X низкои

контрастностью, т.е. малым значением коэффициента отражения, в ¡эезультате чего даже небольшие колебания упругих свойств контак­тирующих слоев вызывают значительные изменения амплитуды отражен­ной волны и даже практическое изменение отражения. Наглядно дан­ный вывод демонстрируют теоретические сейсмограммы - зависимости

скоростей нормального смещения ^ свободной поверхности от

^ А

времени, фрагменты которых представлены на рис. О . Амплитуда

волны, отраженной от кровли пласта , сначала возрастает при уменьшении к._п до 15$ и увеличении до 40$ (^графики а,б,в), а потом уменьшается с понижением до 10$ и увеличением \

до 60$ (график г) , когда же = 5$ и ^ = 80$ отражение от кровли пласта (2} вообще отсутствует. При моделировании скорость продольной волны в исследуемом пласте уменьшалась всего на 14$, плотность пород увеличивалась на 12$, а колебание волнового со­противления составляло менее 5$. С целью оценки влияния коэффици­ента пористости на амплитуды отраженных волн проведены расчеты теоретических сейсмограмм (рис. 9) для точек находящихся вне контура газоносности (графики - а и г ) , на границе контура - (график - б) и внутри контура газоносности (график - в) . Анали­зировались амплитуды отражений от границы глина-песчаник: наи­большая амплитуда отвечает слою водонасыщенпого песчаника с

к_п= ; наименьшая амплитуда у волны, отраженной от границы глина-водонасьщенный песчаник — к_п^г15^; слоям газонасыщенного песчаника - Т6% ) и водонасьпценного (^кп= 10% ) отвечают про­

межуточные значения амплитуды отраженной волны. Полученный ре­зультат показывает, что методика "яркого пятна", базирующаяся на признаке увеличения интенсивности амплитуды отраженной волны и изменении полярности отражения, здесь не дает однозначного отве­та на вопрос о газонасыщенности слоев. Действительно, амплитуда волны, отраженной от газонасыщенного слоя с к_п - 15^, сущест­венно меньше амплитуды волны отраженной от слоя песчаника с малым коэффициентом пористости, а изменение полярности отражения наблю­даем не только при переходе от газонасыщенного до водонасыщенного песчаника (_рис. 9, » ^{110 и} ~ ^от водонасыщенпого с к_п ^г 15$

до водонасыщенного с к _п = 10$ (^рис. 9, 8, 2, )

Для однозначного ответа на вопрос о газонасыщенности слоя необходимы дополнительные данные о его пористости и глинистости. При изменении пористости и глинистости амплитуда отраженной вол­ны колеблется в широких пределах рис. 8,9 и при определенных условия]: отражение может совсем отсутствовать. Однако если из­вестно, что пористость в данной части слоя больше, а глинистость меньше, чем в соседних (_рис. & , рис. 9, Ь ) ,

и в этом месте наблюдается "яркое пятно", то в этом случае мож­но говорить, что оно наиболее вероятно отвечает нефтегазовой за­л ежи.

0 большой чувствительности амплитуды отраженной волны к изменению физических характеристик отражающего горизонта свиде­тельствуют также результаты математического моделирования им­пульсных воли отраженных от пластов водо- и газопасыщенных песча­ников, проведенного с целью исследования аномалии типа "яркое пятно" в пеидеально-упругой среде рис. 1 . Анализ амплитуд отражений показывает, что коэффициент пористости влияет на них аналогично как и в случае идеально-упругой среды: наибольшая ве­личина амплитуд отражений характерна для плотных Kn ^s во­до насыщенных песчаников, наименьшая - для водонасыщенных песчани­ков с пористостью Io%, а газонасыщенные песчаники с пористостью 1Ъ% характеризуются промежуточными значениями амплитуд. Интересно, однако заметить, что уменьшение затухания в исследуемом слое до нуля вызывает увеличение амплитуды отражения от подошвы исследу­емого слоя более чем в три раза.

Для изучения влияния изменения скорости в слое на характер сейсмических колебании рассчитаны теоретические сейсмограмгды для скважин 5 и 403 на Еогатокской площади. Понижению скорости в го- розонте V4 j слои, обозначенные звездочкой в табл. 16, отвечает рост амплитуды и изменение полярности импульса (_рис. 11а,) . Такая закономерность наблюдается несмотря на то, что меньшей скорости в пласте согласно(рис. 10 ) , отвечает повышенное затухание. Для обеих скважин при понижении скорости наблюдается растягивание во времени суммарного отражения от кровли и подошвы слоя. В случае скважины 403 заметно также затухание отражений от слоев, лежащих ниже подошвы слоя с пониженной скоростью меньшей добротностью . На рис. 118 представлены зависимости ÀCbliO , где j\ - сум­марная амплитуда отражений от кровли и подошвы исследуемого слоя, к - изменение скорости в этом слое. Увеличение скорости мень­ше влияет на амплитуду отражения, чем ее уменьшение. Так, уменьше-

<0 « в Г в 4Г

Рис. 41 а/ теоретические сейсмограммы для скоростных разрезов скважин 403 и 5 Богатойской площади, 6/ зависимость ам­плитуды от изменения скорости (дФ, 7_С) в горизонте .

л V- • 10 г ьЧ-7 г л V-' 2,5 ^ О'/

дУ"7 I

д V- -30 у.

а

б

Ск£.4(й

- но -

ние скорости для скв. 5 приводит к возрастанию амплитуды прибли­зительно на 400$, в случае скв. 403 - на 200$.

С целью изучения влияния затухания на сейсмограммы, получен­ные в нефтегазоносном районе, просчитаны теоретические сейсмогра­ммы для шести скважин Монастырищенской площади без учета и с уче­том затухания (рис. а,,5) . Распределения скорости с глуби­ной для данных моделей представлены в табл.1а, где звездочкой обозначены скорости в нефтеносном слое, исследуемом на отражение. Его параметры следующие:

Табл. 2

Н, м	! м/с	• к п, Уо	! .№ скважин
18	4587	12,6	13
20	3861	17,7	16
22	4132	14,4	22
27	4237	14,8	4
25	3774	17,4	23
14	4032	17,8	8

Отражения от кровли нефтеносного пласта показаны на рис. 00 и & сплошными стрелками. Продуктивные скважины № 22 и I 4 нахо­дятся в своде поднятия, образуемого этим слоем. На участках сей­смограмм, соответствующих нефтеносному пласту в скважинах 1 22 и № 4 наблюдаются отражения типа "яркое пятно", в то время как на сейсмограммах, соответствующих скважинам № 23 и № 16, располо­женных за контуром нефтеносности, они отсутствуют. Однако отраже­ния от того же пласта, соответствующие скважинам № 13 и № 8, кото­рые находятся тоже за пределами контура, характеризуются амплиту­дами того же порядка, что и для скважин № 22 и № 4. Наличие здесь ложного "яркого пятна" обусловлено уменьшением коэффициента порис-

СкЫЗ СкЫб СкЬ.22 СкЬ. ^ СкЬ.23 СкЬ&

•м _9 0,1

РисЛ^а. Теоретические сейсмограммы ддя моделей скоростных разрезов по профилю 18 Монастыри- щеиского нефтяного месторождения при отсутствии затухания.

СкЬ \Ъ СкЬ 16 СкЬ. 11 СкЬ. А СкЬ 23 СкЬ д

Рис. 12,6. Теоретические сейсмограммы для моделей скоростных разрезов по профилю 18 Монастыри- щенского нефтяного месторождения с учетом затухания.

- из -

тости и соответственно увеличением скорости в отражающем пласте (табл. 2 а). Амплитуды отражений намного большие чем "яркое пят­но" наблюдаются на верхней границе горизонта С/ » содержащего нефтеносный пласт. Эти отражения обозначены пунктирной стрелкой. Они соответствуют резкому изменению литологического состава пород на границе горизонта ^ за счет взаимодеиствия покрывающих по­род с углеводородами, диффундировавшими из залежи.

Амплитуды отражения в области следа диффузионного потока в районе скв. № 22 и № 4 меньше, чем в законтурной зоне в области скв. №13, № 16, № 23 и № 8. За аномально-большими амплитудами, обозначенными стрелками на рис. следуют кратные отражения,

например, на сейсмограммах для скважин № 8 и № 16.

Б случае учета затухания (_ рис. сейсмограммы являются

более гладкими, чем на рис. 42.0., что объясняется затуханием вы­сокочастотных компонентов спектра. Импульсы, отраженные от от­дельных границ, растягиваются во времени, вследствие чего они трудно разделяются. Здесь также заметно некоторое отставание ко­лебаний из-за дисперсии скорости по сравнению со случаем идеаль­ной упругости. На рис. £ амплитуды отражений уменьшаются про­порционально увеличению мощности слоев. Сильно ослаблены также кратные отражения и высокочастотные колебания, обусловленные пря-

II •• е_>

моугольным частотным окном сейсмограммы.

Сравнение результатов, полученных при моделировании распро­странения сейсмических волн матричным методом с материалами дру­гих исследований приведены на рис. II) . Так, на Монастыршценском месторождении дифракционным методом обработки материалов сейсмо­разведки выделена область следа диффузионного потока УВ, дости­гающая высоты 1800 м, проведены петрофизические исследования по определению степени изменения состава пород в этой области, пред­ставлены также материалы изучения с помощью акустического каро-

Рис. 13. Литофизический разрез по профилю 18 Монастырищенской площади.

тажа скважин №№16, 22, 4, 23, 8.

Граница области диффузионного потока УВ проходит по кровле глин верхней перш приблизительно на 1800 м вше залежи нефти, выделенной жирной чертой (_рис. * При этом верхнекаменно­

угольные отложения, соответствующие песчаным разностям пород остались в основном без изменений, а московский ярус среднего карбона представлен чередованием песчано-глинистых пород'и про­слоек карбонатов. Отсюда следует, что в случае скв. № 22 измене­ние кажущихся сопротивлений и скоростей малые. В скв. А¹» 4, где меньше глинистых отложений, увеличивается примерно на треть по сравнению с его значением для скважины № 22, входящей в контур нефтеносности. На рис. можно также заметить увели­чение в продуктивном горизонте В-26, стратиграфически огра­ниченным подошвой ^-t и кровлей и представленным песча­никами с переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Изменение ^м

хорошо увязывается с "ярким пятном", наблюдаемым на отражениях у.

от кровли С^ горизонта В-26. Область следа диффузионного по­тока в районе скважин № 22 и №. 4 характеризуются большими зна­чениями и соответственно меньшими амплитудами отражений на сейсмограммах, что в свою очередь обусловленно меньшей акустиче­ской контрастностью стратиграфических комплексов в пределах выде­ленных литологических пачек пород. Таким образом литофизическая модель для заданного конкретного разреза позволяет в каждом конкретном случае оценить степень соответствия аномального вол­нового поля с расчетным.

Следовательно, на Монастырищенской площади для нефтеносного участка отражающего горизонта действительно характерны амплитуд­ные аномалии типа "яркое пятно". Однако, как следует из табл. 2 и рис. \Ъ аналогичные и даже более интенсивные амплитудные аномалии наблюдаются в результате изменения коллекторных характеристик и

- 116 -

литологии отражающего горизонта. Таким образом, один метод "ярко­го нятна" не может дать однозначного ответа на вопрос о нефте- газонасыщенности исследуемого объекта. Для решения данной зада­чи необходимы дополнительные литологические данные о пористости и глинистости отражающего горизонта, получаемые на основании интер­претации скорости и поглощения сейсмических волн. Причем амплиту­ды отражений должны быть проанализированы и исправлены с учетом частотно-зависимого затухания и других посторонних факторов.

Рассмотрим некоторые из них. Влияние утла падения волны на коэффициент отражения изучено многими исследователями, например, /4ЧЪЛ Установлено, что при углах падения меньших критического не превышающих 25^30° и не очень резких границах раздела, что ха­рактерно для геологических сред, изменение коэффициента отражения не превышает 154-20$. Если же для интерпретации используются отра­жения, зарегистрированные на расстоянии от точки возбуждения не превышающем четверти глубины залегания исследуемого отражающего горизонта, то влиянием угла падения волны можно пренебречь.

Более существенное влияние на амплитуду отраженной волны оказывает кривизна отражающих границ и мощность отражающего гори­зонта, если она меньше длины волны. Относительное изменение ам­плитуд отражений, вызванное искривлением отражающей границы, мож­но оценить на основе анализа теоретических сейсмограмм для соот­ветствующих моделей геологического разреза. Для построения таких моделей используют результаты анализа интервальных скоростей и глубинные разрезы, при построении которых учитывается сейсмичес­кий снос.

- 117 -