном диапазоне глубин. Разр.сп-ть: вертик и горизонт.

Мерой вертик разр способности явл толщина пласта, кот можно выделить в разрезе. Кровля и подошва пласта могут быть раздел как 2 объекта, а не слив-ся в один.

Обычно эту задачу реш с помощью моделир-я синт разрезов

Вертик. разреш спос-ть зависит от длины волны Вайдс:

;

В настоящее время широко изучаются динам особенности записи. В усл. З.Сибири на многих местор-ях отм-ся, что амплитуда отр.волн связана с мощностью тер-х пластов линейной завис-тью.рис.

λ-дискриминатор, позволяющий уменьшить h_min за счет изучения дополнительных характеристик.

Гориз.разреш способ-ть – выделение некот области, которая существенным образом опр-ет инт-сть и форму регистрируемого сигнала.

В физике доказ-ся, что некоторый объект может быть обнаружен при любой точн-ти измер-й, когда его лин размеры превышают величину зоны Френеля. Кот меньше по динам хар-м (с их исп-ем).

; ;

; ;

;

; ;

; а=0,25-1;

; ; ;

Диск Френеля – трехмер прост-во, высота кот опред0ся усл. Вайдса, а линейные размеры соответ диаметру зоны Фрееля. Поскольку скорость увел-ся с глубиной, а частота сигналов уменьшается, то размеры диска изменяются с глубиной. В пределах такого диска Френеля мы не сможем различить имеющиеся там неоднор-ти. А выделять однордности можем, когда ее размеры превыш размеры диска Ф.

Сейсмич импульс, соответствующий отр.волне, хар-ся АЧС некот протяженности. Мы можем выделить в этом спектре макс и мин частоту.

Каждой частоте будет соответствовать зона Френеля свой протяженности.

Для такого случая происх перераспр-е частотных компонент и сигнал стан-ся более низкочастотным:

Высокочастотный:

При наличии некот неоднородности у нас могут изм-ся энергетич хар-ки низкочастотных и высокочастотнывх компонент, что будет сопровождаться на полевых сейсмограммах изменением формы сигнала. В этом случае мы можем обнаружить некот неодн-ти в разрезе, хотя при изучении T₀ эти неоднородности могут быть обнаружены.

ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ:

1)по возм-ти возб-е кол-й с большей амп-ой высокочаст составляющих –исп-е малых зарялов ВВ (200-300гр) или нелин свипов.

2) уменьшение баз группир-я

3)строгое собл-е мет-к отрабоки (небольш смещ-е пв-пп по линии пр)

4) при обработке реком на нач этапе устранить пов волны и шум, потом дек-ю

5) исп-е 3д мигр-и и дин хар-ки

6) больше внимание составу и посл-ти процедур

18. Динамические хар-ки, их исп-е для задач пгр. Способ

яркого пятна. ПАК.

Динамич хар-ки:

---Изм-е формы сигнала;

---Соотношение ам-д различных фаз кол-й и их изм-е со временм и расстоянием;

---траектория движ-я частиц (поляр-я кол-й –как кол-ся частицы в среде)

Влияние залежи на окр среду- изм-е св-в отраж в динам хар-х

Мет-ка: поиск ан-й типа залежь.

Опр-е дин хар-к:

1)связан со спектр представлениями (берем уч-к сейсм трассы, рассчитываем АЧС, опр хар-ки этого АЧС, см как составляющие меняются вдоль ПР и сопост их с геол особ-ми геол разреза)

Либо берем нес-ко трасс для анализа, ищем когерентную часть, счит, что подобн часть- пол сигнал). См по спектрам разл хар-ки по пр, анализ-ем.

2)преобр-е Гильберта (мГн дин хар-ки) k(t)=Rek(t)+j Im k(t)= =U(t)+V(t), где U(t)-сейсм трасса, V(t) –она, сдвинутая на пи/2. Зная одну, можем опр др. рис

Зная действ и мним части можем рассчитать некот ам-ды мГн Амгн=√U(t)^2+V(t)^2, φмгн=arctgV(t)/U(t) fмгн=dφ/dt

ПГР прогноз-е геол разреза

В н.в. расчет только геометрии границ явл-ся недостат для получ реал модели персп-х объектов, поэтому для из-я распр-я петрофиз св-в по латерали стали исп-ть динамич хар-ки, в т.ч. мет-ды инверсии

Исп-е дин хар-к часто наз-ют динамич обработкой и инт-ей

2 части: 1) параметрич по сейсм хар-м пытаемся рассчитать геол

2)геол инт-я-прим-е геол законов к инт-и геол разрезов

Задачи ПГР:

1. Разд-е осадочной толщи на отд литолого-страт комплексы и построение их границ (стандартная задача с/р).

2. Оценка % состава двухкомпонентных толщ: песчаник-глина, глина-известняк, соли- ангидриты.

3. Оценка пор-ти однокомп толщ.

4. Прямое опр-е нефте- и газонасыщения коллектора

5. Выделение аномально высоких зон Pпл (зоны АВПД).

1-станд задача, 2 обычно решается на основе из-я скоростей распред-я упр волн. На V влияет ряд факторов: минерол состав, взаимное распол-е и величина зерен пород, трещ-ть и пористость, св-ва флюидов, дав-е, темп-ра.

• С увел-ем P (глубины залегания) V увеличивается.

• Пористость приводит к уменьшению V, но в основном у Р-волн, меньше влияет на Vs.

• Влияет на V наличие газа, нефти, воды. Газ уменьшает Vp, а Vs меньше изменяется от наличия газа.

Оказ влияние цем-я пор или физ-хми. изм-я состава пород.

3 исп ф ср времени _{P1-песч-ть}

С уч этих форм-л 2 реш-ся: на разн глубинах опр ск-ть в чист песч –х и чист гл-х

Рис

По ПАК.

Так же реш задача опр-я Кп:

_{Для опр-я Vпл исп АК.}

Способ яркого (темн) пятна.

Ш ироко прим для поиска газо- или нефтесод-х г.п. Относится к прямому опр-ю УГВ (4-я задача ПГР).

На ГВК тоже возн ОВ, хотя граница более слабая.

Если провести тщат обработку пол мат-в, иск-ть кратн волны, сделать регул-ку амп-д, то на амп-ду ОВ будет влиять только R

Временной разрез:

б )

Яр пятно – увел-е ам-ды на временном разрезе.

Может быть: плоское пятно

т.к. время пробеге в газ шапке >.

Темное пятно возн-ет, когда коэф-т отр-я в нефтегазосод части приближ-ся к 0, т.е. Vгазосод_пор ≈ Vглин.

На периф-х уч-х, с глинами контактируют водосод-е песчаники, Vпесч > Vгл →R будут больше на периферии.

Яркие пятна набл-ся лишь в дост мощных газосод-х толщах. В усл Пермского края их появление маловер-о, т.к. нефтегазосодер пласт с h=10 м для наших условий счит-ся большой мощ-ти, а пласты с h>100 м практич не набл-ся.

+пак

ПАК-преобр-е сейсм трасс в акуст св-ва среды

если знаем R1 и g1, то можем рассчитать g2

Зная распр-е акуст. св-в в 1-ом слое и коэф-ты отр-я на всех пред-х гр-х, то можно рассч gn для любого слоя. Выражение (3) позв рассч ск-ти по разрезу.

g1 и R1 опр-ся по апр данным (АК и ГГК). По сейсмич трассе опр коэф-ты отр-я и пересч по (3) в gn. При этом сейсмотрассы подверг тщат обр-ке для искл-я волн-помех, в т.ч. и кр, проводят тщат регулир амплитуд, для исключения геом. расхождения, поглощения и неидентичности условий возбуждения и приема на амплитуду ОВ.

Rk=C*Ak

Ak-ам-да сейсм кол-й на реал трассе, С-отн-е среднекв ам-ды модел трассы, рассчит по АК и среднекв ам-ды реал трассы, взятой вблизи скв.

Рассчит коэф-т отр-я по амплитуде ОВ. Если такую процедуру проделать для всех трасс временного разреза, то мы получим разрез акуст имп-в (или V). Анал-но можно рассчитать куб имп-в или V по данным 3D.

В рез-те ПАК (ампл инверсии) получ уже не запись волновой картины, а распр-е физ. св-в в разрезе (V или g).

Амплит инверсия показ, что физ. св-ва мы получаем из амплитуд ОВ.

Преобр-я такого типа часто наз. детерминистической инверсией. Детерминистический подход предполагает исп-е каких-то опр-х формул для расчета пар-ов, а при статич (вероятностном) используется мат аппарат статистики и опр-ем статистич. хар-ки. При геостат инверсии или стохастич инверсии (преобр ПАК), кот проводят на 1-ом этапе, мы получ приближ-е значения хар-к разреза, которые потом уточняются по данным ГИС. Создается тонкосл стр-ра разреза, где кажд пласт хар-ся некот набором параметров. Делая перебор этих параметров рассчит-ся синтет трассы, кот срав-ся с реальн трассой вблизи СКВ. При этом добиваются наилучш сходства м/у реальной и синтетической трассой. При наилучшем сходстве реальной и модельной трасс опр-ют искомые пар-ры среды. Тонкосл модель наз. геостатической инверсией. Получ параметры наилучш образом хар-ют физ. св-ва разреза.

Для проведения геостатической инверсией созданы спец. праграмы – программы подбора модели среды

19. AVO-анализ, эласт имп-с, AVA –анализ.

AVO СП-б ярк пятна, кот был предложен для обнар-я нефтегазонас-я неоправдал себя, т.к. ярк пятна могут наблюдаться и при литол замещ-и г.п. AVO-нов мет-ка: по отн-ю к ∆пв-пп- изм-е амп-д ОВ с расстоянием (AVA –с углом пад-я волны на границу).

толкуо если α=0

α≠0 возн обмен волны

В соотв-и с этим эн-я ОВ и R будут мен-ся.

Эти зав-ти было предложено рассчитать с ур-е Цепритца.

С ув-ем угла пад-я инт-ть обменных волн увел-ся. Чем больше угол наклона луча, тем будет меньше A_р и больше A_s.

Однако ур-е Цеппритца не удобно в том отношении, что опр-е влияние отд-х физ пар-в на коэф-т отр-я дост сложно, поэтому была выведена упрощ-я аппроксимация ур-я Цеппритца, Наиб широко исп аппр-я ШУЭ

А- соотв коэф отр-я при норм падении луча на границу:

_В=Vs²_/Vp²_{, C влияет на рез-т, если α>30°.}

Если все три выражения, то трехчленная аппр-я Шуэ, а если 2 члена, то двухмерная аппр-я Шуэ (чаще всего исп-ся в пр-ке).

При газонас-и породы скорость прод волн будет умен-ся, аналогично и в нефтесод-х породах (по сравнению с водосодержащим кол-м). Скорость попер волн остается примерно одинак во всех 3х случаях, поэтому пар-р B будет меняться при газо-, нефте-, или водонас-и г.п.

Особ-ти обр-ки сейсм записей при AVO-анализе.

Процесс нач-ся со стандартами графа обработки, при этом пол данные должн обеспечить равномер-ть распр-я и достаточный диапазон удалений всех сейсмич трасс.

П овыш вним-е при обработке уделяется кор-и записей за поверх усл-я, за влияние групп-я ПВ и ПП, кот оказ влия-е на ист зн-е амп-д рег-х ОВ-н. Жел-но проведение миграции до сумм-я, т.к. в этом случае лучше сохр ист зн-я ам-д кол-й.

Осн упор при обр-ке AVO-анализа дел-ся на восст-е ист соотношений амп-д ОГ-ов.

Составляем скор модель среды и на основе мод-я сейсм лучей строим зависимость удалении ПВ и ПП от угла падения волны на границу.

Строим угл сейсмогр когда сейсм трассы располаг не в зав-ти от L, а в зав-ти от угла пад-я волны на гр-цу. Трассы идут через 2-3 градуса.

П о угловой сейсмограмме опр-ем значение амплитуд и строим график в зависимости от sin²α (пред-но вводят поправки)

Все точки ап-тся линейной зав-ью, опр-ся отрезок, соотв.коэф-ту A=R₀.

Вместо сейсм разреза А(t₀) получ 2 разреза: разрез интерсептов R₀(t₀) и разрез град-в G(t₀). На этих нов разрезах газовые залежи выдел-ся более ярко, чем на обычных времен разрезах.

В дальнейшем в AVO-анализе стали использоваться графики завис-ти величин B(grad) от A(R₀) для разных пикетов.

Иногда AVO-аномалии хар-ют не изм-е вод-я, а отражают различную геологию, соответствующую горизонту.

С учетом этого при AVO-анализе исп-ют не только амплитуды A и B, но и некот доп атрибуты (A+B,A-B,A*B). кот позволяют выделить не только газосод-е залежи, но и ранжир-ть г.п. на кол-ры и некол-ры, водо- или газосод-е, плотные и т.д.

Исп-ся также псевдокоэффициент Пуассона:

,

где

Используется также атрибут(Флюид-Фактор):

Осн назн-е AVO-анализа выявл-е газосод-х и нефтесод-х отл-й.

В н.в. созданы программы, кот позволяют по AVO –атрибутам разд-ть г.п. на кол-ры и некол-ры, опр их пл-ть, пор-ть и даже лит-ю.

AVA-анализ

AI мы рассчит по сейсм трассам, соотв-м норм пад-ю волны на гр-цу, если имеем трассы, получ-е при разных углах пад-я волны на гр α≠0, то на R влияют как Vp, так и V обм волн (Vs). Рассчитанный т.о. ак им-с, стал наз-ся эластическим (сдвиговым) им-сом.

эласт имп-с

Где

Сущ-ет нес-ко мет-к расчета. Для рассчета исп сейсм трассы (угл времен разрезы) для разл диапозонов углов пад-я волны на гр.

Рис.

Задействуем не все трассы, а только часть

Затем проводим процедуру ПАК->EI, EI для 3х разных диапозонов углов, то легко можем рассчитать ρ, Vp, Vs ->Vp/Vs, AI, EI+ построить кор зав-ти рис

По кот : кол\некол. Водо\нефте\газ, прониц-ть

В посл время такого типа процедуру стали наз AVA-инв-я. Инв-я обоз-е опр-е к-то геолог, петрофиз св-в г.п. по сейсм атрибутам.

Получ зн-я эласт имп-са исп для опр-я др пар-ов: модуль сдвига, коэф Ламе, Vp/Vs и др.

Графики

Сейсм атрибуты в ->петрофизич

μ – это жесткость сдвига, по нему можно изучать вариации литологии, тогда как на породозаменитель этот параметр не реагирует.

λ – модуль растяжения, реагирует на флюидонасыщение.

V_p/V_s зависят от литологии и флюидонасыщения пород.

Частичные суммы угловых сейсмограмм исп-ся из-за того, что суммарная трасса содержит большое кол-во случ ошибок и полученный результат будет неустойч, а получение частичных угловых сумм для разных углов позволяет устранить этот недостаток.

Т.О, в рез-те работы AVA вместо сейсмич куба трасс, получаем кубы акустич и эластич импидансов,

Существует несколько модификаций AVA, в кот испол-ся или пересчет неск-х частичных угловых сумм в параметре среды с последующим пересчетом в петрофиз характеристики и эти методы получили название геост инверсия.

В этой программе конечным рез-м явл такой набор параметров разреза, при котором синтетич трассы для всех угловых трасс дают хорошее совпадение с реальнтрассами.

ДЛЯ общ!!!!!!

Недостаток ПАК – анализируем Σ трассу, где динамические особенности выравниваются, хотя наша задача – найти аномалии изменения амплитуд.

Преимущество AVO по отношению к ПАК – используются не суммарные трассы, на которых лучше сохраняются динамические особенности волн.

При AVA-анализе мы берем ту же сейсмограмму, преобразуем ее в угловую сейсмограмму, где для каждого угла соответствует своя зона (для диапазона углов).

ДЛЯ ОБЩ РАЗВИТИЯ:

Кажущаяся – скор. распространения какого-либо элемента волны вдоль определенного направления или плоскости.

Лучевая – скор. распространения колебаний волны по лучу.

Граничная – скор. распространения головной волны вдоль преломляющей границы. М/б вычислена по годографам головных волн (способ начальной точки).

Средняя- скорость распространения волн в толще ГП, которая м.состоять из нескольких слоёв. Вычисляется по данным СК. Vcp=H/t .

Пластовая - средн. скорость в пределах относительно однородного пласта. Vпл=h/t .

Эффективная - определяется по год-ам различных классов волн, чаще отраженных в предположении, что покрывающая среда однородна, а граница плоская.

Истинная - мгновенная скорость пробега фронта волны в небольшом объеме Г.П.

Vогт - определяется по год-ам ОГТ. Позволяет спрямить годограф ОГТ в линию t₀=const. Использ-ся для расчёта кинематических поправок.