аномалии кинематических и динамических характеристик волн

2. Маловичко А. К-, Тарунина О. Л. Высшие производные гравитацион­
ного потенциала и их применение при геологической интерпретации анома­
лий. М., Недра, 1972.
3. Пузырев Н. Н. Определение элементов залегания отражающих границ
при переменной скорости по вертикали.— Прикладная геофизика, вып. 6.
М., Гостоптехиздат, 1950, с. 18—35.
4. Шуткин А. Е., Еремеев М. И., Королев Е. К. Годограф отраженных
волн для среды с линейным изменением скорости по горизонтали и верти­
кали и наклонной границей раздела.— Прикладная геофизика, вып. 76. М.,
Недра, 1974, с. 92—96.
5. Эльсгольц Л. Э. Дифференциальные уравнения и вариационное ис­
числение. М., Наука, 1969.
УДК 550.834.5
А. Г. АВЕРБУХ, Г. Н. ГОГОНЕНКОВ,
А. В. ГРИНШПУН, В. Г. ЛЕЙТИН
АНОМАЛИИ КИНЕМАТИЧЕСКИХ И ДИНАМИЧЕСКИХ
ХАРАКТЕРИСТИК ВОЛН, ОТРАЖЕННЫХ
ОТ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Прямое обнаружение месторождений нефти и газа — одна из
актуальнейших проблем разведочной геофизики. В конце 50-х
годов И. Я. Баллах и др. выдвинули гипотезы об изменении ин­
тенсивности отражений при переходе от водонасыщенной части
коллектора к нефтегазонасыщенной и о возможности регистра­
ции отражений от водонефтяных и газожидкостных контактов.
В последующие годы предпринималось много попыток экспери­
ментального подтверждения этих положений [2, 4], однако пер­
вые надежные данные были получены в 70-х годах после пере­
хода к многократным системам наблюдений и обработки сей­
смических данных [9]. Отечественные работы последних лет ба­
зировались главным образом на гипотезе повышенного затуха­
ния сейсмической энергии в залежах и газовых ореолах вокруг
них [5 и др.]. В основу данной работы положены сейсмические
эффекты, связанные с понижением скорости распространения
продольных волн в случае нефтегазонасыщенности породы.
ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ КИНЕМАТИЧЕСКИХ
И ДИНАМИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ОТРАЖЕННЫХ ВОЛН
Замещение воды в порах породы нефтью или газом приводит к
уменьшению скорости распространения упругих волн до 15—
20% и объемной плотности пород до 5—10% '[3]. На рис. 1,
построенном по данным работы [6], показано влияние нефтега62
зонасыщенности на величину акустической жесткости песчани­
ков и известняков в зависимости от глубины их залегания.
а
20
чо
tfU'L
0,05
1
i
i
1,2 -ф 1,6
-1
i/
f
it
Я.км
-г
-j
Рис. 1. Графики изменения акустической
щении нефтью (1) или газом (2).
жесткости пород при- их насы­
I — пески; // — песчаники; III — известняки
Рис. 2. Графики изменения коэффициента отражения от границы полупро­
странств при уменьшении акустической жесткости в нижней среде.
Заштрихованные участки соответствуют изменению коэффициента отражения более чем'
вдвое. Шифр кривых — значения AY/Y2
Изменение упругих свойств пород оказывается наиболее
значительным в случае газонасыщения, особенно если они за­
легают на небольших глубинах (до 1,5—2,0 км). С увеличением
глубины залегания пород, а также при насыщении их нефтью,
а не газом уменьшение акустической жесткости становится ме­
нее существенным, но оно все же не является пренебрежимо
малым.
Оценим влияние углеводородного насыщения на параметры
отраженных волн.
Амплитуды отражений от коллектора. Выявить основные
закономерности изменения амплитуд отражений позволяет ана­
лиз простейшей модели, представленной двумя полупростран­
ствами с границей раздела, на которую нормально падает плос­
кая волна. Коэффициент отражения границы
Кг = (Yi — Y2)/(Vi + Уд,
где у; и Y2 — акустические жесткости покрывающего и подсти­
лающего полупространств соответственно.
65
Если предположить, что акустическая жесткость нижнего
полупространства уменьшилась, то изменится и коэффициент
отражения
^ = у, — у2 + Лу
Vi + 72 — Д ? '
тде Ду— уменьшение акустической жесткости нижнего полу­
пространства за счет смены флюида.
Отношение коэффициентов отражения в «аномальной» об.ласти — /С2 и «нормальной» — К\ определяет величину аномаль­
ного эффекта, вызванного неоднородностью. Соответствующие
графики приведены на рис. 2. Когда акустическая жесткость
водонасыщенного коллектора меньше жесткости покрышки
(правые ветви графиков), амплитуда отражения увеличивает­
ся при понижении акустической жесткости коллектора. Если
жесткость коллектора выше жесткости покрышки, то снижение
акустической жесткости у2 приводит либо к падению интенсив­
ности отражения, либо, если изменение Дуг достаточно велико
(так что уг—Дуг оказывается существенно меньше yi). к усиле­
нию отражения, но уже с обращением фазы относительно вол­
ны, отраженной от водонасыщенной части коллектора.
Важно отметить, что наиболее сильные аномалии возникают
в малоконтрастных средах ( Y I ~ Y ' 2 ) . ГДе амплитуды отражений
могут уменьшаться или увеличиваться в несколько раз. И нао­
борот, при большой разнице физических свойств контактирую­
щих сред нельзя ожидать значительного аномального эффекта.
В реальных условиях залежь представляет собой пластообразную неоднородность внутри водонасыщенных пород, поэто­
му изменение интенсивности отраженной волны будет опреде­
ляться изменением не только модуля коэффициента отражения,
но и условий интерференции волн, отраженных от кровли и по­
дошвы пласта. Возможны три ситуации: коллектор (в части, где
он насыщен водой) имеет более высокую, более низкую или
промежуточную акустическую жесткость по отношению к жест­
кости подстилающей и покрывающей сред.
В качестве модели первых двух ситуаций рассмотрим слу­
чай, когда свойства пород, слагающих кровлю и подошву плас­
та, идентичны. Пренебрегая внутрипластовыми кратными вол­
нами, запишем [1] выражение для абсолютной величины коэф­
фициента отражения от пласта W:
|Г|==У5"|*|
у
Л
1-со54я^ехр(-29^
>
(1)
где т —временная мощность слоя; Т — период колебаний; 9 —
декремент поглощения; \К\ —модуль коэффициента отражения
от кровли и подошвы пласта.
Как видно из (1), при переходе от водонасыщенной к нефтегазонасыщенной части пласта изменение амплитуды отражен64
ных волн будет пропорционально \К\ с точностью до изменений
подкоренного выражения. Для типичных декрементов (порядка
нескольких сотых) и мощностей пластов, при которых отраже­
ния от кровли и подошвы существенно перекрываются ( — < 1 ) ,
величина экспоненциального множителя близка к единице, по­
этому возрастание т в продуктивной части коллектора проявля­
ется главным образом в сжатии частотной характеристики к оси
ординат (рис. 3, а) на величину, пропорциональную уменьше­
нию скорости за счет насыщения, т. е. на 10—20%.
w
w
Рис. 3. Общий вид амплитудных
спектральных характеристик
коэффи­
циента отражения от пласта в диапазоне частот / сейсмического им­
пульса. .
а— при \ i = Y3 тонкие линии соответствуют отражению от водопасыщенного пласта, жир­
ные линии — увеличению коэффициента отражения вследствие нефтегазонасыщения:
1 — для мощного пласта, 2— для пласта среднем мощности, 3 — для маломощного пла­
ста; 6 — для мощного пласта с промежуточной
величиной акустической
жесткости:
/ — при Va— V у\\з, 2 — при (Y:—А>';)< (YIYJ). 3, 4 — при уг. близком к у, или у,
Учитывая, что ширина полосы частот сейсмических импуль­
сов после деконволюции составляет от 10—15 до 40—50 Гц, т. е.
порядка 100% и более, получим, что сдвиг на 10—20% частот­
ной характеристики пласта не приведет к ее существенному сме­
щению относительно диапазона частот падающего на пласт
сейсмического импульса. Благодаря этому изменение интенсив­
ности отражения будет определяться в основном изменением
величины \К\ в (1). Иными словами, условия усиления или ос­
лабления колебаний, указанные для границы полупространств
(см. рис. 2, заштрихованные участки), останутся справедливы:
если пласт залегает среди более жестких пород, то его нефтегазонасыщение приведет к усилению отражения, если ж проис­
ходит насыщение пласта более жесткого, чем вмещающие поро­
ды, отражение от него может либо ослабнуть, либо, когда Ау
Достаточно велико, усилиться и при этом изменить полярность.
Рассмотрим теперь изменение интенсивности, когда жест­
кость водонасыщенной части коллектора имеет промежуточное
3
Зак. 2016
65
значение между жесткостями покрывающих и подстилающих
пород.
Нефтегазонасыщенность может привести к тому, что жест­
кость пласта окажется меньше жесткости покрывающих и под­
стилающих пород. Интенсивность отражения при этом возрастет
(рис. 3, б). Если изменение жесткости при насыщении пласта
не столь значительно, то она будет по-прежнему иметь проме­
жуточное значение по отношению к вмещающим породам. При
этом интенсивность отражения уменьшится, если жесткость про­
дуктивной части пласта окажется ближе, чем жесткость его
водонасыщенной части, к VYIY'3 — среднему геометрическому из
жесткостей покрывающих (yi) И подстилающих (уз) пород. Ин­
тенсивность отражения увеличится, если ближе к среднему гео­
метрическому значению окажется акустическая жесткость водо­
насыщенной части пласта. Во всех случаях полярность отраже­
ния от пласта с промежуточной акустической жесткостью не
меняется.
Влияние нефтегазонасыщенности на частотный состав отра­
жения. Уменьшение пластовой скорости приведет, как отмеча­
лось выше, к сжатию частотной характеристики пласта по нап­
равлению к оси ординат. Благодаря этому могут изменяться
преобладающая частота, эффективная ширина и относительная
величина энергии низкочастотной части спектра отражения от
продуктивной части пласта. В качестве иллюстрации рассмот­
рим случай, когда спектр падающего импульса широкополосен
и имеет плосковершинную огибающую.
Для пластов небольшой мощности ( т « 0 , 5 Т) в пределах
диапазона частот падающей волны будет располагаться один
полупериод частотной характеристики. Ее сжатие приведет к
уменьшению преобладающей частоты и сужению спектра отра­
жения. Понижение частоты будет примерно пропорционально
изменению скорости, т. е. может достигать 15—20%. В случае
очень тонкого пласта насыщение может привести к тому, что ин­
тенсивность высокочастотных составляющих превысит уровень
фона (рис. 3, а, 3, жирная линия), так что участку залежи бу­
дет соответствовать появление сравнительно высокочастотного
отражения.
Преобладающая частота отражения может возрастать и в
случае, когда акустическая жесткость пласта в водонасыщен­
ной части является промежуточной, а в нефтегазонасыщенной —
минимальной по сравнению с жесткостью подстилающих и пок­
рывающих пород (рис. 3, б, 2).
ИЗМЕНЕНИЕ КИНЕМАТИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК
ОТРАЖЕНИЙ
Уменьшение скорости распространения волн в зоне залежи при­
ведет к дополнительному запаздыванию отражений от подстила­
ющих границ на величину
66
6*0=2т-^,
(2)
у
где Aviv— относительное изменение пластовой скорости.
При типичных для реальных сред значениях т (порядка со­
тых долей секунды) даже максимальным величинам Av/v (по­
рядка 20%) будут соответствовать аномалии б^о не более 0,01 с.
Изменение эффективной (точнее предельной эффективной)
скорости отражений от границ, расположенных глубже залежи,
составит
Ааэф _ т ( У* | Л _Ag_
(3)
и
*Ф
'• V У эф
J
V
где /о—время регистрации отражения в источнике.
Скорость иэф изменится заметно (на 1—2%), если х состав­
ляет свыше 5—10% от t0 и, кроме того, величина Av/v достаточ­
но велика — порядка 10%.
ОСОБЕННОСТИ МЕТОДИКИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
Как следует из приведенного анализа, наиболее существенными
по величине (десятки и сотни процентов) могут оказаться ано­
малии интенсивности волн, отраженных от пласта-коллектора.
Относительная величина аномалий частотного состава, интер­
вальной и эффективной скорости, а также аномалий динамичес­
ких характеристик проходящих через залежь волн меньше —
порядка несколько процентов. В связи с этим методика прямых
поисков нефтегазовых залежей должна быть ориентирована
на изучение в первую очередь интенсивности однократных отра­
жений от границ, приуроченных к потенциальным коллекторам.
Вместе с тем наибольшей эффективности можно ожидать от
способов наблюдений и обработки, учитывающих разнообразие
возможных аномалий. Этим требованиям удовлетворяет методи­
ка ОГТ, обеспечивающая в благоприятных сейсмогеологических
условиях и при достаточной кратности наблюдений ослабление
многократных волн и благодаря этому надежное определение
динамических особенностей и эффективных скоростей однократ­
ных отражений.
Полевые наблюдения могут проводиться по обычной техно­
логии, но при записи колебаний необходим достаточно боль­
шой динамический диапазон, обеспечивающий отсутствие иска­
жений на малых и больших временах. В полной мере это требо­
вание соблюдается при использовании цифровой аппаратуры.
Обработка материалов ОГТ при решении задачи прямых по­
исков имеет некоторые особенности по сравнению с обработкой,
направленной на решение структурных задач.
Для того чтобы обеспечить выявление амплитудных анома­
лий, необходимо вместо автоматической регулировки амплитуд
3*
67
го
гь пи
А
Л
8000
шо
о
16
8
12
Рис. 4. Результаты выравнивания интенсивности
ного состава колебаний (б) в процессе обработки.
20
_!_
2Ь ПК
отражении (а) и частот­
/ — осредненные интенсивности и спектры наблюденных колебаний: II —то же, после
обработки. А — средняя интенсивность отражений, определенная а заданном временном
интервале. На рис. а. I представлена совокупность реализации ~А для различных ПУНКТОВ
возбуждения. На рис. б показаны частотные спектры для трех различных удалений от
пункта возбуждения
использовать усиление, компенсирующее потери энергии-на рас­
хождение и частотное затухание в среде над отражающей гра­
ницей.
Наблюденная амплитуда отраженной волны Л„ в лучевом
приближении может быть описана выражением
__ л ехр (— aR)
•^н — ^о
К,
(4)
где А0 — константа, характеризующая интенсивность источника
и чувствительность приемника; а — среднее значение коэффици­
ента частотного затухания, обусловленного поглощением и тон
кой слоистостью на пути R вдоль луча; L — функция геометри­
ческого расхождения; К — искомый коэффициент отражения.
Отсюда следует, что при компенсации потерь на расхожде­
ние и затухание коэффициент усиления Q в момент времени /
должен определяться следующим образом:
Q^exp[a(t)v(t)t]L(t),
где L(t) —геометрическое расхождение; а — коэффициент зату­
хания для преобладающей частоты колебания; v{t)t = Rv — лу­
чевая скорость.
,
68
tOO
150 f, Гц
Значения L(t) определяются на основании скоростной моде­
ли, найденной по данным ОГТ. Значения коэффициента затуха­
ния а(/) определяются путем подбора таким образом, чтобы
компенсировать остаточное (после учета расхождения) затуха­
ние амплитуд со временем. Хотя этот способ выбора а(/) несо­
вершенный, он, как нетрудно показать, при пологом залегании
границ не приводит к появлению сколько-нибудь существенных
ложных амплитудных аномалий вдоль отражающих границ.
Как видно из (4), для выявления изменений коэффициента
отражения вдоль профиля необходимо учесть неидентичность
А0. Эта процедура осуществляется путем выравнивания вдоль
профиля средней интенсивности колебаний, соответствующих
протяженному (порядка нескольких секунд) цугу отраженных
волн. Такой временной интервал включает не менее нескольких
десятков отражений. При неизменных параметрах приема и
возбуждения колебаний среднее значение интенсивности цуга
не должно существенно изменяться вдоль профиля. Вместе с
тем значительная изменчивость условий возбуждения и приема
будет приводить к столь же существенным колебаниям средней
интенсивности всего цуга колебаний, поэтому описанный прием
69
обеспечивает эффективный учет амплитудных искажении, обус­
ловленных нсидентичностыо условии наблюдения (рис. 4, / ) .
S o ' ый прием, но в частотной области, может быть исполь­
зован viя исключения с помощью корректирующей дсконволюпии спектральной неидентичности условий возбуждения и приема (рис 4 //) Определенное значение для выявления аномалии
имеет использование более крупных, чем при структурных пост­
роениях, масштабов разрезов,
обеспечивающих линейное
воспроизведение амплитуд в широком диапазоне интенсивностей и визуальное выявление запаздываний времен в зоне зале­
жей.
Визуальное выявление аномалий должно дополняться коли­
чественными определениями энергии и частотных характеристик
отражений вдоль интервалов разреза, соответствующих отдель­
ным литолого-стратиграфическим комплексам.
На заключительном этапе интерпретации целесообразно с
помощью детальных расчетов (например, на основе синтетичес­
ких сейсмограмм) убедиться, что наблюдаемые аномалии дей­
ствительно могут быть обусловлены нефтегазонасыщением со­
ответствующих пластов в разрезе.
Изложенные выше методические приемы были использова­
ны для выявления залежей по данным сейсморазведки ОГТ,
выполненной в районе газоконденсатных месторождений в се­
верной части Дагестанской АССР.
Объект работ. Участок работ характеризуется выдержанны­
ми поверхностными условиями, хорошим качеством отражений
и пологим залеганием слоев.
На рис. 5 схематически показаны сводная колонка и времен­
ной разрез.
Нефтегазоперспективную часть разреза исследуемого райо­
на можно разделить на два комплекса. Нижний комплекс вклю­
чает коллекторы мелового и юрского возраста, залегающие на
глубине 2—4 км в толще, сложенной переслаивающимися терригенными и карбонатными породами. Верхний комплекс отно­
сится к кайнозойской толще, состоящей главным образом из
майкопских отложений, представленных переслаивающимися
песками, алевролитами и глинами. При постановке работ
толща меловых и юрских пород вследствие большой глубины
залегания коллекторов и наличия резких границ рассматрива­
лась как относительно неблагоприятная для прямого обнаруже­
ния неизвестных залежей по аномалиям амплитуд, но предпола­
галось, что уже известные месторождения в этой толще могут
использоваться для проверки эффективности способов обработ­
ки полевых материалов. Геологическое строение кайнозойской
толщи благоприятно для прямого обнаружения месторождений,
и она рассматривалась как объект поиска аномалий, связанных
с неизвестными залежами.
Результаты работ. Рассмотрим вначале аномалии, связанные
70
150
ma
го т
Рис. 5. Сейсмологическая характеристика Равнинного Дагестана и времен­
ной разрез через месторождения Русский Хутор, построенный с сохра­
нением истинных амплитуд отражений.
/ — известные залежи в меловых отложениях; 2 — вновь выявленные залежи в майкоп­
ских отложениях; 3—продуктивные пласты. Изолинии на разрезе — значения t'orT
в м/с
с известными газоконденсатными залежами в меловых отложе­
ниях (см. рис. 5).
Залежь Русский Хутор Северный приурочена к интервалу
разреза между ПК 80 и ПК 130 и интервалу времени 2,45—
2,52 с (глубина около 3,5 км). Визуально зоне залежи соответ­
ствует усиление интенсивности колебаний. Результаты количест­
венного анализа сейсмической записи в соответствующем интер­
вале времени показали, что в зоне залежи энергия колебаний
возрастет примерно вдвое. Изменение спектральных характе­
ристик (преобладающая частота, эффективная ширина спектра,
71
относительная доля энергии на низких частотах и изменение
эффективных скоростей) находится в пределах среднеквадратического разброса.
Залежь Русский Хутор Центральный пересечена профилем
(см. рис. 5) на ПК 30 —ПК 60 (*0 = 2,50—2,55 с). Визуально
на временном разрезе достаточно отчетливо видно некоторое
увеличение амплитуд колебаний и понижение их видимой час­
тоты в продуктивной зоне. Количественный анализ характерис­
тик отражений показывает, что на участке аномалии энергия
колебаний увеличивается на 50—70%, полоса частот несколько
сужается, доля энергии низких частот примерно на 10% повы­
шается. Таким образом, использованный комплекс обработки
позволил выявить аномалии, приуроченные к залежам, располо­
женным на весьма значительных глубинах.
Надо отметить, что в интервале 2,0—2,5 с можно наметить
и другие аномалии интенсивности, правда, менее контрастные
по сравнению с рассмотренными. По-видимому, возникновение
подобных аномалий связано с тем, что в условиях резких акус­
тических границ, характерных для толщи меловых и юрских по­
род, сравнительно небольшие изменения величин мощности
пластов и соответственно условий наложения волн 'могут быть
причиной достаточно значительных изменений энергии колеба­
ний и других характеристик отражений. Интенсивность подобных
«помех» сравнима с интенсивностью аномалий, обусловленных
нефтегазонасыщенностыо. Вместе с тем проблема состоит не в
поисках «сигнала» от залежей, а в селекции его среди подобных
сигналов.
В рассматриваемом случае критериями распознавания яв­
ляются наличие структурной ловушки и приуроченность анома­
лий к регионально продуктивной для Предкавказья толще ниж­
немеловых пород. Использование этих признаков придает го­
раздо больший вес аномалиям, приуроченным к сводам подня­
тий Центральный и Северный Русский Хутор.
При рассмотрении временного разреза (см. рис. 5) обращает
на себя внимание четко выраженная амплитудная аномалия по
ряду границ на временах 1,4—1,7 с, соответствующих майкоп­
ским отложениям. Аномалия сопровождается специфическими
изменениями волнового поля, характерными для залежей. От­
мечается «вспучивание» осей синфазности: если верхняя ось
синфазности (/о=1,4 с) обрисовывает слабое поднятие, то по
последующим осям (/ 0 =1,7 с) на временных разрезах намеча­
ется прогиб. Этот прогиб, приуроченный к амплитудной анома­
лии, повторяется и на границах верхней части меловых отложе­
ний, хотя по данным бурения во всем интервале глубин грани­
цы образуют антиклинальную складку.
Эффективные скорости волн, отраженных от границ, распо­
ложенных непосредственно под амплитудными аномалиями,
уменьшаются. Изменение эффективных скоростей для отраже72
ний от глубоко расположенных границ носит более сложный
характер, так как из-за небольшой горизонтальной протяжен­
ности аномальной зоны через нее проходит лишь часть лучей,
формирующих годограф ОГТ. Однако конфигурация аномалии
скоростей полностью соответствует случаю прохождения лучей
через низкоскоростную неоднородность.
Разрастания амплитуд на краях аномалии сопровождаются
по некоторым осям синфазности четкими интерференционными
осложнениями, которые с большой вероятностью могут интер­
претироваться как проявление обращения фазы отражений. Ви­
димая частота записи в зоне аномалии уменьшается. Количест­
венный анализ параметров волн показывает, что энергия коле­
баний в области аномалии увеличивается примерно в 5—6 раз.
Спектр колебаний на том же участке смещается на 5—6 Гц в
область более низких частот. Пластовая скорость в интервале,
включающем амплитудные аномалии по шести горизонтам,
уменьшается к центру аномалии от 3,1—3,0 до 2,6 км/с, т. е.
примерно на 15%.
По данным бурения, мощность пластов и их литология в ин­
тервале глубин 1,4—1,8 км, соответствующих амплитудной ано­
малии, весьма выдержаны. Таким образом, аномалия не могла
возникнуть в результате изменения условий интерференции волн
в тонкослоистой среде, тем более, что разрастания амплитуд
отмечаются по ряду горизонтов на одном и том же участке
профиля. Причиной аномалии не может быть и изменение свой­
ств верхней части разреза, так как амплитуды более глубоких
отражений не возрастают.
Совокупность приведенных данных позволяет считать, что
появление аномалий обусловлено изменением свойств песчаных
пластов Майкопа вследствие их газонасыщения. Дополнительны­
ми свидетельствами в пользу такого предположения являются:
а) приуроченность аномалии к небольшому по амплитуде, но
уверенно выявляющемуся по сейсмическим и геологическим
данным поднятию в майкопских отложениях; б) выброс газо­
насыщенной воды из майкопских отложений при бурении
одной из первых скважин на площади Русский Хутор Цент­
ральный.
Для предотвращения выбросов бурение майкопских пород
производилось с повышенной на 30% плотностью промывочной
жидкости, что должно было привести к задавливанию газа об­
ратно в пласты.
Учитывая теоретические и экспериментальные данные о су­
щественном влиянии даже незначительной газонасыщенности
на скорость распространения продольных сейсмических волн [8],
по материалам сейсморазведки невозможно судить о степени
газонасыщенности пластов. Для решения этого вопроса была
пробурена специальная скважина, в которой в июне 1977 г. по­
лучены промышленные притоки газа.
73
Из всего сказанного выше можно сделать следующие выво­
ды.
Наиболее четкими признаками залежи являются: а) измене­
ние амплитуды отражений при переходе через контур залежи;
б) увеличение интервала времени между отражениями, соответ­
ствующими кровле и подошве залежи; в) уменьшение эффек­
тивных скоростей по годографам ОГТ для границ, непосредст­
венно подстилающих залежь, и искажение конфигурации изоли­
ний скоростей для глубоко залегающих границ; г) изменение
преобладающей частоты ширины спектра, соотношения энергии
высоких и низких частот в спектре волн, отраженных от продук­
тивной толщи.
Залежи в мезозойских отложениях, расположенные на боль­
ших глубинах (3,5 км) в толще с резкими сейсмическими грани­
цами, создают аномалии волнового поля, которые могут одноз­
начно интерпретироваться при наличии дополнительной геологогеофизической информации.
В слабо дифференцированной по упругим свойствам толще
майкопских отложений, залегающих на глубине до 2 км, выяв­
лены четкие амплитудные аномалии, в зоне которых заметно
понижается преобладающая частота отражений и скорость рас­
пространения колебаний. Анализ совокупности данных позволя­
ет считать, что причиной возникновения аномалий является га­
зонасыщение пород. В результате бурения специальной скважи­
ны в майкопских породах выявлены пропущенные ранее газовые
залежи.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Авербух Л. Г. Оценка влияния нефтегазовых залежей и других внутрипластовых неоднородностей на проходящие волны.— Изв. АН СССР. Сер.
Физика Земли, 1974, № 6, с. 85—91.
2. Алехин С. В. Отражение упругих колебаний от кровли нефтегазонасыщенного пласта.— Разведочная геофизика, вып. 32. М., Недра, 1969,
с. 13—16.
3. Вопросы применения сейсморазведки для прогноза нефтегазонасыщенности, литологии, аномально высоких давлений и буримости горных по­
род/А. Г. Авербух, Э. М. Буцневий, В. А. Гельфанд и др.— Обзор. М., изд.
ВНИИОЭНГ, 1976.
4. Земцов Е. Е. Некоторые возможности статистической обработки ки­
нематических параметров отраженных волн.— Разведочная геофизика, вып. 5.
М., Недра, 1965, с. 3—14.
5. Кунарев А. А., Куликов С. А., Никитин Л. А. Опыт регистрации и
использования сейсмических записей без АРУ при проведении работ MOB в
пределах Устюрта и Мангышлака.— Разведочная геофизика, вып. 31. М.,
Недра, 1969, с. 31—37.
6. Ляховицкий Ф. М., Рапопорт Л. И. Расчеты скоростей и поглощения
упругих волн в моделях насыщенных пористых сред с твердым остовом.—
В кн.: Прямые поиски месторождений нефти и газа геофизическими мето­
дами, № 22. М., изд. ОНТИ ВИЭМС, 1971, с. 21—27.
7. Медовский И. Г., Мустафаев К. А. О природе слепых зон в прибреж­
ных районах Каспийского моря.—В кн.: Геофизическая разведка на нефть
и газ. М. Гостоптехиздат, 1959, с. 27—34.
74
8. Domenico S. N. Effect of water saturation on seismic reflectivit of send
reservoirs encased in shall.— Geophisics, vol. 39, No 6, 1974, с 759—769.
9. Litology and direct detection of hidrocarbons Hsing geophysical metods.
Simp. Rec. Geoph. Soc. Houston, 1973.
УДК 550.834.05:519
О. Г. КУТЬИ НА
ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ ВРЕМЕННОГО РАЗРЕЗА
КАК ПОИСК УСТОЙЧИВЫХ КОМБИНАЦИЙ
ПАРАМЕТРОВ
Конечная цель интерпретации полевых материалов сейсмораз­
ведки — построение сейсмического разреза или оценка его па­
раметров. Однако давно уже было замечено, что при попытке
оценить сразу параметры глубинного сейсмического разреза в
рамках любой модели сталкиваются с трудностью совместного
определения глубины и скорости, угла и скорости. Ошибка оп­
ределения одного из параметров влечет за собой ошибку опре­
деления другого. На языке статистики это означает, что пара­
метры обладают сильной корреляционной связью. В то же вре­
мя достаточно устойчиво определяемыми величинами являются
время и угол подхода отраженной волны и соответственно пара­
метры временного сейсмического разреза.
Известно [1], что погрешности и коэффициенты корреляци­
онной связи параметров в большой степени зависят от выбора
системы наблюдений, от значений параметров разреза. Жела­
тельно знать эту зависимость, чтобы, управляя выбором схемы
наблюдений, обеспечить наиболее эффективное определение
нужного параметра.
Из теории оценивания известно, что полную характеристику
эффективности оптимальных оценок дает ковариационная мат­
рица вторых моментов распределения вероятностей оценок. Ра­
нее [1, 2, 5] проводились исследования эффективности совмест­
ных оценок параметров, однако из-за трудностей, связанных с
аналитическим представлением зависимостей, они выполнялись
численно. В то же время связь с влияющими факторами, выра­
женная в виде формул, нагляднее характеризовала бы физи­
ческий смысл зависимостей.
Задача настоящей работы — найти явные аналитические вы­
ражения для корреляционных коэффициентов и погрешностей
оценок параметров в случае оценки параметров временного и
глубинного разрезов и сравнить их между собой. Оказывается,
75