ШУМ УГЛЕВОДОРОДОВ, ИЛИ МЕТОД АНАЛИЗА МИКРОСЕЙСМ ПО ОБЫЧНЫМ СЕЙСМИЧЕСКИМ

ШУМ УГЛЕВОДОРОДОВ, ИЛИ МЕТОД АНАЛИЗА
МИКРОСЕЙСМ ПО ОБЫЧНЫМ СЕЙСМИЧЕСКИМ
ДАННЫМ 2D ИЛИ 3D
Е. А. Хогоев, Т.И. Чичинина*
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН,
630090, Новосибирск, просп. Академика Коптюга, 3, Россия
*Instituto Mexicano del Petroleo, Eje Central Lazaro Cardenas 152, 07730, Mexico D.F.,
Mexico
Рассматривается возможность использования микросейсм в частотном диапазоне от 10
Гц до 40 Гц и выше в целях прогноза нефтегазовых месторождений. В качестве данных
могут использоваться сейсмограммы обычной сейсморазведки, волновое поле которых,
кроме волн, порождаемых источником, содержит также и поле сейсмической эмиссии
нефтегазовой залежи. Разработана технология выделения фонового поля микросейсм из
сейсмограмм, позволяющая прослеживать изменение их спектрального состава вдоль
сейсмического профиля. Приводятся результаты выявления аномалий спектра микросейсм
в диапазоне до 40 Гц по одной из перспективных площадей Восточной Сибири. В
выделеной зоне повышенного уровня микросейсм впоследствие была пробурена
скважина, давшая промышленный приток нефти.
Простота и экономичность метода обусловлена возможностью его применения к
повсеместно
имеющимся,
доступным,
сейсмическим
данным
традиционной
сейсморазведки на отраженных волнах. Этот оригинальный метод, заключающийся в
«попутном» анализе микросейсм в обычных сейсмических данных, можно отнести к так
называемым «прямым методам» поиска нефти и газа.
Пассивная сейсморазведка, мини-землетрясения от залежей нефти и газа,
микросейсмы от углеводородов, микросейсмическая эмиссия (МСЭ), спектральный анализ
МСЭ в сейсмических данных 2D, обработка методом отраженных волн
ВВЕДЕНИЕ
В
настоящее
время
наиболее
активно
разиваются
методы
пассивной
сейсморазведки. Среди них особую роль приобретают методы, основанные на явлении
сейсмоакустической эмиссии от газовых и нефтяных залежей, явлении, также называемом
микросейсмическим
излучением
(или
микросейсмами)
от
углеводородов.
С
использованием информации, которую несут в себе эти микросейсмические волны, можно
ожидать качественный скачок в развитии технологий для решения геологических и
промысловых задач, недоступных для традиционных методов сейсморазведки.
Методы, основанные на анализе микросейсмического излучения углеводородов,
имеют несколько направлений; главные из них – 1) сейсмоэмиссионная томография
(определение координат источников сейсмического излучения в среде по наблюдаемому
естественному волновому полю) и 2) картирование спектров микросейсм (в основном в
низкочастотной области) по данным профильных либо площадных наблюдений.
Настоящая работа относится ко второму направлению, то есть, картированию спектров
микросейсмов, а в частности -- микросеймов среднечастотных.
Нефтегазовые микросейсмы. Метод обнаружения нефтегазовых залежей по
преобладанию низких частот в спектре микросейсм был предложен российскими учеными
в 1990-е годы [Арутюнов, 1993; Арутюнов и др., 1995, 1998, 1999]. Основой послужили
работы М.А. Садовского и А.В. Николаева [Садовский, Николаев, 1982] и И.Л. Нерсесова
с соавторами [Нерсесов и др., 1990]. Технология разведки, основанная на анализе
инфразвуковой сейсмической эмиссии залежей углеводородов, под названием АНЧАР,
разработана и используется достаточно широко, например, [Графов и др., 1998; Кузнецов
и др., 2000; Арутюнов и др., 2010]. В настоящее время активно развивается метод
низкочастотного сейсмического зондирования [Биряльцев и др., 2010; Шабалин и др.,
2013]. К особой группе методов, связанных с выделением микросейсм, можно отнести
метод Сейсмической Локации Очагов Эмиссии (СЛОЕ) [Кузнецов и др., 2004; Kouznetcov
et al., 2006 (a); 2006 (b)].
За рубежом интерес к спектральному способу диагностики микросейсм от
нефтегазовых залежей возник на десять лет позже, чем в России, после работы [Dangel et
al., 2003], в которой повторены выводы российских исследователей о преобладании частот
в интервале от 1.5 до 4 Гц в спектре микросейсм над залежью углеводородов. Интересно,
что спектры от разных месторождений в разных странах мира имееют не только
одинаковую частоту, но практически одинаковую форму, как например спектры от
месторождений на Ближнем Востоке и в Европе, показанные на Рис.1.
Рис.1. Спектр микросейсм над залежью углеводородов всегда находится в интервале частот
от 1.5 до 4 Гц . Цифрами обозначаются графики спектра, относящиеся к разным
месторождениям нефти и газа: 4, 5 и 12 – в Арабских Эмиратах; 10 – месторождение газа в
Швейцарии. Рисунок из работы [Dangel et al., 2003].
Приведём наглядный рисунок из работы [Holzner et al., 2006], Рис. 2, где показано,
что нормальный, естественный фон Земли имеет спектр меньше 1.5 Гц, тогда как над
нефтегазовой залежью наблюдается микросейсмическое излучение
с преобладающим
частотным спектром от 2 до 4 Гц.
Рис. 2. Спектр от естественного микросейсмического излучения земли (Background-waves
spectrum) и спектр над залежью углеводородов (Hydrocarbon-reservoir spectrum). Рисунок
из работы [Holzner et al., 2006].
В настоящее время спектральные методы диагностики нефтегазовых залежей
получили широкое развитие во всем мире (например, [Holzner et al., 2005; 2006; Hanssen
and Bussat, 2008; Saenger et al., 2009; Lambert et al., 2009; 2010; Katebi et al., 2011]. Все эти
методы основаны на эффекте низкочастотного аномального сейсмического фона над
нефтегазовой залежью.
Физические причины того, что залежь углеводородов обладает аномальным
низкочастотным излучением, основываются на совместном влиянии нескольких факторов.
Так, например, Арутюнов и др. [1999], Графов и др. [1998], Нерсесов и др. [1990],
Садовский
и
собственной,
Николаев
[1982],
запасённой,
объясняют
внутренней
рассматриваемый
энергией
эффект
углеводородов,
явлением
а
также
термодинамической неустойчивостью сложных углеводородных систем и фазовыми
переходами в них и массобменом при распространении низкочастотных сейсмических
колебаний [Рапопорт, 2013]. Некоторые другие гипотезы перечислены в работе [Saenger et
al., 2009]. Например, одно из объяснений основано на модели резонансного усиления
естественного шумового поля Земли за счёт колебаний нефтяных капель. Основной идеей
этой модели является то, что из-за капиллярного эффекта капли нефти во вмещающей
породе будут колебаться на резонансной частоте. Это явление интерпретируется как
возможный источник спектральных аномалий, наблюдаемых над залежами углеводородов
[Frehner et al., 2009; Holzner et al., 2009]. Однако численные исследования показывают
[Broadhead, 2010], что модель резонансного усиления от колебаний капель нефти не
универсальна
(например,
модель
действуют
только
при
условии
частичного
флюидозаполнения пор) и не может быть безоговорочно принята для объяснения явления
существования микросейсм над нефтегазовой залежью.
Другие
объяснения,
обосновывающие
возникновение
дополнительной
спектральной энергии микросейсм в нефтегазовых залежах, основаны на аномальном
рассеянии низкочастотных сейсмических волн на газовых пузырьках [Корчагин, 2000], и/
или основаны на капельно-пузырьковой модели [Сунцов, Графов, 2010]. Существуют и
другие модели, например, [Сунцов, Смирнов, 2010; Свалов, 2010], или же модель
[Birialtsev et al., 2006], в которой наблюдаемые особенности спектра микросейсм от
залежей углеводородов обязаны своим существованием частотно-фильтрационным
свойствам [Бреховских, 1973] горизонтально-слоистой толщи геологической среды при
распространении в ней сейсмической волны. Шабалин со соавторами [Шабалин и др.,
2013] далее развивают эту модель и дают объяснение, что нефтегазовая залежь не столько
вносит дополнительную контрастность (в плане акустической жёсткости), а вызывает
изменение структуры спектральных максимов волн, благодаря отраженнию от тонких
слоёв с повышенным поглощением (например, [Korneev et al., 2004, Goloshubin et al.,
2006, Quintal et al., 2009]).
И.А. Чиркин выдвинул гипотезу (в устных обсуждениях), что основным
механизмом микросейсмической эмиссии (МСЭ) в геологической среде является эффект
"раскрытие-схлопывание" трещин, которые повсеместно присутствуют в горных породах,
находящихся в естественном залегании. Через этот механизм происходит преобразование
потенциальной упругой энергии, которая в форме аномалий напряженного состояния
накапливается на концах раскрывающейся трещины, в кинетическую энергию - эмиссию
излучения упругой волны при схлопывании трещины. Ежесуточно около 10% трещин
"обновляются", т.е. схлопываются и раскрываются (до состояния неустойчивого
равновесия). Поэтому процесс МСЭ в геологической среде происходит постоянно, не
затухает и дифференцирован в пространстве и времени по параметрам средней энергии,
дисперсии и частоты актов МСЭ. В свою очередь, эти параметры доминантно
определяются такими геологическими характеристиками, как напряженное состояние,
физико-механические свойства и тип реагента насыщения (газ, вода, нефть и т.п.) горной
породы. Влияние реагента насыщения на частоту актов МСЭ заключается в различной
скорости проникновения реагента в полость схлопнувшейся трещины, чтобы ускорить
процесс ее раскрытия и переход в неустойчивое состояние. А скорость проникновения
реагента определяется фазовым коэффициентом проницаемости (ФКП). Чем выше ФКП
реагента, тем чаще возникают акты МСЭ, а наблюдаемый процесс МСЭ становится более
высокочастотным.
Типичным
случаем
для
насыщенной
геологической
является уменьшение ФКП от газа к воде и далее к нефти.
То есть,
среды
фазовая
проницаемость у воды выше, чем у нефти, и поэтому вода быстрее бы прошла в полость
схлопнувшейся трещины, чем нефть... Поэтому максимум спектра волнового поля МСЭ,
наблюдаемого над нефтяным месторождением, смещается в сторону низких частот, а за
пределами месторождения (то есть, где есть просто вода) - в сторону высоких (так
называемый, эффект АНЧАР).
Мы здесь перечислили множество возможных причин. Однако, несмотря на
отсутствие единой, общепризнанной и универсальной физической модели возникновения
микросейсмического излучения над нефтегазовыми залежами, тем не менее это не
помешало
успешному
развитию
методов
зондирования для обнаружения нефти и газа.
низкочастотного
и
среднечастотного
Сейсмическое вибрационное воздействии на нефтепродуктивный
пласт: обоснование возникновения среднечастотных микросейсм
Кроме уже признанного эффекта низкочастотной спектральной аномалии,
исходящей
от
залежи
углеводородов,
есть
экспериментальные
данные,
свидетельствующие о том, что после воздействия вибратором такая залежь может
генерировать сейсмические волны и в среднечастотном диапазоне, например, от 10 до 15
Гц, и даже выше, до от 20 Гц до 32 Гц, как это показано на Рис. 3 [Сердюков, Курленя,
2007; Алексеев и др., 2004].
Рис. 3. Отношение амплитудного спектра сейсмического излучения нефтяного пласта -после воздействия вибратором -- к фоновым значениям. Рисунок из работы [Сердюков,
Курленя, 2007], также этот же рисунок приведён в работе [Алексеев и др., 2004].
Установлено,
что
при
монохроматическом
сейсмическом
воздействии
на
нефтепродуктивный пласт возникает наведенная сейсмичность – повышение частот
спектра и повышение спектральной плотности микросейсмического шума нефте-газопродуктивного пласта по отношению к его фоновому состоянию до сейсмического
воздействия. При наблюдении микросейсм в полевых условиях получено подтверждение
[Ведерников и др., 2001], что излучение регистрируемых по профилю микросейсм в
сейсмическом диапазоне частот (от 10 до 100 Гц) после воздействия вибратором на
геологическую среду заметно различается в законтурной и внутриконтурной части
газовой залежи (Рис. 4 и Рис. 5); при этом вибрационная стимуляция приводит к усилению
уровня микросейсм во внутриконтурной части в 1,5 - 2,5 раза больше, чем за пределами
контура (Рис.4).
Рис. 4. Уровень амплитуды микросейсм до вибровозбуждения (1а) и через 5 мин
после вибровозбуждения (1б). Вертикальные пунктирные линии
(2 и 3) показывают
границы перспективного на газовую залежь контура, отмеченного на рисунке 5. Рисунок из
работы [Ведерников и др., 2001].
Рис. 5. Запись микросейсм до вибровозбуждения (a); запись микросейсм через 5 мин
после вибровозбуждения (б).
Отмечены границы
перспективного на газовую залежь
контура. Рисунок из работы [Ведерников и др., 2001].
На основе лабораторных экспериментов по выявлению основных особенностей
микросейсмической эмиссии при волновом воздействии, а также -- в зависимости от типа
насыщения кернов (нефть, вода или сухая порода), установлено [Кузнецов и др., 2007], что
нефтенасыщенные породы обладают свойством аккумуляции энергии механических
напряжений, что обусловливает аномальное вторичное волновое переизлучение (Рис. 6).
Эмиссия нефтенасыщенного образца обладает периодичностью, что отражается на
графике автокорреляционной функции (Рис. 6, б); причем при возбуждении импульсным
источником нефтенасыщенный образец породы дает осцилляции энергии акустической
эмиссии с частотой 20-25 Гц. Кроме того, после инициирования импульсно-волновым
воздействием энергия акустической эмиссии нефтенасыщенного образца примерно в два
раза превосходит эмиссию водонасыщенного и сухого керна (Рис. 6, а), а при
нефтенасыщенности выше 80% происходит скачкообразное увеличение (почти в два раза)
энергии эмиссии.
(а)
Рис.
(б)
6.
(a):
Энергия
механической нагрузки (этап I),
акустической
эмиссии,
инициированной
наложением
импульсно-волновым воздействием (этап II), и после
воздействия (этап III) для кернов с различным насыщением: нефть (1), вода (2) и без флюида
(3 -- сухие керны). (б): Нормированная автокореляционная функция временного ряда
сигналов акустической эмиссии, при волновом воздействии, для нефтенысыщенных (Oil) и
водонасыщенных (Water) кернов. Рисунок из работы [Кузнецов и др., 2007].
Метод и технология обработки
Таким образом, обычные вибраторы и взрывы, используемые как источники
возбуждения сейсмических волн в сейсморазведке на отражённых волнах, способствуют
повышению интенсивности микросейсм и их частотного диапазона от низкочастотного
уровня, 2-4 Гц, до среднечастотного уровеня, 8-20 Гц, и даже выше, до 100 Гц. На
основании этого,
Ведерников [2004; 2006] предложил новый способ сейсморазведки
нефтегазовых залежей, основанный на выделении волнового поля микросейсм, используя
сейсмограммы, получаемые при сейсморазведочных работах на отраженных волнах
(Методом Общей Глубинной Точки (МОГТ)), вернее, используя только некоторые части
этих сейсмограмм, до вступления первых волн, как это показано на Рис. 7.
Рис. 7. Области волнового поля сейсмограммы МОГТ до первых вступлений,
используемые
для
анализа
микросейсм:
в
верхней
части
рисунка
(выделены
прямоугольниками со штриховкой: отмечены цифрами 1, 2, 3 и 4. (Рисунок из работы
[Ведерников, 2006; 2013].
В отличие от исходного подхода Г.В. Ведерникова, заключающегося в составлении
и
спектральном
анализе
монтажей
сейсмограмм
равных
удалений
(например,
[Ведерников, 2006]), предложено рассчитывать осредненный в точках приема спектр
микросейсм (технология SanMcs [Хогоев, 2008]). Результат представляется в компактном
виде, позволяя оценивать вариации спектра вдоль профиля и получать различные
спектральные характеристики по площади. Уже этим методом обработано (и в настоящее
время продолжает обрабатываться) более 5000 погонных региональных профилей МОГТ в
России: по Тюменской, Омской, Томской, Новосибирской областям, Красноярскому краю,
Ямало-Ненецкому и Ханты-Мансийскому автономным округам, и везде получены
убедительные результаты [Ведерников и Хогоев, 2006, 2007; Ведерников 2012;
Ведерников и Максимов, 2013].
Технология метода состоит из нескольких основных этапов. На первом этапе
проводится полный анализ сейсмопрофиля, поступающего в обработку. Заголовки
профиля и трасс проверяются на корректность и соответствие поставленной задачи. На
основе данных, составляющих SEGY-заголовки трасс, определяется геометрия профиля.
Выделяются только те трассы для дальнейшей обработки, для которых удаление
источник-приемник превышает 1.5 км. Такие удаления (офсеты) обеспечивают более 0.5
секунд записи «чистых» микросейсм, то есть, до вступления первых волн. При обычном
интервале дискретизации 2 мс мы имеем выборку 256 отсчетов, удобную для применения
быстрого Фурье-преобразования. Интервал дискретных частот при этих условиях
составляет около 2 Гц, что дает удовлетворительную разрешенность по частоте.
На втором этапе проводится отбраковка данных на основе гистограммы
распределения амплитуд поступающих в обработку сейсмотрасс. Для повышения степени
достоверности и выделения регулярных микросейсмических шумов проводится расчет
среднеквадратической амплитуды { ui } по всем выборкам из трасс, вычисляются
основные статистические параметры трасс обрабатываемого профиля: математическое
ожидание М и дисперсия
случайных
отскоков
 , строится гистограмма распределения { ui }. Для отбраковки
измеренных
величин
ui
используется
критерий
M  ui  U c, U c  3  . То есть, если этот критерий отбраковки выполняется, то
трасса ui в дальнейшую обработку не попадает. В ряде случаев этот критерий
оказывается недостаточным, что становится видно из построенной после отбраковки
гистограммы; тогда срез U c устанавливается в интерактивном режиме.
Для иллюстрации технологии приведем пример обработки одного профиля. На Рис.
8 представлены гистограммы среднеквадратической амплитуды трасс до фильтрации (а) и
после фильтрации (б), проводимой для исключения импульсных помех. Исключено 1.3%
трасс; до фильтрации максимальная амплитуда была ui =8132, а после фильтрации стала
ui =524. На Рис. 8 (в) приведена кратность в точках приема после фильтрации. В
большинстве случаев получена кратность сигнала около 30, что указывает на хорошее
качество материала, а следовательно – высокую достоверность последующих расчетов
спектров микросейсм.
Рис. 8. Гистограмма среднеквадратических амплитуд до отбраковки случайных отскоков (а)
и после отбраковки (б); по горизонтальной оси -- средняя амплитуда, по вертикальной -частота встречаемости. Кратность в точках приема (в); по горизонтальной оси -- координата
профиля.
На третьем этапе рассчитываются спектры микросейсм, и проводится осреднение
амплитудных спектров в общем пункте приема для повышения уровня регулярной части
спектра на фоне случайных отклонений. Продолжительность используемой записи 0.5 сек,
интервал времени между записями отдельных трасс равен интервалу времени между
взрывами, чем больше этот интервал, тем меньше вероятность, что кратковременные
погодные явления будут оказывать существенное влияние на множество наблюдений.
Помехи в записи присутствуют, однако они носят случайный характер, а случайная
помеха уменьшается при осреднении пропорционально корню квадратному из кратности
суммирования. При профильных наблюдениях по наиболее распространенной методике длина расстановки 6 км, шаг по пунктам взрыва 100 м, интервал группы 50 м, кратность
суммирования спектров в середине профиля равна 30 (с учетом того, что выбираются
удаления более 1.5 км), таким образом, случайная помеха уменьшается более чем в 5 раз.
При 3D съемке кратность достигает нескольких сотен.
Для оценки спектральных характеристик по профилю рассчитывается суммарный
накапливаемый спектр S k в интервале частот 0-10 Гц, 0-20 Гц, 0-40 Гц, 0-80 Гц, а также
полная сумма спектра в интервале от 0 до 250 Гц. Другой характеристикой – принято
среднее значение спектра S k в интервалах частот: 0-10 Гц, 10-20 Гц, 20-30 Гц, 30-40 Гц,
40-50 Гц, и 50-60 Гц.
Эта пара спектральных характеристик
-- накапливаемый суммарный спектр и
средний интервальный спектр -- используется для выявлений аномалий микросейсм путём
анализа и сравнения амплитуд отдельных гармоник спектра как вдоль конкретного
профиля, так и по площади посредством построения карт изолиний спектра как результат
обработки сети профилей по площади.
При построении вдоль профиля графиков суммарного спектра S k и среднего
интервального
спектра
Sk
применяется
комбинированный
нелинейный
фильтр,
состоящий из медианной фильтрации и последующего осреднения скользящим средним.
Длина фильтров, обеспечивающих подавление импульсных помех и достаточное
сглаживание без потери разрешенности, как правило, составляет от 9 до 21 точек, для
обнаружения аномалий различного масштаба, в зависимости от цели исследования.
Например, для рассматриваемого здесь примера профильных наблюдений использовалась
длина фильтров равная 11 точкам. Средний интервальный спектр до фильтрации и после
фильтрации комбинированным медианным фильтром показан на Рис. 9.
Рис. 9. Средний интервальный спектр до фильтрации (а) и после фильтрации
комбинированным медианным фильтром (б).
Новый способ анализа микросейсм
Новый способ состоит в использовании сейсмотрасс с поздними временами
регистрации, по мере ослабления волн от источника. В результате обширных
экспериментов по обработке данных МОГТ с целью обнаружения микросейсмической
эмиссии от углеводородов на поздних временах (по концам сейсмических трасс), были
выбраны следующие оптимальные критерии для отбора входных данных: трассы должны
быть с удалением от пункта взрыва более 1 км и иметь время задержки сигнала более 3.5
сек, как это показано на рисунке 10 (область отмечена цифрой 2).
Рис. 10. Области волнового поля сейсмограммы МОГТ после автоматической
регулировки усиления (выделены прямоугольниками красного цвета), используемые
для анализа микросейсм; в варианте до первых вступлений – прямоугольная область
в верхней части рисунка – (1) – это основной способ анализа, по началам трасс; и
второй способ – на поздних временах, начиная с 3.5 сек – в нижней части рисунка (2),
т.е. по концам трасс.
Здесь можно провести аналогию с методом АНЧАР. Как известно, у этого метода есть два
варианта – “легкий” АНЧАР – то есть запись фонового (спонтанного) поля микросейсм в
естественной обстановке, и “тяжелый” – запись поля после возмущения среды вибратором
(Кузнецов и др., 2007). Используя участки трасс на поздних временах регистрации, мы
также имеем дело с откликом среды на воздействие, в нашем случае это взрыв, то есть
происходит стимуляция сейсмоакустической эмиссии. В этом случае интенсивность
микросейсм становится выше, чем в рассмотренном выше способе, где использовались
начальные участки трасс, то есть -- ранние времена. Поэтому при анализе микросейсм
бόльшее значение должно придаваться данным, полученным после инициирования среды
(«тяжелый вариант»), т.к. в «лёгком» варианте спонтанное излучение микросейсм
обладает малой энергией и соответственно меньшей разрешенностью на фоне помех.
Результаты. Пример обнаружения месторождения газа по данным
микросейсм
Среди множества удачных прогнозных заключений по анализу микросейсм, в
качестве примера приведем наиболее убедительный эксперимент, когда сначала был
проведён анализ микросейсм, а затем пробурена скважина, оказавшаяся продуктивной,
причём
она
расположена
в
непосредственной
близости
от
обнаруженной
микросейсмической аномалии на одном из профилей. Таким образом, эксперимент
состоял в получении спектров микросейсм вдоль различных профилей и установлении
соответствия получаемых спектральных аномалий с обнаруженной впоследствии
залежью.
Речь идёт об одной из перспективных площадей Восточной Сибири, где в 1993-95
годах была проведена 2D сейсморазведка, и впоследствии по этим архивным материалам
нами была проведён анализ микросейсм.
Приведём пример этого анализа на одном из профилей. В результате применения
метода выделена аномалия спектра микросейсмического шума, соответствующая
сложнопостроенной антиклинали, как это видно на Рис. 11.
Рис. 11. (а): График средних значений спектра микросейсм в разных интервалах
частот: от 0 до 10 Гц (темно-зелёный цвет); от 10 до 20 Гц (светло-зелёный цвет, это
интервал самых высоких значений); от 20 до 30 Гц – фиолетовый, и т.д.: от 30 до 40
Гц, от 40 до 50 Гц, и от 50 до 60 Гц.
(б): Осредненный спектр микросейсм по профилю кодируется цветом: красный бόльшие значения, синий - меньшие. По вертикальной оси – частота (от 0 до 60 Гц), по
горизонтальной – координаты профиля N-S. (в) : Фрагмент временного разреза.
По горизонтали на всех трех частях рисунка – координаты профиля, км.
Приведём также пример анализа на двух пересекающихся профилях. Первый из
них пролегает с севера на юг (N-S), второй – с запада на восток (W-E). На рисунке 11 (б)
стрелкой (▼W-E) обозначена точка пересечения приведённого профиля N-S с профилем W-E. На
Рис. 12, приведено распределение осредненного спектра по профилю W-E, на котором стрелкой
(▼N-S) обозначена точка пересечения с профилем N-S.
Рис. 12. Осредненный спектр микросейсм по профилю W-E.
Вертикальная ось – частота, Гц, горизонтальная ось – координата профиля, м.
Треугольником обозначено пересечение с профилем N-S.
По геологическим данным и результатам сейсморазведки, здесь и ожидалась
газовая залежь. Однако, до проведения анализа микросейсм это не было так очевидно: то
ли это –
залежь углеводородов, то ли – следствие напряженного состояния среды,
связанного с антиклинальной структурой. Заметим, что в последствии, в 2003 году, на
этом участке была пробурена скважина Bh-1 до глубины 1500 метров (на рисунке 12(а)
отмечена стрелкой с чёрным треугольником), и там был получен приток газа с газовым
конденсатом (дебит скважины до 1000 тыс. куб.м).
Нами был проведён анализ микросейсм по поздним временам, то есть,
использовались сейсмические трассы, начиная со времени 3550 мс и больше, для
удалений, больших 1.0 км). Схема отбора трасс в качестве входных данных для этого
способа показана на рисунке 11 (где соответствующая область отмечена цифрой 2).
Использование трасс по участкам до первых вступлений волн (то есть, при использовании
в качестве входных данных области, отмеченной цифрой 1 на Рис.11) в данном случае,
ввиду техногенных помех, принесло неинтерпретируемые результаты.
На Рис.14 показана карта распределения спектральных компонент по площади,
построенная на основе осреднённых спектров микросейсм по профилям N-S и W-E.
Одним из способов построения карт является расчёт интервального спектра в интервале
[0 Гц; 40 Гц] и вывод его для каждой координаты точки приема (X, Y) на карте. Значение
Sk
нормируется на его максимальное значение по двум профилям, результат
представляется в процентах.
Рис. 13. Карта распределения низкочастотной части спектра (0-40 Гц), а также её участок
(отмеченный прямоугольником) в более крупном масштабе (б). Расчет по концу трасс, со
времени 3.5 сек. Удаления более 1 км. По осям даны условные площадные координаты.
Из Рис.14 следует, что из всех скважин, пробуренных на этом участке площади,
лишь скважина Bh-1 (оказавшаяся продуктивной) расположена в зоне повышенного
уровня низкочастотных микросейсм. Бурение остальных (непродуктивных) скважин
можно было бы и не производить, и при этом избежать дополнительных финансовых
затрат и лишней нагрузки на экологию региона. Согласно карте микросейсм, Рис.13,
можно сделать вывод, что эффективнее было бы заложить ещё одну скважину несколько
севернее от продуктивной скважины Bh, -- в экстремуме спектральной аномалии.
На Рис. 14 приведены для сравнения спектры микросейсм в точке пересечения
профилей N-S и W-E. Совпадение или различие измеряемой величины в контрольной
точке служит важным критерием достоверности метода и средств обработки. Очевидно,
что спектры имеют большую схожесть, их коэффициент корреляции весьма высок, 0.925.
Оба спектра имеют два экстремума, на частотах порядка 10 Гц и 20-24 Гц.
Рис. 14. Спектры микросейсм в точке пересечения двух профилей, N-S и W-E.
На рисунке 15 представлены спектры на каждом из профилей в области яркого
пятна на карте микросейсм (то есть в области экстремума спектральной аномалии,
отмеченной красным цветом на карте, на Рис.13). Если на профиле N-S это соответствует
пикету 32650 (0.7 км севернее скважины), то на профиле W-E -- это пикет 16500, на 1 км к
востоку. В этом случае хотя и различие спектров существенное, однако отметим, что
наблюдается одинаковый подъем кривой спектра в интервале от 5 до 10 Гц. Однако, есть
и различия, например, на профиле N-S экстремум достигается на 10-12 Гц, и является
единственным, в то время как на профиле W-E существуют два экстремума, причём
второй из них уже выше первого (в отличие от аналогичного спектра на Рис. 14). Однако,
главное сходство всех этих спектров состоит в том, что их максимумы достигаются в
интервале частот от 10 до 25 Гц. Таким образом, для данного геологического строения
спектральная аномалия микросейсм газовой залежи характеризуется экстремумами на
частоте 10-25 Гц.
Рис. 15. Спектры микросейсм в точке яркого пятна, отмеченного на карте
микросейсм красным цветом на рис. 14.
Заключение
Этот метод пассивной сейсморазведки можно было бы считать самодостаточным для
финансирования своего развития (теоретических основ, новых технологий и т.д), если бы
только удалось обеспечить бы его широкое внедрение. Действительно, полученной
экономии от двух-трёх-кратного сокращения бурения непродуктивных скважин – как
следствие применения этого метода – с лихвой
хватило бы на всю цепочку
инновационного развития и внедрения метода. За счёт того, что уже существующие
технологии, в частности – Метод Общей Глубинной Точки (МОГТ) – гарантируют высокую
концентрацию сети геолого-разведочных работ (ГРР) на огромных площадях, можно было бы
повсеместно пользоваться этими уже готовыми сейсмическими данными для проведения
попутного анализа микросейсм.
Расчет осредненного спектра микросейсм по профилю и затем построение карт различных
спектральных характеристик, в комплексе с данными геологическими и результатами
структурной сейсморазведки несомненно даст информацию как о блоковом строении среды, о
глубинных разломах, и самое важное – послужит материалом к прогнозу залежей нефти и
газа.
Ценная и независимая информация о микросейсмической эмиссии углеводородов,
извлекаемая из обычных сейсмических данных об отраженных волнах (МОГТ), способна
существенно повысить эффективность ГРР и заслуживает более энергичных усилий
по
изучению этого явления, его анализу и применению разработанного метода.
Литература
Алексеев А.С., Геза Н.И., Глинский Б.М. и др., 2004, Активная сейсмология с
мощными вибрационными источниками - Новосибирск: Изд-во ИВМиМГ СО РАН.
Арутюнов С.Л. Прямой метод акустической низкочастотной разведки на нефть и газ
(результаты и перспективы) // Сборник Международной научной
конференции
«Геофизика и современный мир».-М. 1993.
Арутюнов С.Л., Лошкарев Г.Л., Графов Б.М., Сиротинский Ю.В., Новицкий
М.А., Немтарев В.И., Кузнецов О.Л., Шутов Г.Я., Резуненко В.И., Черненко А.М.
Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений // Патент РФ №
2045079, 1995.
Арутюнов С. Л., Графов Б. М., Сиротинский Ю. В. АНЧАР – уникальная
технология прямого поиска нефтегазовых месторождений // Геоинформатика, 1998, № 3,
c. 12–15.
Арутюнов С.Л., Давыдов В.Ф., Кузнецов О.Л., Графов Б.М., Сиротинский Ю.В.
Явление генерации инфразвуковых волн нефтегазовой залежью // Научное открытие №
109, 1999.
Арутюнов С. Л., Карнаухов С. М., Позднухов С. В., Булавин В. Д., Востров Н.Н.
Технология АНЧАР при поисках и мониторинге залежей углеводородов // Технологии
сейсморазведки, 2010, № 1, с. 58 - 66.
Биряльцев Е. В., Вильданов А. А., Еронина Е. М., Рыжов В. А.,Рыжов Д. А.,
Шабалин Н. Я. Моделирование эффекта АНЧАР в методе низкочастотного
сейсмического зондирования // Технологии сейсморазведки, 2010, № 1, с. 31 - 40
Бреховских Л.М., 1973, Волны в слоистых средах, М.: Наука. 343 с.
Ведерников Г.В., Жарков А.В., Максимов Л.А., 2001. Опыты по регистрации
геодинамических шумов от нефтегазовых залежей// Геофизика, Спец.выпуск «30 лет ОАО
«Сибнефтегеофизика», 96-98.
Ведерников Г.В., 2004, Способ сейсмической разведки. Патент РФ № 2263932 от
30.07.2004.
Ведерников Г.В., 2006, Новые возможности изучения геодинамических шумов от
нефтегазовых залежей. Геофизика, 5, с.9-12.
Ведерников Г.В., Хогоев Е.А., 2007, Прогноз залежей УВ по характеристикам
микросейсм при сейсморазведочных работах МОГТ/ Сборник материалов
международного научного конгресса “Гео-Сибирь-2007”, Новосибирск, 25-27 апреля
2007, с. 179-183.
Ведерников Г.В., Хогоев Е.А., 2006, Уточнение блоковых моделей залежей
углеводородов по характеристикам микросейсм/ Сборник материалов 10-й геофизической
научно-практической конференции ТюменьЕАГО, Тюмень, 29-30 ноября 2006, с. 17-22.
Ведерников Г.В., 2012. Прогноз залежей углеводородов по характеристикам
микросейсм: Избранные статьи. – Новосибирск. Изд.-во «Свиньин и сыновья». С.202.
Ведерников Г.В. и Максимов Л.А., 2013, Технология и опыт прогнозирования залежей
УВ по характеристикам микросейсм. Приборы и Системы Разведочной Геофизики, 2 (44), с.
30 -36.
Графов Б.М., Арутюнов С.Л., Казаринов В.Е., Кузнецов О.Л., Сиротинский
Ю.В., Сунцов А.Е., 1998, Анализ геоакустического излучения нефтегазовой залежи при
использовании технологии АНЧАР, Геофизика, 5, 24-28.
Корчагин С.А., 2000, Механизм низкочастотных резонансов в пористой породе.
Геофизика, N 6.
Кузнецов О.Л., Арутюнов С.Л., Востров Л.Л., 2000, Российская инфразвуковая
технология АНЧАР: уникальная практика разведки и освоения нефтяных и газовых
ресурсов. Тезисы докладов Международной геофизической конференции, СанктПетербург, с.183-184.
Кузнецов О.Л., Дыбленко В.П., Чиркин И.А. и др., 2007, Особенности аккумулирования энергии механических напряжений и аномальное сейсмо-акустическое излучение в
нефте-газонасыщенных породах: Геофизика, 6, с. 8-15.
Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю.А., Дыбленко В.П., и др., 2007,
Сейсмоакустика пористых и трещиноватых сред, 3:М., ВНИИгеосистем.
Кузнецов О.Л., Чиркин И.А., Курьянов Ю.А., Рогоцкий Г.В., Дыбленко В.П.,
2004. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых сред. Т.2. Экспериментальные
исследования: М.: Государственный научный центр Российской Федерации –
ВНИИгеосистем – 362 с.
Кузнецов О. Л., Арутюнов С. Л., Дворников В. В. и др., Опыт микросейсмического
инфразвукового мониторинга залежей УВ // Технологии сейсморазведки. - 2007. - №4.с.32-35.
Нерсесов И.Л., Каазик П.Б., Рахматуллин М.Х., Трегуб Ф.С., 1990, О возможности
поиска
газовых
месторождений
по
спектральным
отношениям
амплитуд
микросейсмического шума // ДАН СССР, т. 312, 4, 1084-1086.
Рапопорт М.Б., 2013, Сейсмическая неупругость и сейсмическая нелинейность
залежей неыти и газа // Геофизика, 2013, № 3, с.75-80.
Садовский М. А., Николаев А. В., 1982, Новые методы сейсмической разведки.
Перспективы развития // Вестник АН СССР, N1, c. 82-84.
Свалов А. М. О возможном физическом механизме эффекта АНЧАР // Технологии
сейсморазведки, 2010, № 1, с. 27 - 30.
Cеpдюков C.В, Куpленя М.В., 2007, Механизм сейсмичсекого воздействия на
нефтепродуктивные пласты // Геология и геофизика, 2007, т. 48, № 11, c. 1231—1240.
Сунцов A. E., Графов Б. М. Капельно-пузырьковая модель излучающей залежи УВ//
Технологии сейсморазведки, 2010, № 1, с. 9 - 17.
Сунцов A. E., Смирнов С. Н. Модель излучающей залежи УВ в технологиях
микросейсморазведки // Технологии сейсморазведки, 2010, № 1, с. 18 - 22.
Хогоев Е.А., 2008, Свидетельство о гос. регистрации программы для ЭВМ “SanMcs”
№ 2008613961 от 19.08.2008.
Шабалин Н.Я., Биряльцев Е.В., Рыжов В.Я., 2013, Пассивная низкочастотная
сейсморазведка – мифы и реальность. Приборы и системы разведочной геофизики, 2 (44),
с. 46-53.
Birialtsev E. V., Plotnikova I.N., Khabibulin I.R., Shabalin N.Y., 2006, The analysis of
microseism spectrum for prospecting of oil reservoir in Republic Tatarstan/ EAGE Conference.Saint Petersburg, Russia.
Broadhead M.K., 2010, Oscillating oil drops, resonant frequencies, and low-frequency
passive Seismology, Geophysics, vol. 75, no. 1, 2010; p. O1–O8.
Dangel S., Schaepman M.E., Stoll E.P., Carniel R., Barzandji O., Rode E.-D., Singer J.M.,
2003, Phenomenology of tremor-like signals observed over hydrocarbon reservoirs. Journal of
Volcanology and Geothermal Research 128 (2003), p. 135-158.
Frehner, M., S. M. Schmalholz, and Y. Podladchikov , 2009, Spectral modification of
seismic waves propagating through solids exhibiting a resonance frequency: A 1-D coupled
wave propagation- oscillation model: Geophysical Journal International, 176, 589–600.
Goloshubin, G., C. Van Schuyver, V. Korneev, D. Silin, and V. Vingalov, 2006, Reservoir
imaging using low frequencies of seismic reflections: The Leading Edge, 25, 527–531.
Hanssen P. and Bussat S., 2008, Pitfalls in the analysis of low frequency passive seismic
data. First Break, V.26, June 2008, p.111-119.
Holzner R., Eschle P., Lambert M., Graf R., Dangel S., Meier P., 2005, Applying
microtremor analysis to identify hydrocarbon reservoirs. First Break. 2005, Vol. 23.
Holzner R. and Eschle P., Dewarrat R. , Lambert M. , Graf R., 2006, Marine Application of
Hydrocarbon Microtremor Analysis (HyMAS), SEG/New Orleans 2006 Annual Meeting.
Holzner, R., P. Eschle, S. Dangel, M. Frehner, C. Narayanan, and D. Lakehal, 2009,
Hydrocarbon microtremors interpreted as nonlinear oscillations driven by oceanic background
waves: Communications in Nonlinear Science and Numerical Simulation, 14, 160–173.
Katebi, H., Hosseini, S., Sadeghi, H., and Seyyedin, S., 2011, An investigation on lowfrequency passive seismic waves as a hydrocarbon indicator in SW-Iran. Proceedings of the 10th
SEGJ International Symposium, Kyoto, Japan, 20-22 November 2011: pp. 1-4.
Kouznetsov O.L., I.A. Chirkin, A.V. Volkov , B.Y. Meltchouk, A.S. Vorobiev, A.S.
Joukov, G.V. Rogotsky & K.Z. Sydykov, 2006a, Applying Seismic Location of Emission
Centers (Slec) to Monitor the Production in Oil-and-Gas Fields. Passive Seismic: Exploration
and Monitoring Applications Dubai, United Arab Emirates, 10 - 13 December 2006. A36.
Kouznetsov O.L., I.A. Chirkin, Y.A. Kuryanov, A.S. Joukov, A.V. Volkov , Meltchouk
B.Y, I.I. Bogatsky, G.A. Belova, 2006b, Seismic monitoring the variations of open fracturing of
reservoir rocks due to Linisolar Tides. EAGE 68th Conference & Exhibition — Vienna, Austria,
12 - 15 June 2006, D035.
Korneev, V. A., G.M. Goloshubin, T. M. Daley, and D. B. Silin, 2004, Seismic lowfrequency effects in monitoring fluid-saturated reservoirs: Geophysics, 69, 522–532.
Lambert M.-A., Schmalholz S. M., Saenger E.H. and Steiner B., 2009, Low-frequency
microtremor anomalies at an oil and gas field in Voitsdorf, Austria. Geophysical Prospecting, 57,
p.393–411.
Lambert M.-A., Schmalholz S.M., Saenger E.H. and Steiner B., 2010, Reply to comment
on ‘Low-frequency microtremor anomalies at an oil and gas field in Voitsdorf, Austria’ by MarcAndr´e Lambert, Stefan M. Schmalholz, Erik H. Saenger and Brian Steiner, Geophysical
Prospecting 57, 393–411 // Geophysical Prospecting, 2010, 58, 341–346.
Quintal B., Schmalholz S.M., Podladchikov Y.Y., 2009, Low-frequency reflections from a
thin layer with high attenuation caused by interlayer flow: Geophysics, 74, N1, p.N15-N23.
Saenger E.H., Schmalholz S.M., Lambert M.-A., Nguyen T.T., Torres A., Metzger S.,
Habiger R.M., Müller T., Rentsch S. and Méndez-Hernández E., 2009, A passive seismic survey
over a gas field: Analysis of low-frequency anomalies. Geophysics, 74, p. O29-O40.
Serdyukov S.V., Kurlenya M.V., 2007, Seismic stimulation of oil reservoirs // Russian
Geology and Geophysics. v. 48, №11, p. 959-966.