Нелинейные свойства вибросейсмических волновых полей и их использование для прогнозирования коллекторских свойств резервуаров

Глава 3. Экспериментальное исследование зависимости амплитудного отклика среды от амплитуды в источнике.

В третьей главе представлена методика, обработка и результаты экспериментального исследования зависимости амплитудного отклика среды от амплитуды в источнике.

Методика полевых работ заключалась в возбуждении одним вибратором линейно-частотно-модулированный (ЛЧМ) свип-сигнала f₁- f₂ Гц в различных точках профиля при разной нагрузке на плиту вибратора, или при синхронной работе разного количества вибраторов. Этим достигалось разное по амплитуде зондирующее воздействие.

Предварительная обработка состояла в коррелировании всех полученных виброграмм с одним и тем же синтетическим свипом, специальной полосовой фильтрации. Все параметры обработки, включая регулировку усиления, оставались строго постоянными для виброграмм всех режимов возбуждения.

Эксперимент базировался на утверждении, что, если при одном и том же увеличении амплитуды колебаний в источнике, амплитуды, зарегистрированные в двух фиксированных точках или областях среды, меняются в разной пропорции, по крайней мере, одна из областей сейсмически нелинейна, поэтому предметом исследования являлись зависимости амплитуды отклика в среде от амплитуды в источнике.

На рис. 5 приведен пример сейсмограмм отраженных волн, полученных указанным выше способом для двух режимов вибровоздействия - 50% и 90% соответственно. На сейсмограммах выделяются годографы отраженных волн, соответствующие основным опорным горизонтам для данной площади. Годограф отраженных от пермского горизонта (P) волн начинается на времени ~= 350 мс и заканчивается на времени ~= 1075 мс. Для тульского горизонта (C₁tl) соответственно: 570 - 1280 мс. На сейсмограммах отчетливо видны соответствующие оси синфазности. Анализ сейсмограмм показывает, что кинематика волнового поля не зависит от амплитуды в источнике, а амплитуды для разных участков профиля при изменении сигнала в источнике меняются в разной пропорции. На рис. 6 приведены изменения значения отношений интенсивности амплитуд по тульскому горизонту к интенсивностям амплитуд по пермскому горизонту вдоль профиля для всех 5-ти режимов работы вибраторов. Если бы здесь выполнялись законы линейной акустики, то эти отношения для разных режимов везде совпадали бы. Они и совпадают в пределах точности эксперимента - но только на отдельных участках профиля. На других участках отношения увеличиваются с увеличением интенсивности исходного вибросигнала. Примечательно, что зона несовпадения - ПК 310-365 - соответствует куполу нефтеносной структуры, а одна из локальных зон "линейности" - в районе ПК 375 - 385 соответствует проекции на профиль непродуктивной скважины.

Подобная ситуация наблюдается и на других участках. Рассмотрим, например, рис. 7. Здесь представлены изменения отношения амплитуд волн, претерпевших отражения в отложениях нижнего карбона (А(C₁tl)) и верхнего девона (A(D₃kn)) к амплитуде отражения от верейского горизонта среднего карбона (A(C₂vr)) при разной амплитуде в источнике. Так на рис. 7а изображены два графика: представляющие собой отношения А(C₁tl)/A(C₂vr) при максимальной амплитуде сигнала, т.е. при генерации сигнала четырьмя вибраторами, и при минимальной амплитуде сигнала - генерации сигнала одним вибратором. На рис. 7б - представлены графики отношений A(D₃kn)/A(C₂vr) при максимальной и минимальной амплитуде сигнала.

В случае линейной среды эти пары графиков как на верхнем, так и на нижнем рисунке совпадали бы. Расхождение значений свидетельствует о нелинейности среды.

На рис. 7а выделяются две зоны расхождения значений: первая центральная зона (1500-3800 м) и вторая зона, в правой части профиля (4250-5250 м). По данным стандартной сейсморазведки и бурения границы залежи - 2000-3500 м и 4200-5300 м. Таким образом, аномальное расхождение значений в конце профиля практически точно совпадает с границами залежи нефти, а в центральной части немного шире разведанного контура залежи: слева на 500 м и справа на 300 м.

На рис. 7б также выделяются зоны расхождения значений: 100-730 м, 1800-2860 м и 4700-5250 м. Данные бурения по девонским отложениям отсутствуют, поэтому все полученные аномалии носят прогнозный характер. Две из них - центральная и крайняя правая лежат в пределах потенциально нефтеносных структур. Крайняя левая аномалия слабо выражена, т.е. имеет небольшую амплитуду, и ее природа остается неясной.

Вывод:

Проведены специальные полевые эксперименты по регистрации отклика среды при изменении амплитуды воздействия на двух различных месторождениях УВ и обработаны их результаты

Изучены зависимости амплитуды отклика среды от амплитуды в источнике.

В результате исследования установлено, что сейсмические волновые поля в реальных геологических средах нелинейны по признаку нелинейности между амплитудами возбужденного и зарегистрированного сигнала. Сопоставление с данными бурения показывают, что этот вид нелинейности более всего контролируется нефтенасыщенностью коллекторов и может служить индикатором нефтенасыщенности.