CC BY
22
Рис. 8 — Карта распределения средних значений пористости горизонта Ю22 (тюменская свита)
так и о характере флюидонасыщения пород-коллекторов продуктивных и перспективных пластов юрского комплекса;
в) для целого ряда продуктивных горизонтов и пластов выявлены нефтегазонасыщен-ные интервалы, которые в большей или меньшей степени подтверждены данными бурения скважин;
г) комплексный анализ полученных результатов существенно дополняет традиционную сейсмическую информацию наиболее важными для нефтяной геологии геологическими показателями [Трофимов и др., 2009, № 4].
Результаты структурных построений и прогноза в отложениях горизонта Ю22
Для рассмотрения структурных построений остановимся на горизонте, непосредственно связанным с кровлей продуктивного пласта Ю22. При этом тектоническое строение по этому горизонту (в составе тюменской свиты батского возраста) в виде структурной карты отображено на рис. 6. По этому результату можно в первом приближении судить о строении потенциальных резервуаров в отложениях верхней части батского яруса юрской системы.
В целом для рассматриваемых отложений (как и для аналогичных отложений на значительной территории нефтегазоносного района) характерно наличие аллювиальных циклов различного ранга, которые обычно начинаются отложениями крупнозернистых песчаников (или гравелитов), постепенно переходящих в средне-мелкозернистые алевритистые песчаники, затем в глинистые алевролиты, алевритистые глины и, наконец, в углистые глины и угли. Подошва нового цикла, как правило, с размывом залегает на пачке углистых глин или углях.
Основные структурные элементы, характеризующие тектоническое строение рассматриваемой структурной зоны, показывают, что наиболее крупные по линейным размерам зоны распространения отложений горизонта Ю22 расположены в пределах центральной, южной и частично западной частей площади работ. Причем на отдельных участках распространения отложений горизонта Ю22 наблюдаются наиболее приподнятые структуры. Восточная и северо-восточная части этих отложений испытывают интенсивное погружение.
На карте когерентности куба амплитуд волнового поля вдоль палеоизохронной поверхности горизонта Ю22 (рис. 6) отмечается значительная нерегулярность сейсмической записи, выражающаяся в виде фонового затемнения повышенной интенсивности. Намечаются определенные границы затемнения динамики записи, приуроченные к границам распространения аллювиальных циклов различного ранга (это отложения крупнозернистых песчаников (или гравелитов), переходящих в средне-мелкозернистые алевритистые песчаники, в глинистые алевролиты, алеври-тистые глины и в углистые глины и угли).
Из результатов площадного прогнозирования представим построения геологических показателей для отложений верхней части тюменской свиты — горизонта Ю22. Это распределения значений эффективных акустических жесткостей (рис. 7) и пористости (рис. 8).
На карте распределения средних значений эффективных акустических жесткостей (АЖ) в отложениях горизонта Ю22 отчетливо видно, что для значительной части площади характерным является неравномерное, мозаичное распределение этого параметра по площади (рис. 7). Отдельные, сравнительно крупные по линейным размерам аномалии повышенных значений АЖ приурочены к западной, юго-западной, частично восточной, юго-восточной и северной частям рассматриваемой площади исследований. На центральном, частично южном, северном и северо-восточном участках площади фиксируются довольно обширные области с относительно пониженными значениями АЖ. Нанесенные контуры нефтенасыщенности на карту распределения эначений эффективных акустических жесткостей располагаются на участках повышенных значений эффективных акустических жесткостей горизонта Ю22.
Чаще всего нефтенасыщение приурочено к пластам-коллекторам, имеющим среднее значение пористости, изменяющееся в диапазоне 10-18%. В зонах, где отсутствуют контуры нефтенасыщенности, прогнозные средние значения пористости не превышают 6-10 %.
Оценка перспективных объектов для дальнейшего опоискования
В процессе последующего разбуривания выявленных нефтеперспективных объектов (в первую очередь пластов-коллекторов в отложениях горизонтов Ю22 и Ю3) была
выявлена значительная сложность геологического строения целевых отложений, в первую очередь, в отношении распределения по площади коллекторских свойств и характера насыщения в отложениях пласта Ю22. Для дальнейшего более глубокого исследования внутренней структуры каждого из продуктивных горизонтов необходимо перейти к покомпонентному изучению особенностей геологического строения целевых объектов.
Кроме того из всего объема перспективных объектов структурного типа выбирались наиболее значимые, отвечающие главным образом двум критериям. Во-первых, объекты должны быть менее всего разрушенными интенсивным проявлением тектогенеза. Во-вторых, для таких объектов необходимо было найти на результатах восстановления сейсмической записи — на разрезах эффективных акустических жесткостей (АЖ) и эффективных коэффициентов отражения (ЭКО) характерные диагностические признаки в пределах установленных антиклинальных поднятий в виде более или менее адекватного отображения возможных водонефтяных контактов (ВНК) (рис. 9). Здесь появляется возможность уточнения контуров нефтенасы-щения, линий замещения различных фаций, а также поиска различных тонких признаков динамики сейсмического волнового поля, объясняющего различие в уровнях водоне-фтяного контакта (ВНК) на разных структурах. Так, на фрагменте разреза ЭКО по линии А-А (inline 392) в отложениях пласта Ю3 довольно уверенно фиксируется ВНК на том уровне, который практически совпадает с абсолютной отметкой (а.о.) — 2642 м (рис. 9). По этому уровню уверенно выделяется внешний контур нефтегазоносности. Несколько южнее указанного выше направления в отложениях пласта Ю3 по направлению линии Е-Е (crossline 535534) ВНК также уверенно фиксируется (рис. 9). Этот уровень здесь также соответствует абсолютной отметке (а.о.) — 2642 м.
При этом одна из скважин (785) на исследуемом поисковом участке оказалась расположенной вблизи контуров нефтегазонасы-щенности, что подтверждается уровнями ВНК по пластам Ю22 и Ю3 (рис. 10). В связи с этим для вскрытия выявленных объектов в нефте-насыщенных контурах пластов Ю22 и Ю3 представляется оптимальным, используя ствол этой скважины, выполнить его отклонение в двух направлениях от ее устья: юго-западном и
Рис. 9 — Фрагменты разрезов эффективных коэффициентов
онтов Ю22, Ю по линиям: а) А-А; б) Е-Е
отражения в отложениях горизонтов Ю22, Ю3 (тюменская свита)
Рис. 10 — Схема отклонения ствола скважины 785 для вскрытия продуктивных пластов-коллекторов горизонтов Ю22, Ю3 (тюменская свита)
северо-западном, как это показано на рис. 10.
Таким образом, в процессе выполненных исследований наметились следующие пути совершенствования методики прогнозирования геологических показателей на основе использования данных метода высокоразрешающей сейсмики:
1. В условиях тонкослоистого геологического разреза реальной среды необходимо прежде всего выполнить комплексное определение состава и свойств пород не-фтеперспективных толщ по данным ГИС в скважинах;
2. При интерпретации сейсмических данных, когда приходится иметь дело с интерференционными сейсмическими записями целесообразно иметь способ исключения эффекта интерференции сейсмических волн на основе численного решения обратной динамической задачи сейсмики, позволяющего разделить информацию, содержащуюся в сейсмической записи на две: информацию об источнике возбуждения упругих колебаний и информацию о реальной геологической среде;
3. С целью повышения эффективности прогноза акустических неоднородно-стей, а также состава и свойств геологического разреза необходима оценка различных геологических показателей,
ENGLISH
обеспечивающих получение разнообразной геологической информации об изучаемых нефтеперспективных объектах.
Итоги
Изучена детальная внутренняя структура нефтеперспективных объектов на основе численного решения обратной динамической задачи сейсмики, реализованной в разработанной технологии высокоразрешающей сейсмики ВРС-Гео.
Выводы
Приводятся примеры выявления нефте-перспективных объектов со сложным геологическим строением, так или иначе связанным со значительной литофациальной изменчивостью.
Список используемой литературы
1. Трофимов В.Л., Хазиев Ф.Ф., Милашин В.А. Динамические характеристики отраженных волн с учетом вклада элементарных границ и толщ // Технологии сейсморазведки. 2012. № 2. С. 12-24.
2. Хазиев Ф.Ф., Трофимов В.Л., Милашин В.А. Оценка вклада элементарных границ и толщ в сейсмическое волновое поле для многослойных поглощающих сред // Технологии сейсморазведки. 2011. № 2. С. 86-96.
. Заляев Н.З. Методика автоматизированной интерпретации геофизических исследований скважин. Минск: Университетское, 1990. 144 с.
. Трофимов В.Л., Хазиев Ф.Ф., Милашин
B.А., Качкин А.А., Тимонин А.Б., Мальцев Г.А. Автоматизированная обработка и интерпретация данных ГИС для обнаружения нефтеперспективных объектов методами высокоразрешающей сейсмики // Технологии сейсморазведки. 2007. № 2.
C. 54-66.
. Хазиев Ф.Ф., Трофимов В.Л., Милашин В.А. Определение геолого-геофизических параметров реальной среды методом высокоразрешающей сейсмики // Технологии сейсморазведки. 2008. № 2. С. 25-30.
. Трофимов В.Л., Милашин В.А., Хазиев Ф.Ф., Черников Д.И., Качкин А.А., Тимонин А.Б. Специальная обработка и интерпретация данных сейсмических наблюдений в сложных геологических условиях методом высокоразрешающей сейсмики // Технологии сейсморазведки. 2009. № 3. С. 36-50.
. Трофимов В.Л., Милашин В.А., Хазиев Ф.Ф., Черников Д.И., Качкин А.А., Тимонин А.Б. Прогнозирование геологических показателей по сейсмическим данным высокого разрешения // Технологии сейсморазведки. 2009. № 4. С. 49-60.
GEOPHYSICS
Improvement of methods for geological indicators predicting by the high-resolution seismic method
Authors:
Vladimir L. Trofimov — ph.d, general director1; trofimvl@gmail.com Fanil' F. Khaziev — deputy general director1; hrsgeo@mail.ru
Svetlana A. Shkol'nik — chief specialist of geology and and new projects2; s.shkolnik@nobeloil.ru
1HRS Geo Technology, Moscow, Russian Federation 2Nobel Oil (KO) LLC, Moscow, Russian Federation
UDC 550.3
Abstract
The necessity for improvement of the basic stages of different geological features predicting methods using the high-resolution seismic data is substantiated. Using special seismic data processing graph ensures undistorted dynamics of the seismic records. Acoustic model of the real medium is restored to the seismic record quantization interval in form of 2D-sections or 3D-cubes of effective reflection coefficients (ERC) and effective
acoustic impedance (AI).
Materials and methods
GIS, MOGT-3D, HRS Geo Technology
Results
The study detailed internal structure of the oil potential objects on the basis of numerical solution of the seismic inverse dynamic problem implemented in the developed technology of high-resolution seismic
VRS-GEO is carried out. Conclusions
The examples detecting oil prospective targets with complex geological structure related lithofacies variability are presented.
Keywords
predicting different geological features, special seismic data processing graph, effective reflection coefficients, effective acoustic impedance
References
1. Trofimov V.L., Khaziev F.F., Milashin V.A. Dinamicheskie kharakteristiki otrazhennykh voln s uchetom vklada elementarnykh granits itolshch [The dynamic characteristics of
the reflected waves, taking into account the contribution of the elementary boundaries and sequences]. Seismic technology, 2012, issue 2, pp. 12-24.
2. Khaziev F.F., Trofimov V.L., Milashin V.A. Otsenka vklada elementarnykh granits i tolshch vseysmicheskoe volnovoe pole dlya mnogosloynykh pogloshchayushchikh sred [Evaluation of the contribution of the elementary boundaries and strata in seismic wave field for multilayer absorbing media]. Seismic technology, 2011, issue 2, pp. 86-96.
3. Zalyaev N.Z. Metodika avtomatizirovannoy interpretatsii geofizicheskikh issledovaniy
skvazhin [The technique of automated interpretation of geophysical well]. Minsk: University, 1990, 144 p.
4. Trofimov V.L., Khaziev F.F., Milashin V.A., Kachkin A.A., Timonin A.B., Mal'tsev G.A. Avtomatizirovannaya obrabotka
i interpretatsiya dannykh GIS dlya obnaruzheniya nefteperspektivnykh ob"ektov metodami vysokorazreshayushchey seysmiki [Automated data processing and interpretation of GIS to detect oil-objects by means of high-resolution seismic]. Seismic technology, 2007, issue 2, pp. 54-66.
5. Khaziev F.F., Trofimov V.L., Milashin V.A. Opredelenie geologo-geofizicheskikh parametrov real'noy sredy metodom vysokorazreshayushchey seysmiki [Determination of geological and geophysical parameters of the real environment by
high-resolution seismic]. Seismic technology, 2008, issue 2, pp. 25-30.
6. Trofimov V.L., Milashin V.A., Khaziev F.F., Chernikov D.I., Kachkin A.A., Timonin A.B. Spetsial'naya obrabotka i interpretatsiya dannykh seysmicheskikh nablyudeniy v slozhnykh geologicheskikh usloviyakh metodom vysokorazreshayushchey seysmiki [Special processing and interpretation of seismic data in complex geological conditions by high-resolution seismic]. Seismic technology, 2009, issue 3, pp. 36-50.
7. Trofimov V.L., Milashin V.A., Khaziev F.F., Chernikov D.I., Kachkin A.A., Timonin A.B. Prognozirovanie geologicheskikh pokazateley po seysmicheskim dannym vysokogo razresheniya [Prediction of geological features on seismic data of high resolution]. Seismic technology, 2009, issue 4, pp. 49-60.
Способ сейсморазведки с возбуждением колебаний в воздушной или водной среде и фокусированием энергии в точках приема на границе акустической и упругой сред
А.А.Табаков
к.т.н., генеральный директор1
1ООО «Геоверс», Москва, Россия
Возбуждение сейсмических колебаний является наиболее затратной частью сейсморазведки. Предложено использовать возбуждения в воздухе или в воде на значительных удалениях от поверхности твердого полупространства с последующей фокусировкой энергии в любой точке поверхности твердого полупространства предпочтительно с сейсмоприемником давления для точной регистрации вступления акустических импульсов. Данные для каждого сейсмоприемника на поверхности твердого тела суммируются с опережениями, определенными в точке фокусировки, с образованием фиктивных сейсмограмм с возбуждением в точке фокусировки. Модельный эксперимент показал возможность фокусировки энергии на малом участке поверхности диаметром менее четырех метров. Предлагаемая технология должна дать значительное сокращение затрат, времени и экологические преимущества.
Материалы и методы
Математическое моделирование.
Ключевые слова
способ сейсморазведки, звуковая волна, фокусировка
1. Введение
Возбуждение упругих колебаний при сейсморазведке требует значительных затрат, особенно при необходимости строительства дорог и просек, что наносит экологический урон. В горных условиях, культурной зоне и в заповедниках отработка регулярных систем вообще невозможна. При возбуждении колебаний в воздухе на значительной высоте не возникает транспортных и экологических проблем, но из-за сильного преломления лишь незначительная часть энергии идёт на формирование глубинных отражений. Предложено формировать на поверхности твёрдой среды локализованный импульс давления путём накапливания импульсов от многих воздействий с опережениями, равными времени прихода акустической волны в точку локализации [1].
На модельном примере показано, что при возбуждении на высоте 800 м возможна концентрация энергии на площадке диаметром менее 4 м
2. Геометрия наблюдений
Для проведения сейсморазведки сейсмо-приемники располагаются на всей или части исследуемой площади (рис. 1). В каждой точке приема ведется либо непрерывная регистрация с фиксацией астрономического времени, либо регистрация, синхронизированная с возбуждением. На значительной высоте в точках 6 (рис. 1) производится возбуждение звуковых колебаний любым взрывным или невзрывным источником во множестве точек так, чтобы каждый из сейсмоприемни-ков был облучен со всех азимутов и зенитных углов. Индексом 5 обозначены пути звуковой волны из источника к приемникам, индексом 10 — лучи для предельных удалений от фиктивных источников 4. Индексом 9 обозначены диапазоны удалений от фиктивных источников 4.
3. Формирование фиктивных сейсмограмм
Фиктивные сейсмограммы могут быть сформированы в каждой точке поверхности твердого полупространства, над которым произведены возбуждения. Предпочтительно совмещать эти точки с местами расположения сейсмоприемников, где к обычным датчикам полезно добавить датчики давления с целью уточнения времени прихода звуковой волны.
4. Получение фиктивных сейсмограмм
Записи, полученные таким образом, накапливаются в соответствии с формулой 1.
Щ
фт г $
" ч п
I
где № — круговая частота;
п — преобразование Фурье для суммарной трассы, представляющей собой приближение к трассе в точке «п» (рис. 1, приемник (3) в пределах выбранного максимального расстояния (9) от выбранного фиктивного источника (4)) от фиктивного источника в точке п = I (рис. 1, элемент 4);
и — преобразование Фурье от реальной сейсмической записи, зарегистрированной сейсмопри-ёмником в точке приёма «п» (рис. 1, приёмник (3) в пределах выбранного максимального расстояния (9) от выбранного фиктивного источника (4)) от одного из реальных сейсмических источников (рис. 1, реальный источник (6) на расстоянии (5), меньшем или равном выбранному максимальному расстоянию (10) от выбранного фиктивного источника (4)), расположенного в точке «т» (рис. 1, реальный источник (6) на расстоянии (5), меньшем или равном выбранному максимальному расстоянию (10) от выбранного фиктивного источника (4)). StmI — время пробега волны от реального источника, расположенного в точке «т» (рис. 1, реальный источник (6) на расстоянии (5), меньшем или равном выбранному максимальному расстоянию (10) от выбранного фиктивного источника (4)) до фиктивного источника, расположенного в точке I (рис. 1, элемент 4).
Рис. 1 — Геометрия наблюдений
М1 — реальный источник, расположенный на левой крайней границе выборки реальных источников (рис. 1, элемент 6);
М2 — реальный источник, расположенный на правой крайней границе выборки реальных источников (рис. 1, элемент 6).
Суммарные сейсмограммы, полученные таким образом, могут быть использованы в дальнейшей обработке как обычные.
5. Модельный эксперимент
Модельный эксперимент выполнен на схеме, изображенной на рис. 2.
Точки возбуждения располагались на удалениях до 5 км от точки расположения фиктивного источника на прямолинейном профиле на высоте 600 м с шагом 50 м. Для оценки распределения давления на поверхности после фокусировки сейсмоприемники расположены на удалении до 20 м от фиктивного источника с шагом 2 м.
Результаты модельного эксперимента показывают, что область фокусировки имеет диаметр менее 4 м для диапазона частот 3-150 Гц (рис. 3).
Итоги
Инновационная технология сейсморазведки. Выводы
Представлен новый способ воздушной сейсморазведки, обеспечивающий фокусировку энергии акустических волн, новизна которого и техническая осуществимость подтверждаются патентом РФ.
Использование предположенной технологии может обеспечить кратное сокращение затрат на сейсморазведку при резком сокращении экологического ущерба.
Список оспользуемой литературы
1. Патент РФ: Способ сейсморазведки, ки 2517010 С1 с приоритетом от 13.01.2013.
Рис. 2 — Схема модельного эксперимента
Рис. 3 — Результат накапливания акустических сигналов на поверхности
ENGLISH
GEOPHYSICS
Seismic method with the excitation of vibrations in the air or the water environment and focusing energy in receiving points on the boundary of the acoustic and elastic media
UDC 550.3
Authors:
Aleksandr A.Tabakov — ph.d, general manager1;
1Geovers LCC, Moscow, Russian Federation
Abstract
Generation of seismic energy is one of the most expensive parts of seismic prospecting, especially under complicated surroundings. It is proposed to use shots in air and water media on remote distances from the surface of solid semispace with later focusing of energy on any point of solid surface preferably with pressure geophone to register time of acoustic arrivals. Records for each geophone on the surface of solid semispace are stacked to provide fictitious seismogram
with shots in the points of focusing. Model simulation has shown possible concentration of energy on small area less than four meters in diameter. Proposed technology promises high shortening of expenses and ecological advantages.
Materials and methods
Mathematical modelling.
Results
Innovation seismic technology.
Conclusions
New technology of airborne seismic prospecting is presented providing focusing of sound waves energy. Innovation and reality are confirmed by RF patent. The use of proposed technology may provide sufficient economy and ecological safety.
Keywords
seismic prospecting technology, sound wave, focusing
References
1. RF Patent: Method of seismic, RU 2517010 C1 with a priority from 13.01.2013
Определение преимущественного направления трещиноватости на основе полноволнового численного моделирования распространении волн и метода максимального правдоподобия
Е.В. Биряльцев
зам. ген. директора по науке и новым
технологиям1
igenbir@vandex.ru
В.А. Рыжов
руководитель информационно-аналитического центра1 vrizov@mail.ru
М.Р. Камилов
инженер1
marselk@mail.ru
■ЗАО «Градиент», Казань, Россия
Для повышения эффективности ГРП до его проведения необходимо хорошее знание механических характеристик околоскважинного пространства как исходных данных для дизайна трещины ГРП. Одной из таких характеристик является преимущественное направление трещиноватости, причем не только в призабойной зоне, но и на некотором удалении от скважины, туда, куда может распространиться трещина ГРП. Авторы предлагают расширить возможности технологии полноволновой локализации микросейсм (ПВЛ, FWL), которая ранее использовалась для источника типа «центр взрыва» («explosive») до случая источника типа «раскрывающаяся трещина» («tensile crack») ограничиваясь рассмотрением вертикальной трещины. В работе представлены результаты применения технологии на реальных данных.
Материалы и методы
Микросейсмические записи, скоростная модель по данным ВСП, метод полноволнового численного моделирования, метод максимального правдоподобия.
Ключевые слова
гидроразрыв пласта, микросейсмический мониторинг, наблюдения с поверхности, трещиноватость, полноволновое моделирование
Гидроразрыв пласта (ГРП) является одной из технологий интенсификации добычи нефти, представляя собой механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором за счет поднятия давления жидкости гидроразрыва выше горного давления образуется искусственная трещина большой протяженности. По мере расширения ее применения все большее внимание уделяется методам повышения эффективности применения ГРП, в частности контролю за его результатами. Одним из наиболее бурно развивающимся направлением контроля результатов ГРП является микросейсмический мониторинг процесса ГРП.
Хорошо известен метод мониторинга ГРП при наблюдениях из соседних скважин. Регистрация производится скважинными трехкомпонентными сенсорами, аналогичным сенсорам, применяемым при ВСП. Импульсы микросейсм от трещинообразо-вания пикируются на каждом сенсоре по приходу Р и Б волн, что позволяет, при известной скоростной характеристике, определить методом наименьших квадратов положение очагов каждого зарегистрированного импульса. Данный метод позволяет локализовать трещину ГРП как в плане, так и по вертикали. Наблюдения в скважинах свободны от поверхностных помех, что позволяет достигать удовлетворительных результатов с применением относительно простых аппаратных средств и методов обработки микросейсмических сигналов.
Однако скважинный мониторинг ГРП невозможен при отсутствии соседних скважин, а при их наличии требует остановки добычи или нагнетания, что приводит к существенным экономическим потерям. Таким образом, скважинный мониторинг ГРП обладает некоторыми ограничениями по применимости. Альтернативный метод наблюдения при расположении датчиков на дневной поверхности не требует использования скважин, что делает этот метод потенциально более универсальным, чем скважинный мониторинг. Наблюдения ГРП с дневной поверхности отличаются высокими уровнями поверхностных шумов и требуют специальных методов обработки, работоспособных при уровне сигнала на отдельном датчике ниже уровня шумов.
Задача локализации микросейсмических источников является хорошо известной в радиотехнике [1] задачей обнаружения сигналов при многоканальном приеме и решается разными методами. Применительно к задаче локализации источника микросейсм они обладают различной точностью локализации, устойчивостью
к шумам и вычислительной сложностью. Наиболее часто для восстановления местоположения очагов микросейсм при зашумленных данных используется метод фокусирующего преобразования [2], позволяющий динамически отбраковывать наименее информативные сенсоры. Метод дифракционного суммирования относительно прост в реализации, однако недостаточно устойчив к поверхностным шумам. Известен также метод Time Reverse Modelling [3, 4], который по устойчивости к поверхностным шумам и точности локализации превосходит метод дифракционного суммирования [5]. Авторами развивается метод локализации сопровождающих ГРП микросейсм с дневной поверхности, основанный на полноволновом численном моделировании и методе максимального правдоподобия для регистрации микросейсмических событий при большом уровне поверхностных шумов [6].
Для повышения эффективности ГРП до его проведения необходимо хорошее знание механических характеристик околоскважинного пространства как исходных данных для дизайна трещины ГРП. К их числу относятся такие характеристики как модуль Юнга, коэффициент Пуассона, пористость, проницаемость и трещиноватость.
Если механические характеристики околоскважинного пространства и ФЭС известны достаточно хорошо из скважинных исследований, то трещиноватость, как правило, требует дополнительного изучения. Особенно интересным параметром трещи-новатости является ее преимущественное направление не только непосредственно в призабойной зоне, но и на некотором удалении от скважины, туда, куда может распространиться трещина ГРП.
Хорошо известны методы определения трещиноватости по азимутальной дисперсии сейсмических скоростей при 3D сейсмической съемке. Однако проведение 3D сейсмики на небольшом участке в окрестностях скважины является весьма дорогостоящей технологией.
Потенциально перспективным методом определения трещиноватости является дальнейшее совершенствование методики полноволновой локализации ми-кросейсм и определения их параметров с помощью наземного микросейсмического мониторинга.
Известно [7], что трещины различной ориентации порождают различные микросейсмические поля, по которым возможно восстановление не только местоположения и амплитуды, но и ориентации трещин. Существуют технологии [8, 9] мониторинга,
которые позволяют регистрировать трещины, возникающие при ГРП с учетом их ориентации. Однако данные технологии требуют, чтобы сигнал от микросейсмического события был хорошо различим на фоне шумов, в связи с чем, наблюдения производятся в соседних скважинах, либо с существенным заглублением наземных сенсоров.
В статье предлагается подход по определению направления трещиноватости, являющийся дальнейшим развитием метода максимального правдоподобия для регистрации микросейсмических событий в условиях сильного зашумления, что делает возможным проведение этих наблюдений непосредственно с дневной поверхности.
Сущность подхода метода максимального правдоподобия. Из теории передачи сигналов [6] известно, что наиболее эффективным методом обнаружения сигналов является метод на принципе максимального правдоподобия.Его суть заключается в оценке, так называемой, функции правдоподобия наличия известного сигнала в измеряемой набором приемных устройств отсчетов смеси сигнала и шума.
= пк{г) + 5* со, ш едл) = пкп(
где Бк — дисперсия шума на канале приема, I — индекс времени t¡ известного сигнала 8к.
Если сигналы на отдельных приемных устройствах порождаются некоторым событием и могут быть однозначно рассчитаны из характеристик этого события, то мы, оценивая наличие соответствующих сигналов на приемных устройствах, можем оценить и наличие породившего их события.
Применительно к микросейсмическому мониторингу таким событием является микросейсм, возникший в некоторой точке пространства. Если мы знаем свойства среды, то мы можем рассчитать форму сейсмических колебаний, дошедших к каждому сенсору при наличии микросейсмического события в интересующей нас точке в каждый момент времени.
В отсутствии нелинейных эффектов в среде, очевидно, что достаточно рассчитать один сигнал с единичной амплитудой исходного воздействия, при изменении этой амплитуды сигнал на датчиках будет меняться пропорционально амплитуде исходного воздействия, сохраняя форму. Таким образом, формула (2) для правдоподобия будет выглядеть следующим образом:
канале для единичного импульса. Таким образом, мы можем восстановить наиболее правдоподобные амплитуды импульса в каждый момент времени А(1:), решая задачу максимизации по А функции правдоподобия (3) или для упрощения расчетов его логарифма (4):
Л (С) | тахА1п^\Л)
(5)
где пк — шум в момент времени, sк — искомый полезный сигнал, а 2к — их регистрируемая сумма. В предположении гауссовского шума функцию правдоподобия можно записать как:
юк
(3)
Или логарифмируя (3) для целей дальнейшего анализа и отбрасывая член, не зависящий от А, получаем
где А — амплитуда исходного импульса в точке восстановления, а Бк — форма импульса на
Решая задачу (5) для каждой точки восстановления мы получаем наиболее правдоподобную амплитуду по всем точкам восстановления для интересующего нас набора моментов времени.
Рассмотрим применение данного подхода к определению трещиноватости. При микросейсмическом мониторинге нам необходимо зарегистрировать пространственное положение микросейсм в окрестности ствола скважины. Мы можем рассматривать каждую точку в пространстве, окружающую ствол скважины как источник специфических сигналов, а сейсмологическое оборудование мониторинга — как каналы их приема. Будем восстанавливать микросейсмическую активность в некотором наборе дискретных точек околоствольного пространства (точки восстановления), например, по регулярной сетке с достаточно малым шагом так, чтобы покрыть всю интересующую нас область.
Для каждой такой точки восстановления требуется рассчитать вид импульса на каждом из датчиков, причем расчет должен учитывать ориентацию трещины в пространстве. Хорошо известно, что за счет разницы бокового и вертикального горного давления трещиноватость носит субвертикальный характер. В вертикальной трещине возможны движения двух типов — раскрытие/закрытие трещины в
■ - ■
О
Рис. 1 — Распределение среднеквадратичной амплитуды модельных сигналов по пунктам наблюдения. Сверху — азимут трещины а = 00, снизу — азимут трещины а = 300. Направление и положение трещины отмечено розовой линией
Рис. 2 — Зоны наибольшей концентрации событий и их преимущественное направление. Роза направлений трещин за весь период наблюдений
