способ комплексной обработки геофизических данных и технологическая система "литоскан" для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ комплексной обработки геофизических данных, включающий последовательное накопление измерительной информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, причем измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов, отличающийся тем, что накопление информации осуществляют в базе данных (БД) априорной геологической информации, в БД акустического каротажа (АК) опорных скважин и в БД сейсмограмм общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D в окрестности опорных скважин, данные обрабатывают последовательно в семь основных этапов: на первом этапе обрабатывают данные АК и метода ОГТ и формируют априорные скорости ОГТ, на втором этапе формируют горизонты отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временные поля сейсмограмм метода ОГТ, на третьем этапе формируют детальное поле скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, на четвертом этапе формируют среднеслоистую модель скоростей упругих волн, на пятом этапе формируют тонкослоистую модель скоростей упругих волн, на шестом этапе формируют тонкослоистую модель упругих параметров, на седьмом этапе формируют тонкослоистые модели фильтрационно-емостных свойств и тип флюидонасыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве, а по данным обработки измерений на первом - седьмом этапах проводят анализ и комплексную интерпретацию совокупности данных с вынесением суждения о наличии объектов углеводородов малой мощности (менее 15-20 м), целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследованной площади.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что БД априорной геологической информации и БД акустического каротажа АК опорных скважин формируют в виде баз данных, которые содержат данные геофизического исследования скважин (ГИС), причем БД априорной геологической информации содержит данные литографических колонок опорных скважин, стратиграфические разбивки и данные лабораторного анализа керна, а БД АК опорных скважин содержит данные измерений акустического каротажа АК, данные гамма-гамма плотностного каротажа и данные кавернометрии, причем проводят корректировку данных ГИС с возможностью статистического формирования поправок с использованием петрофизических зависимостей.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на первом этапе обработки осуществляют преобразование интервальных скоростей по данным АК в скорости ОГТ.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на втором этапе строят граф обработки данных сейсмограмм метода ОГТ для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что на третьем этапе обработки по данным о горизонтах отражающих границ и полей скоростей сейсмограмм метода ОГТ формируют детальное поле скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью при заданном латеральном шаге в режимах спокойной или возмущенной геологической среды.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что на четвертом этапе обработки вычисляют латеральный и вертикальный импульсы и решают обратную динамическую задачу сейсморазведки для построения среднеслоистой модели скоростей упругих волн по изменениям зависимости скорости упругих волн от плотности горных пород, используя метод упругой инверсии.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что на пятом этапе строят синтетические горизонты отражающих границ и поле скоростей ОГТ и формируют тонкослоистую модель скоростей упругих волн.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на шестом этапе строят статистические тонкослоистые модели упругих параметров по литотипам разрезов опорных скважин по технологии многоволновой сейсморазведки (МВС) или по технологии AVO, решая обратную динамическую задачу сейсморазведки с учетом тонкослоистой модели скоростей упругих волн, латерального и вертикального изменения импульса.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что на седьмом этапе обработки формируют прогнозные тонкослоистые модели фильтрационно-емкостных свойств и тип флюидонасыщения посредством многомерных адаптивных алгоритмов на основе метода наименьших квадратов.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что накопление информации, обработку данных, анализ и интерпретацию данных осуществляют посредством программируемого процессора или посредством портативного персонального компьютера ноутбук, при этом результаты совместной обработки данных отображают на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.

11. Технологическая система для комплексной обработки геофизических данных, содержащая последовательно соединенные блок 2 накопления информации от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей и блок 3 обработки данных, выходы которого подключены к входам блока 4 анализа и интерпретации данных, отличающаяся тем, что блок 2 накопления информации содержит базу 5 данных (БД) априорной геологической информации, БД 6 акустического каротажа (АК) опорных скважин и БД 7 сейсмограмм метода общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D в окрестности опорных скважин, блок 3 обработки данных включает последовательно соединенные каналы 8-14 обработки геофизических данных (КОД): КОД 8 АК и метода ОГТ для формирования априорных скоростей ОГТ, КОД 9 для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ, КОД 10 формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, КОД 11 для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн, КОД 12 для формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн, КОД 13 для формирования тонкослоистых моделей упругих параметров и КОД 14 для формирования тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве, блок 4 анализа и интерпретации данных включает блоки 15-21 хранения результатов обработки данных (ХРД) в каналах 8-14 КОД, выходы которых соединены с входами соответствующих блоков ХРД 15-21: блок ХРД 15 априорных скоростей ОГТ, блок ХРД 16 горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ, блок ХРД 17 детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, блок ХРД 18 среднеслоистой модели упругих волн, блок ХРД 19 тонкослоистой модели скоростей упругих волн, блок ХРД 20 тонкослоистых моделей упругих параметров и блок ХРД 21 тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения, при этом первый выход БД 5 соединен с входом БД 6, первый-третий входы КОД 8 соединены соответственно с первым выходом БД 6, вторым выходом БД 5 и выходом БД 7, первый и второй входы КОД 9 соединены соответственно с выходом блока ХРД 15 и выходом БД 7, первый-третий входы КОД 10 соединены соответственно с первым и вторым выходами блока ХРД 16 и выходом БД 7, первый-шестой входы КОД 11 соединены соответственно с выходом блока ХРД 17, первым, вторым и третьим выходами блока ХРД 16, первым и вторым выходами БД 6, первый-третий входы КОД 12 соединены соответственно с выходом блока ХРД 18, первым выходом блока ХРД 16 и первым выходом БД 6, первый-третий входы КОД 13 соединены соответственно с выходом блока ХРД 19, с первым и вторым выходами БД 6, первый-третий входы КОД 14 соединены соответственно с выходом блока ХРД 20, первым и вторым выходами БД 6, а выходы блоков ХРД 15-21 являются совокупностью выходов технологической системы.

12. Система по п.11, отличающаяся тем, что БД 5 и БД 6 содержат данные геофизического исследования скважин (ГИС), причем БД 5 априорной геологической информации содержит данные литографических колонок опорных скважин, стратиграфические разбивки и данные лабораторного анализа керна, а БД 6 содержит данные измерений акустического каротажа АК, данные гамма-гамма плотностного каротажа и данные кавернометрии и включает блок корректировки данных ГИС с возможностью статистического формирования поправок с использованием петрофизических зависимостей.

13. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 8 АК и метода ОГТ выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм преобразования интервальных скоростей по данным АК в скорости ОГТ.

14. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 9 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего граф обработки данных сейсмограмм метода ОГТ для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ.

15. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 10 выполнен в, виде вычислительного устройства, реализующего по данным о горизонтах отражающих границ и полей скоростей сейсмограмм метода ОГТ алгоритм формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью при заданном латеральном шаге, при этом КОД 10 снабжен селектором выбора режима работы для спокойной или возмущенной геологической среды.

16. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 11 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм вычисления латерального и вертикального импульсов и алгоритм решения обратной динамической задачи сейсморазведки для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн по изменениям зависимости скорости упругих волн от плотности горных пород, и включает блок упругой инверсии.

17. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 12 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм построения синтетических горизонтов отражающих границ и поля скоростей ОГТ и алгоритм формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн.

18. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 13 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего статистический алгоритм построения тонкослоистых моделей упругих параметров, дифференцированный по литотипам разрезов опорных скважин, при этом КОД 13 снабжен селектором выбора режима работы для технологии многоволновой сейсморазведки (МВС) или для технологии AVO при решении обратной динамической задачи сейсморазведки с учетом тонкослоистой модели скоростей упругих волн, латерального и вертикального изменений импульса.

19. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 14 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего формирование прогнозных тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения посредством многомерных адаптивных алгоритмов на основе метода наименьших квадратов.

20. Система по п.11, отличающаяся тем, что блок 2 накопления информации дополнительно к БД 5-7 включает БД измерений параметров естественных геофизических полей: гравитационного и/или геомагнитного, и/или искусственно создаваемых геофизических полей при поисках углеводородов методами электроразведки.

21. Система по п.11, отличающаяся тем, что блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого процессора или на базе портативного персонального компьютера ноутбук, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов совместной обработки данных блоков ХРД 15-21 на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.

Описание изобретения к патенту

Техническое решение относится к геофизической разведке месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей различной природы и может быть использовано при обработке данных для определения детальных (тонкослоистых) фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве.

Известные способы и системы (комплексы, устройства) обработки геофизических данных, основанные на традиционной технологии [6-8], как правило, преобразуют и оптимизируют аппаратуру и этапы процедуры обработки, реализуемые с помощью вычислительных устройств. При этом информативность обработки повышается при комплексной обработке данных, полученных от совокупности измерителей геофизических полей разной природы.

В последнее время в РФ запатентован ряд способов и реализующих эти способы устройств [1-5] обработки сейсмических данных.

Общим признаком известных способов и устройств [2-5] обработки геофизических данных является заданная последовательность операций и наличие последовательно соединенных блока накопления (хранения) измеренной информации, блока обработки данных (процессора) и блока анализа и интерпретации данных. При этом способы и устройства [2-5] реализуют обработку только сейсмических данных и только с целью первоначального перспективного поиска УВ, разрешающая способность которой (десятки метров) недостаточна для выявления тонкослоистой структуры залежи, а также для обнаружения маломощной остаточной или «пропущенной» (не выявленной) залежи, разработка которой может оказаться, в ряде случаев, достаточно эффективной.

Кроме того, известные способы и устройства [2-5] не предусматривают комплексной обработки данных сейсморазведки с другой геофизической информацией (например, геофизическими исследованиями скважин - ГИС), что снижает информативность и надежность оценки залежей УВ.

Обработка данных способами и устройствами [2-5] включает лишь традиционную технику повышения информативности посредством «избыточных» измерений,. без использования этапов взаимного преобразования геофизических полей различного типа (например, псевдоакустического преобразования данных сейсморазведки с учетом ГИС), что ограничивает возможности систем такого типа для детального определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов УВ.

Известный способ [1] обработки сейсмических данных по патенту RU 2144683 С1, принятый за прототип, включает последовательное накопление измерительной информации от измерителей параметров геофизических (сейсмических) полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, причем измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов. Известное устройство [1] для обработки сейсмических данных по патенту RU 2144683 С1, осуществляющее известный способ [1], содержит последовательно соединенные блок накопления информации от модуля измерителей параметров геофизических (сейсмических) полей и блок обработки данных, выходы которого подключены к входам блока анализа и интерпретации данных. При этом процесс обработки в известных способе и устройстве [1] включает 4 последовательных этапа (операции).

Однако, как и в других аналогах [2-5], возможности способа и устройства [1] ограничены по разрешающей способности и, следовательно, по выявлению тонкослоистой структуры исследуемой площади, поскольку устройство [1] не предусматривает адекватного взаимного преобразования геофизических полей, позволяющего повысить детальность съемки с десятков метров до десятков сантиметров. Это препятствует обнаружению маломощных и/или «пропущенных» залежей У В.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в создании способа и технологической системы «ЛИТОСКАН» (специальное название «ЛИТОСКАН» является аббревиатурой термина «ЛИТОлогическое СКАНирование») для комплексной обработки геофизических данных, позволяющих построить по материалам ГИС и сейсморазведки последовательно среднеслоистые и тонкослоистые модели литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов У В, определять тип флюидонасыщения и оптимизировать размещение скважин на выявленных нефтегазоперспективных объектах малой мощности, что практически не реализуется при использовании традиционных технологий обработки и интерпретации данных сейсморазведки.

Основной технический результат предлагаемой системы - обеспечение высокой детальности и информативности геофизической съемки посредством повышения разрешающей способности, надежности и достоверности данных обработки материалов при выявлении тонкослоистой структуры исследуемой площади и повышении вероятности обнаружения маломощных либо «пропущенных» объектов УВ. Система позволяет осуществить синергию обработки данных по новым критериям поиска УВ с традиционной технологией выявления месторождений.

Технический результат при выполнении способа комплексной обработки геофизических данных достигается следующим образом.

Способ комплексной обработки геофизических данных включает последовательное накопление измерительной информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, причем измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов.

Отличительной особенностью способа является то, что накопление информации осуществляют в базе данных (БД) априорной геологической информации, в БД акустического каротажа (АК) опорных скважин и в БД сейсмограмм общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D в окрестности опорных скважин. Данные обрабатывают последовательно в семь основных этапов: на первом этапе обрабатывают данные АК и метода ОГТ и формируют априорные скорости ОГТ, на втором этапе формируют горизонты отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временные поля сейсмограмм метода ОГТ, на третьем этапе формируют детальное поле скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, на четвертом этапе формируют среднеслоистую модель скоростей упругих волн, на пятом этапе формируют тонкослоистую модель скоростей упругих волн, на шестом этапе формируют' тонкослоистую модель упругих параметров, на седьмом этапе формируют тонкослоистые модели фильтрационно-емкостных свойств и тип флюидонасыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве. По данным обработки измерений на первом-седьмом этапах проводят анализ и комплексную интерпретацию совокупности данных с вынесением суждения о наличии объектов углеводородов малой мощности (менее 15-20 м), целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследованной площади.

Отличием способа также является то, что БД априорной геологической информации и БД акустического каротажа АК опорных скважин формируют в виде баз данных, которые содержат данные геофизического исследования скважин (ГИС), причем БД априорной геологической информации содержит данные литографических колонок опорных скважин, стратиграфические разбивки и данные лабораторного анализа керна, а БД АК опорных скважин содержит данные измерений акустического каротажа АК, данные гамма-гамма плотностного каротажа и данные кавернометрии, причем проводят корректировку данных ГИС с возможностью статистического формирования поправок с использованием петрофизических зависимостей.

Способ, кроме того, отличается тем, что на первом этапе обработки осуществляют преобразование интервальных скоростей по данным АК в скорости ОГТ.

Кроме того, отличием способа также является то, что на втором этапе строят граф обработки данных сейсмограмм метода ОГТ для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ.

Особенностью способа также является то, что на третьем этапе обработки по данным о горизонтах отражающих границ и полей скоростей сейсмограмм метода ОГТ формируют детальное поле скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью при заданном латеральном шаге в режимах спокойной или возмущенной геологической среды.

Способ, кроме того, отличается тем, что на четвертом этапе обработки вычисляют латеральный и вертикальный импульсы и решают обратную динамическую задачу сейсморазведки для построения среднеслоистой модели скоростей упругих волн по изменениям зависимости скорости упругих волн от плотности горных пород, используя метод упругой инверсии.

Способ также отличается тем, что на пятом этапе строят синтетические горизонты отражающих границ и поле скоростей ОГТ и формируют тонкослоистую модель скоростей упругих волн.

Отличие способа также заключается в том, что на шестом этапе строят статистические тонкослоистые модели упругих параметров по литотипам разрезов опорных скважин по технологии многоволновой сейсморазведки (МВС) или по технологии AVO, решая обратную динамическую задачу сейсморазведки с учетом тонкослоистой модели скоростей упругих волн, латерального и вертикального изменения импульса.

Кроме того, способ отличается тем, что на седьмом этапе обработки формируют прогнозные тонкослоистые модели фильтрационно-емкостных свойств и тип флюидонасыщения посредством многомерных адаптивных алгоритмов на основе метода наименьших квадратов.

При этом в конкретных случаях выполнения способа накопление информации, обработку данных, анализ и интерпретацию данных осуществляют посредством программируемого процессора или посредством портативного персонального компьютера ноутбук, при этом результаты совместной обработки данных отображают на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.

Технологический результат при использовании технологической системы «ЛИТОСКАН» для комплексной обработки геофизических данных достигается следующим образом (использованы обозночения блоков, приведенные ниже).

Технологическая система для комплексной обработки геофизических данных содержит последовательно соединенные блок 2 накопления информации от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей и блок 3 обработки данных, выходы которого подключены к входам блока 4 анализа и интерпретации данных.

Отличительной особенностью технологической системы является то, что блок 2 накопления информации содержит базу 5 данных (БД) априорной геологической информации, БД 6 акустического каротажа (АК) опорных скважин и БД 7 сейсмограмм метода общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D в окрестности опорных скважин. Блок 3 обработки данных включает последовательно соединенные каналы 8-14 обработки геофизических данных (КОД): КОД 8 АК и метода ОГТ для формирования априорных скоростей ОГТ, КОД 9 для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ, КОД 10 формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, КОД 11 для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн, КОД 12 для формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн, КОД 13 для формирования тонкослоистых моделей упругих параметров и КОД 14 для формирования тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве. Блок 4 анализа и интерпретации данных включает блоки 15-21 хранения результатов обработки данных (ХРД) в каналах 8-14 КОД, выходы которых соединены с входами соответствующих блоков ХРД 15-21: блок ХРД 15 априорных скоростей ОГТ, блок ХРД 16 горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ, блок ХРД 17 детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, блок ХРД 18 среднеслоистой модели упругих волн, блок ХРД 19 тонкослоистой модели скоростей упругих волн, блок ХРД 20 тонкослоистых моделей упругих параметров и блок ХРД 21 тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения. При этом первый выход БД 5 соединен с входом БД 6, первый-третий входы КОД 8 соединены соответственно с первым выходом БД 6, вторым выходом БД 5 и выходом БД 7, первый и второй входы КОД 9 соединены соответственно с выходом блока ХРД 15 и выходом БД 7, первый-третий входы КОД 10 соединены соответственно с первым и вторым выходами блока ХРД 16 и выходом БД 7, первый-шестой входы КОД 11 соединены соответственно с выходом блока ХРД 17, первым, вторым и третьим выходами блока ХРД 16, первым и вторым выходами БД 6, первый-третий входы КОД 12 соединены соответственно с выходом блока ХРД 18, первым выходом блока ХРД 16 и первым выходом БД 6, первый-третий входы КОД 13 соединены соответственно с выходом блока ХРД 19, с первым и вторым выходами БД 6, первый-третий входы КОД 14 соединены соответственно с выходом блока ХРД 20, первым и вторым выходами БД 6, а выходы блоков ХРД 15-21 являются совокупностью выходов технологической системы.

Отличием системы также является то, что БД 5 и БД 6 содержат данные геофизического исследования скважин (ГИС), причем БД 5 априорной геологической информации содержит данные литографических колонок опорных скважин, стратиграфические разбивки и данные лабораторного анализа керна, а БД 6 содержит данные измерений акустического каротажа АК, данные гамма-гамма плотностного каротажа и данные кавернометрии и включает блок корректировки данных ГИС с возможностью статистического формирования поправок с использованием петрофизических зависимостей.

Система, кроме того, отличается тем, что КОД 8 АК и метода ОГТ выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм преобразования интервальных скоростей по данным АК в скорости ОГТ.

Кроме того, отличием системы является то, что КОД 9 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего граф обработки данных сейсмограмм метода ОГТ для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ.

Особенностью системы также является то, что КОД 10 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего по данным о горизонтах отражающих границ и полей скоростей сейсмограмм метода ОГТ алгоритм формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью при заданном латеральном шаге, при этом КОД 10 снабжен селектором выбора режима работы для спокойной или возмущенной геологической среды.

Система, кроме того, отличается тем, что КОД 11 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм вычисления латерального и вертикального импульса и алгоритм решения обратной динамической задачи сейсморазведки для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн по изменениям зависимости скорости упругих волн от плотности горных пород, и включает блок упругой инверсии.

Система также отличается тем, что КОД 12 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм построения синтетических горизонтов отражающих границ и поля скоростей ОГТ и алгоритм формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн.

Отличие системы также заключается в том, что КОД 13 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего статистический алгоритм построения тонкослоистых моделей упругих параметров, дифференцированный по литотипам разрезов опорных скважин, при этом КОД 13 снабжен селектором выбора режима работы для технологии многоволновой сейсморазведки (МВС) или для технологии AVO при решении обратной динамической задачи сейсморазведки с учетом тонкослоистой модели скоростей упругих волн, латерального и вертикального изменения импульса.

Кроме того, система отличается тем, что КОД 14 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего формирование прогнозных тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения посредством многомерных адаптивных алгоритмов на основе метода наименьших квадратов.

В частных случаях выполнения системы блок 2 накопления информации может дополнительно к ДЦ 5-7 включать БД измерений параметров естественных геофизических полей: гравитационного и/или геомагнитного, и/или искусственно создаваемых геофизических полей при поисках углеводородов методами электроразведки.

Блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого процессора или на базе портативного персонального компьютера ноутбук, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов совместной обработки данных блоков ХРД 15-21 на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.

На фиг.1 представлена общая схема выполнения способа, на фиг.2 приведена общая конструктивная схема предложенной технологической системы для выполнения комплексной обработки геофизических данных, где использованы следующие обозначения:

1 - модуль измерителей параметров геофизических полей;

2 - блок накопления информации;

3 - блок обработки данных;

4 - блок анализа и интерпретации данных;

5 - база данных (БД) априорной геологической информации;

6 - БД акустического каротажа (АК) опорных скважин;

7 - БД сейсмограмм метода общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D в окрестности опорных скважин;

8 - канал обработки данных (КОД) АК и метода ОГТ для формирования априорных скоростей ОГТ;

9 - КОД для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ;

10 - КОД для формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью;

11 - КОД для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн;

12 - КОД для формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн;

13 - КОД для формирования тонкослоистых моделей упругих параметров;

14 - КОД для формирования тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве;

15 - блок хранения результатов обработки данных (ХРД) априорных скоростей ОГТ;

16 - блок ХРД горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ;

17 - блок ХРД детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью;

18 - блок ХРД среднеслоистой модели упругих волн;

19 - блок ХРД тонкослоистой модели скоростей упругих волн;

20 - блок ХРД тонкослоистых моделей упругих параметров;

21 - блок ХРД тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения.

Фиг.3-5 иллюстрируют технический результат, получаемый при использовании предложенных способа и устройства «ЛИТОСКАН» для комплексной обработки геофизических данных: сравнение традиционного графа обработки данных [1,2] (вверху) с графом обработки по предложенной технологии (внизу), где приняты следующие обозначения:

W₁, W₂ - опорные скважины;

P₁-P₄ - сейсмические профили;

H₁-H₁₁ - горизонты отражающих границ.

Работа технологической системы «ЛИТОСКАН» при осуществлении способа комплексной обработки геофизических данных (фиг.1, 2) заключается в следующем.

Измеренные модулем 1 параметры геофизических полей накапливаются в блоке 2 накопления информации. БД 5 и БД 6 содержат данные геофизического исследования скважин (ГИС), причем БД 5 априорной геологической информации содержит данные литографических колонок опорных скважин, стратиграфические разбивки и данные лабораторного анализа керна, а БД 6 содержит данные измерений акустического каротажа АК, данные гамма-гамма плотностного каротажа и данные кавернометрии и включает блок корректировки данных ГИС с возможностью статистического формирования поправок с использованием петрофизических зависимостей (таких как формулы Гарднера, Кастаньи-Гринберга, Фауста и др. [7]).

Информация с выхода блока 2 (выходов БД5 - 7) поступает на входы блока 3 обработки данных (на входы каналов КОД 8-14 последовательной обработки) и, далее, с выходов КОД 8-14 - на входы соответствующих блоков ХРД 15-21 блока 4 хранения результатов обработки данных. КОД 8 АК и метода ОГТ в окрестности опорных скважин, выполненный в виде вычислительного устройства, по данным БД 5 и БД 6 реализует алгоритм преобразования интервальных скоростей в скорости ОГТ; результаты обработки направляются в блок ХРД 15. КОД 9 обрабатывает данные сейсмограмм метода ОГТ из БД 7, а также данные блока ХРД 15, а результаты обработки передает в блок ХРД 16. При этом обработка осуществляется по стандартному графу обработки [7, 8], включающему корреляцию горизонтов отражающих границ.

КОД 10, выполненный в виде вычислительного устройства, реализует по данным блока ХРД 16 о горизонтах отражающих границ и полей скоростей сейсмограмм метода ОГТ, а также по данным БД 7 алгоритм формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью при заданном латеральном шаге. При этом выбор режима работы (для спокойной или возмущенной геологической среды) производится посредством селектора канала КОД 10. Результаты обработки данных КОД 10 поступают в блок ХРД 17.

КОД 11 реализует алгоритм вычисления латерального и вертикального импульса и алгоритм решения обратной динамической задачи сейсморазведки для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн по изменениям зависимости скорости упругих волн от плотности горных пород, и включает блок упругой инверсии, который формирует латеральное и вертикальное изменения импульса обращения свертки и изменений зависимости «скорость упругих волн - плотность горных пород». Результаты упругой инверсии и среднеслоистая модель скоростей упругих волн сохраняются в блоке ХРД 18.

КОД 12 реализует алгоритм построения синтетических горизонтов отражающих границ и поля скоростей ОГТ и алгоритм формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн с передачей результатов обработки в блок ХРД 19. При этом достигается технический результат в виде синтетического вертикального разрешения полей скоростей упругих волн, адекватного скважинному (до 15 см).

КОД 13 реализует статистический алгоритм построения тонкослоистых моделей упругих параметров, дифференцированный по литотипам разрезов опорных скважин, при этом КОД 13 снабжен селектором выбора режима работы для технологии многоволновой сейсморазведки (МВС) или для технологии AVO [7, 8] при решении обратной динамической задачи сейсморазведки с учетом данных БД 6 и тонкослоистой модели скоростей упругих волн (блок ХРД 19), латерального и вертикального изменения импульса. Блок ХРД 20 сохраняет данные о тонкослоистых моделях упругих параметров.

По данным блока ХРД 20 и данным БД 6 КОД 14 формирует прогнозные тонкослоистые модели фильтрационно-емкостных свойств и тип флюидонасыщения посредством многомерных адаптивных алгоритмов на основе метода наименьших квадратов. Тонкослоистые модели фильтрационно-емкостных свойств и тип флюидонасыщения сохраняются в блоке ХРД 21.

Выходы блоков ХРД 15-21 являются совокупностью выходов технологической системы для индикации, интерпретации данных и вынесения суждения о наличии объектов УВ малой мощности (менее 15-20 м), целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследованной площади.

В частных случаях выполнения системы блок 2 накопления информации может дополнительно к БД 5-7 включать БД (на чертеже показаны пунктиром) измерений параметров естественных геофизических полей: гравитационного и/или геомагнитного, и/или искусственно создаваемых геофизических полей при поисках углеводородов методами электроразведки, что повышает информативность и достоверность геофизической съемки.

В предлагаемой системе «ЛИТОСКАН» блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого процессора или на базе портативного персонального компьютера ноутбук, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов совместной обработки данных блоков ХРД 15-21 на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях (фиг.3-5) для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.

Таким образом, из описания способа и технологической системы «ЛИТОСКАН» и ее работы следует, что достигается ее назначение с указанным техническим результатом, который находится в причинно-следственной связи с совокупностью существенных признаков.

ИСТОЧНИКИ ПО УРОВНЮ ТЕХНИКИ

I. Прототип и аналог:

1. RU 2144683 С1, 20.01.2000 (прототип).

2. RU 2107309 С1, 20.03.1998 (аналог).

II. Дополнительные источники по уровню техники:

3. RU 97119642 А, 27.09.1999.

4. RU 2321025 С2, 27.03.2008.

5. RU 2335787 С2, 10.10.2008.

6. US 5027332, 25.06.1991.

7. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. - Тверь: Изд-во АИС, 2006. - 744 с. (с.369-710: Обработка и интерпретация сейсморазведочных данных).

8. http://cggveritas.com/hampson-rusell (2011 г.).