Интерпретация данных сейсморазведки.

Для решения таких задач разработано соответствующее математическое обеспечение и десятки компьютерных программ. В результате в практику сейсморазведки вошел термин – кентавр: интерпретационная обработка. Вначале этот термин относился только к такой интерпретации, определяющим элементом которой стало компьютерное двумерное моделирование – аппарат решения прямой задачи сейсморазведки, разработанный, равно как и вся технология интерпретационной обработки, на кафедре геофизики Саратовского университета под руководством П.Ю.Захарова. Однако впоследствии смысл этого термина неограниченно расширился и теперь его относят ко всем операциям, включая общую кинематическую интерпретацию, выделение целевых интервалов, интервальный сейсмогеологический анализ, интерпретацию сейсмогеологических комплексов в рамках тонкослоистых моделей сред и т.д. Причем в интерпретационный процесс вовлекаются данные ГИС, результаты других геофизических методов, собственно геологические данные. Для этого в интерпретационно-обрабатывающих центрах существуют соответствующие базы данных и возможности обращения к ним непосредственно с рабочего места (рабочего компьютера) интерпретатора. Весь такой комплекс в ОАО «Саратовнефтегеофизика» именуется АРМГИ – автоматизированное рабочее место геофизика-интерпретатора. Это место оборудовано несколькими мониторами, на одном из которых обычно проецируется картина волнового поля анализируемого профиля (временной разрез), а на другом его отдельные фрагменты, варианты корреляции (прослеживания) данного отражения и т.п.

Из сказанного следует, что основным документом, предназначенным для геологического истолкования, является временной сейсмический разрез(рис.62) Для интерпретатора это своеобразный фотоснимок разреза земных недр, который надо дешифрировать. Зачастую интерпретатор даже не вникает в процедуры, которые предпринимал обработчик, «готовивший» этот разрез. Интерпретатор начинает осмысливать «геологически» почти каждый элемент волнового поля, каждую ось синфазности,[1] отождествляя ее с какой-то деталью строения разреза.

В то же время цель обработчика, который делал этот разрез, состояла прежде всего в том, чтобы «вытянуть», обеспечить наилучшую прослеживаемость целевых отражающих горизонтов, указанных в геологическом задании на проведение сейсморазведочных работ, и по возможности очистить разрез от регулярных и нерегулярных помех. Кроме того, ему надо было добиться хорошей разрешенности записи, сохранив высокочастотную составляющую в спектре. Эти задачи нередко находятся в противоречии между собой. Памятуя о том, что произведение длительности импульса Δt на широту спектра Δω есть величина постоянная, придем к выводу: повышая разрешенность, ухудшаем прослеживаемость; применяя специальные процедуры подавления помех, изменяем характеристики полезных отражений. На временных разрезах всегда останутся фрагменты волн, недоподавленных суммированием по ОГТ и никакие, даже самые совершенные процедуры фильтрации не устранят их окончательно, не нанеся вреда полезной однократной волне, то есть, не меняя ее характеристик. Остаются и другие недоподавленные помехи в виде фона дополнительных осей меньшей амплитуды. Интерпретатор и их может принять за полезные и «нагрузить» геологическим смыслом. Таким образом, временной разрез нельзя воспринимать как совокупность одних только полезных отражений от реальных границ, иначе интерпретация его может оказаться ошибочной.

Тем не менее, обратная кинематическая задача сейсморазведки так или иначе решается. По большей части, это делается с использованием упрощающих моделей: однородной среды (то есть в предположении, что скорость в покрывающей отражающую границу толще постоянна), слоисто-однородной среды (покрывающая среда аппроксимируется толщей пластов с постоянными, но разными скоростями) и т.п. Несмотря на все подобные «натяжки», обратная кинематическая задача решается и результатом является выявление геометрии отражающих границ: воссоздание структурного каркаса разреза.

С обратной динамической задачей дело обстоит намного сложней. Большинство исследователей в настоящее время понимает под решением обратной динамической задачи подбор акустических импедансов (σv) тонкослоистых пачек, моделирующих суммотрассу ОГТ.

В строгой общей математической постановке задача расчета свойств коллекторов по параметрам сейсмозаписи некорректна и не имеет единственного решения. Общая постановка означает, что на модель среды не наложено никаких ограничений, а по наблюденному на дневной поверхности волновому полю требуется восстановить параметры среды при заданных граничных условиях, характеризующих воздействие в источнике. Получаемые частные решения не являются единственными – то есть существует множество моделей среды, которые могут создавать одинаковый отклик этой среды на возбуждение колебаний, то есть одинаковые сейсмограммы.

Задачу делают условно-корректной, накладывая определенные ограничения на модель среды и на тип получаемого решения. Большинство этих решений основывается на том, что регистрация колебаний осуществляется 3^х компонентной установкой сейсмоприемников (один вертикальный –Z компонента и два горизонтальных – X и Y компоненты) и известна функция сигнала в источнике. Однако эти условия трудно реализовать на практике. Акустический импеданс вычисляется в предположении, что суммотрасса является результатом сверки временного разреза коэффициентов отражения с одним и тем же импульсом, моделирующим сигнал в источнике, то есть стохастической модели сейсмотрассы. В основе такой модели лежит импульсная сейсмограмма – последовательность коэффициентов отражения, заданная как функция двойного времени пробега волны от отражающего горизонта. На основе акустического импеданса с помощью регрессионных зависимостей рассчитывают параметры среды – пористость, глинистость и т.п. Поскольку наложенные на модель среды и модель источника ограничения могут не иметь места в объективной реальности, достоверность прогнозов снижается.

Однако наибольшая неоднозначность обусловлена тем, что многослойная геологическая среда генерирует не только простые однократные отраженные волны и что модельный сигнал никак нельзя зарегистрировать или выделить в чистом виде. В итоге получается, что модельная суммотрасса, полученная в результате свертки непонятно какого импульса со случайно подобранной последовательностью коэффициентов отражения волн не может быть объективно сопоставлена с реальной сейсмотрассой. Таким образом, акустический импеданс( акустическая жесткость, волновое сопротивление), рассчитанный по суммотрассе ОГТ на самом деле не является количественной характеристикой среды. Его можно рассматривать как некую трансформанту волнового поля или, как сейчас говорят, сейсмический атрибут, который может быть использован наряду с другими - параметрами поглощения и рассеяния сейсмической энергии, атрибутами Гильберт-преобразования, AVO-атрибутами и такими прямыми неструктурными динамическими параметрами сейсмозаписи, как интервальные амплитуды, энергия, частота и мера ширины спектра записи и т.д. Коротко о некоторых из них, впервые упомянутых в этом тексте.

Атрибутами Гильберт-преобразования, основанного на операциях со спектрами колебаний, являются так называемые мгновенная амплитуда, частота и фаза, которые рассматриваются как некие достаточно формальные параметры сейсмозаписи – трансформанты волнового поля. С их помощью можно провести более детальный визуальный анализ волновой картины, который иногда помогает осветить те особенности, что не были замечены при изучении обычного временного разреза. В основном это качественный (а не количественный) анализ, поскольку вряд ли возможна ситуация, когда какому-либо из параметров отвечает конкретное свойство среды. Названные атрибуты используются наряду с другими при прогнозе фильтрационно-емкостных свойств с использованием аппарата многомерного регрессионного анализа. В многомерном регрессионном анализе используют и AVО атрибуты: R₀ и GR. R₀ и GR – это параметры аппроксимации изменения амплитуды А отраженной волны от расстояния х (удаление СП от источника колебаний) линейной зависимостью А(х)= R₀ + GR*х.( Рис.64).

Таким образом R₀ имеет смысл амплитуды нормального отражения при нулевом расстояния источник – приемник (А=0), а градиент GR – тангенс угла наклона зависимости А(0), то есть GR= .

Основное преимущество AVO –атрибутов состоит в том, что они рассчитываются по сейсмограмме, а не по суммотрассам и потому более чувствительны к тонким эффектам, обусловленным неоднородностями среды.

Все эти и перечисленные выше (амплитуда, энергия, частота) атрибуты характеризуют свойства пород разреза косвенным образом. Параметры, непосредственно характеризующие эти свойства (пористость, нефтенасыщенность и пр.) могут быть измерены только в ограниченной области пространства – в скважине и в определенном интервале глубин, в то время как измерение косвенное может осуществляться во всей изучаемой области.

Поэтому главная задача заключается в нахождении связей между прямыми и косвенными параметрами в точках скважин и в распространении этих связей по всей исследуемой территории. Иначе этот процесс можно назвать инверсией сейсмозаписей в параметры среды. В настоящее время разработаны программные комплексы, позволяющие решать такие задачи с помощью компьютеров. Особенно актуальны подобные работы в процессе освоения месторождений и контроле за их разработкой. Обычно на этой стадии проводят в районе месторождения и в ограниченной области за его пределами площадную сейсморазведку 3-Д и сейсмические работы ВСП (вертикальное сейсмическое профилирование с одновременными наблюдениями в скважинах и на поверхности). Это дает достаточный материал для 3-х мерного детального моделирования объектов. Такую сейсморазведку называют промысловой сейсмикой.

В заключение снова вернемся к временным разрезам. Динамическая интерпретационная обработка сейсмозаписей позволяет воссоздавать на мониторах АРМГИ наряду со стандартными целую серию временных разрезов – мгновенных амплитуд, частот и пр., что позволяет осуществить углубленный анализ структуры волнового поля и решать задачи сейсмостратиграфии, которая является способом геологического анализа сейсмоданных. Основу способа составляет методика прогнозирования условий осадконакопления комплексов горных пород по рисунку сеймических записей.

Сейсмостратиграфический анализ осуществляется в 4 этапа:

1) анализ сейсмических комплексов ;

2) сейсмофациальный анализ;

3) анализ динамики волновых полей;

4) прогноз нефтегазовых залежей.

Кратко содержание этих этапов заключается в следующем. Анализ сейсмических комплексов состоит в выявлении по характерным изменениям волнового поля во времени поверхностей несогласия и выделении на их основе хроностратиграфического единого комплекса. Картирование такого комплекса заключается в обнаружении углов, отличающих поверхности несогласия друг от друга. При выделении сейсмических комплексов принимается, что положение отражающих горизонтов соответствует положению осадочно-временных границ геологического разреза.

Сеймофациальный анализ состоит в выделении в пределах сейсмокомплекса характерных особенностей записи, которые позволяют одну группу отражений отличить от соседних. Такая единичная группа именуется сейсмофацией и представляет собой самую мелкую сейсмостратиграфическую единицу волнового поля. Из анализа сейсмофаций можно делать выводы относительно обстановки осадконакопления.

Так, параллельные отражения позволяют предположить равномерное осадконакопление на неподвижной или равномерно опускающейся поверхности, тогда как расходящиеся отражения указывают на различия в скорости осадконакопления на разных участках. Хаотическая волновая картина свидетельствует либо о чрезвычайно высокой интенсивности осадконакопления, либо о нарушениях, произошедших уже после осадконакопления в результате оползневых процессов и т.п. (рис.65).

Рис.65. Типичный внешний облик осей синфазности для некоторых видов сейсмических фаций: 1 – параллельный; 2 – субпараллельный; 3- волнистый; 4 – бугристо-волнистый; 5 – линзовидный; 6 – с разрывами; 7 – расходящийся; 8 – отсутствие отражений; 9 – хаотичный; 10 - холмистый

Об анализе динамики волновых полей и, частично, о прогнозе залежей, уже говорилось выше.

Завершая разговор об интерпретации сейсмоданных, заметим, что в последние несколько лет все чаще используются для геологической интерпретации так называемые глубинные динамические сейсморазрезы. Они, подобно временным, представляют результат автоматизированной обработки записей, но это уже глубокая интерпретационная обработка, поскольку волновое поле на этих разрезах представляется в масштабе глубин, а не времен t₀. Для получения таких разрезов необходимо знание скоростей распространения волн и закономерностей их изменения по вертикали и в латеральном направлении. Поскольку определение этих закономерностей представляет собой до конца не решенную проблему, некоторые специалисты рассматривают глубинные динамические разреза только как вспомогательный документ. Однако, если вспомнить непростую историю внедрения в практику сейсморазведки временных разрезов, придется признать за глубинными сейсморазрезами перспективу становления в качестве главного документа для последующего геологического анализа.

Приведенный в настоящем тексте далеко не полный обзор содержания сейсморазведочного метода свидетельствует, тем не менее, о его огромных и еще не полностью реализованных разведочных возможностях в плане изучения слоистых сред и прогноза нефтегазоперспективных объектов.

В комплексе с другими геофизическими методами сейсморазведка может решать задачи инженерно-геологического характера, геолого-картировочного, геоэкологического и пр.

* термин свертка на математическом языке означает, что вычисляется функция взаимной корреляции свипа с отраженным сигналом по формуле , где Т – интервал времени, в течение которого посылается свип-сигнал ;F(t)- посылаемая волна (свип), а F_Σ – отраженная волна, τ – величина временного сдвига при перемножении сигналов, равная интервалу дискретизации сейсмозаписи - чаще всего 0,002 сек. Дискретизация – условие преобразования аналоговых записей в цифровую форму.

[1] Ось синфазности – геометрическое место точек одинаковых фаз колебаний.