Исследование и развитие поляризационного метода вертикального сейсмического профилирования на акваториях

Кривая эффективной скорости определялась на основе следующих соображений. На расстоянии ? от ПВ во взаимных точках измеряются приращения времени Дt₁₁ и Дt₁. Измерения ДL производятся только с целью выявления боковых волн, которые в расчетах не используются. Поскольку изменение величины Дt производится методом РПН, то Дt₁₁=Дt=mдt, где дt шаг суммирования, m-номер трассы, соответствующей максимуму расстояния на суммоленте.

Формула для вычисления скорости методом взаимных точек в этих условиях имеет вид:

.(21)

Поскольку при Дх=220м и дt=0,008с можно считать >>г и>>m₁+m₂ , то формула (21) упрощается и принимает вид

,где M=m₁+m₂, .

Процедура определения кривой эффективной скорости V_ЭФ предлагаемым способом заключается в следующем:

1. По достаточно боль-шому количеству взаимных волн, выделенных на суммолентах, определяются значения M, которые наносятся на график M(t). Далее производится осреднение и определяется осредненная зависимость (t).

2. С помощью формулы (21) по осредненным значениям (t) находится зависимость V(t). Пересчет V(t) в зависимость V(t_o) производится по приближенной формуле , которой можно пользоваться при углах наклона отражающих границ ц<20°. Для больших углов наклона необходимо введение поправок, после учета которых и необходимых преобразований скорость Vц определяется по формуле [17].

Для того чтобы определить действительное значение скорости Vц, должна быть введена поправка Ошибка в определении скорости может быть вычислена по формуле . Основные требования описываемого метода определения Vц заключаются в следующем: при наблюдениях используются расстояния ? достаточно большие, чтобы обеспечить точность в 5-10%; осреднению по закону среднего арифметического подвергаются отсчеты градиентов времени М, а не вычисленные значения эффективной скорости Vц. Второй из указанных факторов равносилен осреднению по формуле .

По описанной методике были проведены скоростные зондирования ряда скважин в районе южного склона Западного Кавказа. В качестве примера на рис. 5 приведены результаты определения скоростей в скважинах Ново-Михайловская №1 и Дефановская №3. Как видно из этих данных отмечается хорошее совпадение кривых средней и эффективной скорости.

2.3.3 Определение скоростей Vp по данным ОГТ и PНП [20]

Многократное профилирование с суммированием записей по методу ОГТ, как известно, позволяет увеличить глубинность сейсморазведки и обеспечить высокую информативность геофизических материалов. Однако однозначное определение скоростей Vp оказывается невозможным из-за отсутствия сведений об углах наклона ц отражающих границ, особенно в сложно построенных районах. В этих условиях для исключения влияния угла наклона и уменьшения искажений, связанных с кривизной границ, целесообразно совместное использование данных ОГТ и MOB (РНП) в сопоставлении с результатами ВСП. В случае наклонной отражающей границы уравнения соответствующих годографов и их первых производных имеют вид

, , ,

где И - время наблюденной волны.

Поскольку и то их подстановкой получаем . Окончательно формулы для определения эффективной скорости V_эф и угла наклона границы ц имеет вид:

V_ЭФ= , .(22)

Таким образом, чтобы определить эффективную скорость по данным ОГТ, необходимо по годографу выборки ОГТ найти для точки 2kДx=х время И и расчетным путем получить время И₀, для чего следует использовать параметр V_cp/cosц, принятый для расчета кинематических поправок. Кроме времен И и И₀ на годографе выборки ОГТ, по годографу полевой сейсмограммы в точке х=2kДx, определяется (методом РНП) градиент времени dt / dx. Эти исходные данные используются для вычисления величин V_ЭФ и ц. Структура формул (22) показывает, что при малых х, а следовательно, и при малых разностях (), результаты вычислений будут неустойчивы, и поэтому для вычислений целесообразно использовать времена И на достаточно больших расстояниях 2kДx. Описанный прием определения V_ЭФ был опробован в одном из районов ЗКП. Результаты вычислений по данным метода ОГТ удалось сопоставить с данными сейсмокаротажа глубокой скважины. Кривые V_ЭФ и V_СР по материалам каротажа для этого случая имеют расхождение в 50-110м/с для глубин до 3 км. Таким образом, результаты оказались вполне удовлетворительными. Описанный прием целесообразно применять, если углы наклона границ превышают 10-15°. Однако необходимым условием его использования является наличие отражающих границ, прослеживающихся на достаточном протяжении. В заключение следует заметить, что при применении данного способа следует производить определение скорости в нескольких точках одного и того же годографа ОГТ. Число точек зависит от кратности перекрытия. Результаты дополнительных вычислений могут быть использованы для повышения точности путем осреднения.

Таким образом, приведенные в этом разделе доклада материалы иллюстрируют новые способы анализа и обработки материалов ПМ ВСП, позволяющие проводить уверенную корреляцию волн, увязку вертикальных и наземных наблюдений, определение кинематических параметров и эффективных скоростей упругих волн, построение временных разрезов. Предложены эффективные способы спрямления осей синфазности упругих колебаний в условиях наклонных отражающих границ при значительных удалениях ПВ от скважины и построения отражающих границ по продольным, поперечным и обменным отраженным волнам. Разработаны способы определения скоростей продольных V_P и поперечных V_S волн по наблюдениям ПМ ВСП, ПМ ОГТ, ОГТ и РНП на море и на суше в сложнопостроенных средах и при наклонах отражающих границ во вскрытой части геологического разреза, а также глубже забоя скважины.

3. Разработка технологии работ поляризационным методом ВСП в морских скважинах

3.1 Методика и системы полевых наблюдений ПМ ВСП [1, 21, 23, 25, 34, 40, 46, 49, 62, 65, 69, 73, 76]

Основные отличия ВСП на море от наблюдений в сухопутных скважинах связаны с условиями возбуждения, радиогеодезическим обеспечением работ и в некоторых различиях используемого оборудования. При работах ВСП на море может использоваться такая же скважинная и регистрирующая аппаратура, как и при наблюдениях на суше. При наблюдениях на уровенных профилях и при выполнении трехмерных наблюдений сейсмостанция должна быть дополнена вторым регистратором для обеспечения непрерывной работы. Кроме того, для автоматического управления пневмоисточниками при профильных и площадных наблюдениях сейсмостанция должна быть обеспечена пультом управления - таймером, применяемым при наблюдениях МОВ-ОГТ на море. Используемые пневмоизлучатели должны иметь соответствующие пульты управления, позволяющие вводить временные задержки в работу групповых пневмоисточников с целью подавления пульсаций газового пузыря за счет наложения на неё в противофазе отражений от свободной поверхности.

Радиогеодезическая система, используемая при работах ВСП на море, должна обеспечивать необходимую точность определения координат точек возбуждения. Для ближнего ПВ погрешности в определении координат не должны превышать 2-3 м, для удаленного - 5 м. Особенно важна высокая точность при работах ОГТ - ВСП или трехмерных наблюдениях, где расстояния между ПВ не превышают 25-50 м. Это требование обеспечивается использованием высокоточных радиогеодезических систем «Siledis» и GPS, устанавливаемых на буровой платформе и геофизическом судне-источнике при отработке непродольных профилей ВСП и уровенных наблюдений.

Условия возбуждения при работах ВСП в морских скважинах существенно влияют на качество сейсмических материалов. Это связано прежде всего с наличием толщи морской воды, физические свойства которой определяют характер возбуждения и регистрации сейсмических волн. Сравнительная однородность водного слоя, отсутствие в нем резких акустических границ весьма благоприятны для возбуждения упругих колебаний. Однако наличие в разрезе свободной границы вода - воздух (К_отр = -1) и менее жесткой границы вода - дно моря (К_отр = 0,1-0,15) оказывает значительное влияние на формирование волнового поля. Эти границы обусловливают образование волн-помех большой интенсивности - реверберационной последовательности отражений, донно-кратных отражений и многократных волн.

Особенностью возбуждения упругих волн при ВСП как на море, так и на суше является необходимость производства в одной точке большого количества возбуждений при отработке вертикального профиля. Если на суше это требование может быть легко выполнено, то при работах ВСП на море, особенно при глубинах, превышающих 80-100м, возникают серьезные трудности, обусловленные подвижностью судна-источника. Сохранение постоянства условий возбуждения здесь также является обязательным для получения качественных сейсмических записей [25, 46].

Системы наблюдений при работах ВСП являются преимущественно однократными, поэтому на исходных сейсмических записях должны прослеживаться основные целевые волны. При этом особый разведочный интерес представляет прямая продольная волна. Формирование прямой волны зависит от условий интерференции исходного импульса и волны-спутника от водной поверхности. Одно из них обусловлено различиями в интенсивности интерферирующих волн в связи с отличиями в значениях геометрического расхождения волн в точках приема. Критерием стабилизации формы прямой волны, является соотношение < 1,5 , при этом положение датчика, контролирующего форму прямой волны, определяется из условия L_i = L₀ + h > 5h, где d - отношение геометрических расхождений начальной волны и волны-спутника в точках регистрации волнового поля; L₀ - расстояние от источника до приемника; h - глубина погружения. При малых h возбуждение и прием близки к высокочастотному, с увеличением h происходит понижение спектра регистрируемых частот за счет сложения прямой волны и волны-спутника.

Наблюдения ВСП на море выполняются с использованием искровых, пневматических источников или источников на газовой смеси. Наибольшее распространение получили пневматические источники, обладающие высоким КПД. В 70-80-х годах в институтах НИИМоргеофизики и ВНИИГеофизики были разработаны пневматические источники ИГП, ПИ-200, Сигнал, Пульс и др., обладающие повышенной мощностью и возможностью использования в больших группах (Н.В. Бадиков, М.И. Балашканд, А.М. Грибанов, В.И. Гуленко и др.). При выбранной глубине погружения h и объеме камеры V пневмоисточника устанавливается давление P, при котором достигаются высокоразрешенные достаточно интенсивные колебания в необходимом интервале времен. Эти параметры возбуждения (h, V, P) в последующем сохраняются неизменными.

Для подавления пульсаций, образующихся при выхлопе сжатого воздуха из рабочей камеры, используется группирование пневмоизлучателей с разными объемами камер. При выбранных базах группирования, наряду с увеличением энергии единичного воздействия, обеспечивается возможность создания направленных излучающих систем и формирование сигнала с заданными характеристиками. Подавление пульсаций достигается совместным действием излучателей, сигналы которых имеют различные периоды пульсаций. Глубины погружения источников выбираются такими, чтобы обеспечить возбуждение короткого по длительности и простого по форме импульса прямой волны, свободного от пульсаций воздушного пузыря, возникающего в водной среде. Контроль за формой возбуждаемого импульса осуществляется гидрофоном, помещенным на 4-5 м глубже источника. На этой глубине обычно стабилизируется форма сигнала, возбуждаемого в водной среде вблизи источника. Для контроля за стабильностью условий возбуждения и положением источника на дне моря у устья скважины помещается сейсмоприемник смещения (Z или трехкомпонентный) или над устьем (на расстоянии 0,5-1 м) подвешивается гидрофон.

Для увеличения соотношения сигнал/помеха А_С/А_П использовалось накапливание сигналов от слабых воздействий. Число суммируемых сигналов (обычно не более 4-9) подбирается экспериментально и сохраняется постоянным для всего вертикального профиля. В качестве примера приведем параметры группирования пневмоисточников и накапливания сигналов на площадях Шмидта и Штилевой [66]. На площади Шмидта использовалось 6 пневмоисточников «Сигнал» на базе 2х5м с общим объемом камер 8,5л, глубиной погружения - 5м, рабочим давлением 150 атм. При давлении 150 атм запасаемая энергия достигла 319 кдж, амплитуда суммарного сигнала группы составила 10 бар/м, степень гашения пульсации 1:7, плотность потока энергии 4,0-5,0 кдж/м², при этом основная энергия сигнала была сосредоточена в полосе частот 10-100 Гц. На Штилевой площади оптимальная группа имела 8 пневмоисточников "Сигнал" на базе 2 1,5 м с общим объемом камер 13,2 л. Глубина погружения не превышала 5 м, рабочее давление - 150 атм, диапазон возбуждаемых частот группой пневмоизлучателей 5-100 гц. При выбранных параметрах возбуждения была обеспечена достаточно высокая интенсивность сигнала в области первых вступлений Р - волны с соотношением сигнал/помеха А_с/А_п > 20-40.

В целом, в результате проведенных исследований были выбраны оптимальные параметры возбуждения и определена методика полевых наблюдений при обработке вертикальных профилей на шельфе Арктических морей и в Азово-Черноморском бассейне [41, 50, 67, 71]. Отметим, что эксперименты с целью выбора оптимальных условий при ВСП в морских скважинах оказали существенной влияние на методику морской сейсморазведки МОВ ОГТ на шельфе Арктических морей. До исследований автора глубины погружения пневмоисточников выбирали на уровне ј длины волны, т.е. возбуждение колебаний осуществлялось на глубине 10-12м. В результате на временных разрезах МОВ ОГТ отмечалась многофазная (3-4 и более) сейсмическая запись. Исследования соискателя показали, что глубины погружения пневмоисточников не должны превышать 5-6м.

Соискателем исследованы проблемы, связанные с увязкой записей ВСП и МОВ ОГТ при применении различных датчиков-гидрофонов, геофонов и акселерометров. Определены условия подобия сигналов гидрофона и акселерометра, а также независимость сигнала акселерометра от заглубления, которые обеспечивают улучшение прослеживаемости и увязки отражающих горизонтов при сейсморазведочных работах ВСП и MOB ОГТ в переходных зонах, особенно при изучении около - и межскважинного пространства [11, 18, 19]. Полученные результаты могут быть использованы и в других сейсмогеологических условиях (глубокая вода, мелководье, транзитные зоны).

Технические средства. При работах ВСП на море использовались серийная регистрирующая сейсмическая станция «Прогресс» и одно-трехточечные трехкомпонентные, в редких случаях однокомпонентные зонды. Серийная сейсмостанция, как правило, дополнялась вторым магнитным регистратором для обеспечения непрерывной работы при уровенных наблюдениях. Для автоматического управления пневмоисточниками при профильных и площадных наблюдениях станция оснащалась пультом управления - таймером.

Наблюдения ПМ ВСП и ПМ СОГ в морских скважинах Северо-Западного шельфа Черного моря проводились трехточечными трехкомпонентными зондами, использующими для уплотнения и передачи время - импульсную модуляцию сигналов (ВИМ) [61]. В условиях шельфа Баренцева моря наблюдения ПМ ВСП выполнялись, в основном, одноточечными трехкомпонентными зондами, позднее трехточечными цифровыми зондами [60]. Для получения качественных полевых материалов скважинный снаряд жестко прижимался к стенке скважины. Регистрация сейсмических сигналов производилась на открытой фильтрации, при необходимости применялись фильтры со стороны высоких частот. Граничная частота фильтров определялась шагом дискретизаций и позволяла полностью осуществлять прием колебаний в заданном рабочем диапазоне частот.

Все наблюдения ПМ ВСП, ПМ СОГ выполнялись с использованием симметричных трехкомпонентных установок, снабженных дополнительно 4-ой вертикальной компонентой. Симметричная установка состояла из 3-х взаимно-перпендикулярных сейсмоприемников I, II, III. Однако в отличие от установки X, Y, Z оси максимальной чувствительности сейсмоприемников наклонены к горизонту под одинаковыми углами, равными 35?20', а азимуты осей соседних сейсмоприемников отличаются на 120?. Эти установки позволяют контролировать идентичность параметров приборов (чувствительность, частотные и фазовые характеристики) непрерывно в процессе наблюдений [61]. С этой целью сейсмостанция была дополнена Z -сумматором. Режимы работы аппаратуры - открытый канал, максимальное усиление, длительность записи - 6с, шаг дискретизации - 2мс. Выбранные экспериментально перед началом наблюдений режимы работы обеспечивали получение интенсивных и неискаженных записей во всем временном интервале регистрации. Эти режимы аппаратуры в процессе полевых работ сохранялись неизменными.

Cпуско-подъемные операции выполнялись каротажным подъемником ПКС-5 с трёх-семижильным кабелем. Синхронизация возбуждения упругих колебаний и регистрация отметки момента взрыва производилась по радиоканалу с помощью серийного устройства ССВ-1-РУС. Контроль глубины погружения скважинных снарядов осуществлялся по отметкам механического счетчика на блок - балансе и по сельсин - датчику.

Радиогеодезическая система, используемая при работах ВСП на море, обеспечивала необходимую точность определения координат точек возбуждения. Для ближнего ПВ погрешности в определении координат не превышали 5м, для удаленного - 10м. Особенно важна была высокая точность при работах ПМ СОГ - ОГТ, где расстояния между ПВ не превышали 25-50м. В этих случаях погрешность определения координат точек возбуждения составляла не более 5-10м, что легко обеспечивалось использованием высокоточных радиогеодезических систем, установленных на буровой платформе и геофизическом судне-источнике при отработке непродольных профилей ВСП и уровенных наблюдений. В частности, при наблюдениях в скважине Штилевая, Шмидта, Каркинитская радиогеодезическое обеспечение осуществлялось с помощью системы «Siledis» с бортовым комплексом «SR - 3», на других площадях применялась аналогичная радиогеодезическая аппаратура и комплекс «GPS», связанный со спутниковой системой.

Системы наблюдений. Для исследования околоскважинного пространства в морских скважинах опробованы различные варианты наблюдений - однократные непродольные наблюдения ПМ ВСП с размещением ПВ в разных азимутах и на различных удалениях, взаимоувязанная система вертикальных и многократных многоуровенных линейных и кольцевых наблюдений ПМ СОГ, корелляционная увязанная система наблюдений ВСП с поверхностными наблюдениями МОВ ОГТ или с донными линейными и круговыми трехкомпонентными наблюдениями. Для изучения скоростей продольных и обменных волн и стратиграфической привязки отраженных волн, регистрируемых в морской сейсморазведке датчиками давления, независимо от глубины моря должны быть использованы 1-2 пункта возбуждения упругих колебаний, причем скорости поперечных волн могут быть определены по обменным (отраженным и проходящим) волнам, при этом должен быть обработан весь вертикальный профиль.

Система непродольных наблюдений ПМ ВСП обеспечивает детальное изучение геологического строения околоскважинного пространства в условиях сравнительно небольших (<50м) глубин моря. Она наиболее проста в реализации и высокотехнологична. Удаления «ПВ-скважина» не должна превышать Ѕ глубины скважины. Обязательным элементом системы является отработка вертикального профиля из ближнего ПВ. Такая система применена при исследовании скв. №2 Фланговая, где глубины моря достигали 50м, а судно-источник крепилось на 2-х якорях. Наблюдения проведены из 10 ПВ, расположенных в окрестности исследуемой скважины. Наблюдения из ближнего ПВ (удаление 32м) выполнены по всему стволу вертикального профиля в интервале глубин 3300-100м с шагом 10м. Непродольные профили с шагом 20м отработаны из 9 ПВ (на удалениях от 120м до 2460м), размещенных на 2 профилях, ориентированных в крест и по простиранию структуры.

Комбинированная система наблюдений ПМ ВСП и ПМ СОГ, увязывающая вертикальные и уровенные наблюдений ПМ, применяется в сложных сейсмогеологических условиях, где на записях регистрируются интенсивные волны-помехи и возникает необходимость их подавления за счет многократного суммирования полезных волн. При этом обеспечивается определение природы и типов волн, выявление основных кратнообразующих границ. Вертикальные профили отрабатываются по всей длине, уровенные наблюдения отрабатываются ниже уровня возбуждаемых волн-помех. Подобная система реализована на площадях Каркинитская (скв. №1), Штилевая (скв. №2) и Шмидта (скв. №5). В качестве примера рассмотрим систему наблюдений на первой площади. Работы ПМ ВСП в скв. 1 Каркинитская выполнены в интервале глубин 3820-50м из трех ПВ - одного продольного и двух непродольных, расположенных на профиле, пересекающем изучаемую структуру в широтном направлении на удалениях 2148 и 2295м. Многократные уровенные наблюдения ПМ СОГ проведены по 2 взаимно-перпендикулярным профилям длиной 9 км каждый с пересечением на устье скважины. На широтном профиле отработано 30 уровней в интервале глубин 1040-460м, а на меридиональном - 63 уровня в интервале глубин 2880-460м. Кроме того, в интервале глубин 1600-1560м, были выполнены трехуровенные наблюдения ПМ СОГ по диагональному кресту профилей длиной 9 км каждый с центром на устье скважины и круговые профили с радиусом 10км и 16км. Шаг между уровнями составлял 20м, расстояние между ПВ для линейных профилей 50м, для круговых - 100м.

Комбинированная система скважинных ПМ ВСП и позиционных донных наблюдений наиболее эффективна при оценке нефтегазонасыщения геологического разреза на значительных удалениях от исследуемой скважины. Не имеет технических ограничений при регистрации отраженных волн на дне моря. Легко реализуется при глубинах моря до 10-25м. При отработке профилей ПМ ВСП судно-источник устойчиво фиксируется на 2-х якорях. Такая система отработана на 2 площадях акватории Азовского моря, в скв. №258 Геологическая и № 245 Октябрьская. Наблюдения выполнены по 2 взаимно-перпендикулярным профилям, которые корреляционно увязывались 3 кольцевыми профилями на Октябрьской площади и 4 - на Геологической. Шаг между ПВ на линейных профилях составлял 50м, на кольцевых - 100м. Длина каждого из линейных профилей 11км, профили пересекались на устье скважины.

Комбинированная система скважинных ПМ ВСП и морских МОВ ОГТ наблюдений. Данная система синтезируется по наблюдениям на продольных и непродольных вертикальных профилях, отработанным в разное время с различными техническими средствами (станции, источники) и неодинаковыми условиями возбуждения. Достаточно легко реализуется при любых глубинах моря, не имеет технических ограничений при отработке позиционных наблюдений. Обеспечивает детальное изучение околоскважинного и межскважинного пространства, выделение и привязку обменных отражений, которые совместно с продольными волнами обеспечивают получение полных сведений об упруго-деформационных параметрах изучаемой среды. Позволяет прогнозировать возможное нефтегазонасыщение разреза. По этой системе отработаны профили ВСП на Штокмановской площади в скв. 1 и скв. 4. Все профили ВСП отработаны с Z-регистрацией из ближнего ПВ с шагом между точками регистрации 10м. Наблюдения МОВ ОГТ выполнены по схеме 60-ти кратного суммирования на базе 3000м с расстоянием между центрами группируемых приемников 25м, база группы и расстояние между ПВ-25м, вынос источника за пределы базы - 100м.

3.2 Разработка цифровой скважинной аппаратуры ПМ ВСП [43, 54, 60, 61, 76, 78]

Анализ патентных и конструкторских решений, применяемых технических средств и результатов исследований ВСП в последние десятилетия XX века позволил сформулировать основные требования, предъявляемые к разработке современных многофункциональных регистрирующих систем ПМ ВСП. К их числу отнесены следующие [51].

1. Современные регистрирующие комплексы ПМ ВСП должны включать многоточечный цифровой зонд с управляемым прижимом и телеметрической системой передачи цифровых данных по каротажному кабелю длиной до 6000м.

2. Наземная часть регистрирующего комплекса должна строиться на блочно-модульном принципе и включать систему сопряжения с серийной сейсмостанцией и автономно работающей ПЭВМ для первичной обработки данных.

3. В регистрирующем комплексе ПМ ВСП должна предусматриваться возможность постоянного мониторинга качества работы основных узлов аппаратуры: контроля идентичности работы каналов трехкомпонентных установок, управления взрывом и прижимным устройством, движением и остановкой скважинного зонда.

4. Комплекс должен обладать высокой унификацией и ремонтопригодностью на межблочном уровне, быть устойчивым к воздействию климатических и механических факторов, надежным и удобным в эксплуатации.

5. Скважинный зонд должен обеспечивать возможность исследований на малых базах обсаженных и необсаженных нефтегазовых скважин диаметрами от 108 до 350мм при температуре до 120є и давлениями до 110МПа.

На этих принципах сконструирована цифровая аппаратура «Вектор» и цифровой зонд с датчиками давления.

3.2.1 Цифровая аппаратура «Вектор»

Разработанный комплекс технических средств «Вектор» предназначен для векторной регистрации волнового поля во внутренних точках геологической среды в морских и сухопутных скважинах. Комплекс позволяет проводить исследования скважин поляризационным методом ВСП и осуществлять оперативную обработку сейсмических данных непосредственно на буровой с целью решения ряда нефтепромысловых задач и принятия решений по безаварийной проводке скважины (прогноз геологического разреза глубже забоя скважины и зон АВПД, изменение конструкции и ориентировки оси скважины, оптимизация процессов бурения и др.). В 1983-1996гг соискателем в тресте «СевморНГФ» и институте НИИМоргеофизика (г. Мурманск) был разработан первый в РФ цифровой скважинный прибор поляризационного метода ВСП «Вектор-1», а в 1997-2008гг в ООО «Ингеосейс» (г. Краснодар) осуществлена разработка 24 канального цифрового 6-ти точечного зонда «Вектор-2», 24 канальной цифровой косы-гирлянды с гидрофонами, 6-ти точечного Z-зонда с вертикальными геофонами.

Аппаратура «Вектор-1(2)» обеспечивает выполнение наблюдений на компьютере Pentium-IV с сейсмостанцией «Прогресс» и каротажным подъемником, снабженным трехжильным кабелем КГ-3-100-180 длиной до 5500-6000м. Ее отличие от ранее применяющихся в нефтегазовой отрасли средств измерения ВСП связано с высококачественной цифровой регистрацией упругих колебаний и возможностью получения эффективной динамической и кинематической информации для решения круга геолого-геофизических задач, указанных в разделе 1.2.

Комплекс измерительных средств «Вектор» состоит из 3-х блоков (рис. 6):

1. Скважинный цифровой зонд.

2. Устройство сопряжения скважинного цифрового зонда с компьютером Pentium-IV и сейсмостанцией «Прогресс-48».

3. Регистрирующая и обрабатывающая система на базе компьютеров Pentium-IV.

Скважинный цифровой 6-ти точечный 24 канальный зонд (табл. 1) может быть использован при наблюдениях ВСП как в морских, так и в сухопутных скважинах диаметрами от 108 до 350мм. Регистрация упругих колебаний осуществляется одновременно в 6-ти точках вертикального профиля. В каждом модуле помещается трехкомпонентная симметричная установка с 4-м контрольным Z-прибором. Кассета с 4 электродинамическими сейсмоприемниками СВ2-10ЦТ располагается в непосредственной близости от точки прижима снаряда к стенке скважины, причем прижим является электромеханическим и независимым для каждого из 6-ти модулей.

Таблица 1. Техническая характеристика аппаратуры «Вектор»

Наземная регистрирующая аппаратура, контроллер для сочленения компьютера (системы сбора, регистрации и обработки) и сейсмостанции с цифровым зондом обеспечивают запись сигналов, поступающих по 3-7 жильному кабелю от сейсмоприемников скважинных зондов, а также от контрольных приборов, сейсмоприемников или морской косы. Компьютерами (сейсмостанцией) осуществляют запись упругих колебаний, возбуждаемых любыми видами невзрывных и взрывных источников, которая обрабатывается на автономном компьютере. Стандартная длительность записи - 6с, при вибросейсмических наблюдениях - 18с и более.

В процессе полевых наблюдений осуществляется управление и диагностика различных блоков аппаратуры, обеспечивается контроль идентичности каналов трехкомпонентных установок, управление взрывом и прижимными устройствами, движением и установкой зонда с помощью специального электронного пульта.

Полевая система предобработки и регистрации данных обеспечивает оперативную обработку материалов ВСП в различных модификациях с целью получения необходимых геолого-геофизических данных непосредственно на буровой. В процессе обработки осуществляется [56]:

- ввод, демультиплексирование записей, сортировка, редактирование, оценка качества записей и их ориентирование, ввод априорных данных о среде;

- выделение первых вступлений, построение вертикального годографа, определение средних, пластовых и интервальных скоростей;

- селекция волн разных типов, получение сейсмограмм в локальной и пространственной системах координат;

- получение временных и глубинных разрезов, прогноз разреза в окрестности и глубже забоя скважины.

Система регистрации, сбора и обработки информации «Вектор» создана на базе персонального компьютера Pentium и включает следующие подсистемы:

- подсистему управления и отображения, расширенную дополнительным цветным монитором V6A (SV6A) и обеспечивающую связь с регистрирующей аппаратурой;

- подсистему ввода, контроля и обработки информации;

- подсистему архивации, состоящей из 2-х наполнителей на магнитной ленте или жестком диске.

Таким образом, разработанный комплекс технических средств «Вектор-1(2)» создан на основе цифрового многоканального зонда, современной персональной ЭВМ, комплексов обработки данных ВСП на ЭВМ РС - АТ, включая при необходимости серийную цифровую сейсмическую станцию. Это позволяет обеспечить высокое качество полевых материалов, выполнять оперативную обработку результатов скважинных измерений ВСП непосредственно на буровой, использовать расчетную систему визуализации данных и их консервацию.

Скважинная часть. В комплект цифрового зонда входят (рис. 7):

- модуль скважинный управляющий (МСУ), обеспечивающий прием и преобразование дистанционного питания в ряд стабильных напряжений питания скважинной аппаратуры и формирование линейных управляющих и информационных сигналов;

- модуль скважинный приемный (МСП), осуществляющий прием, аналого-цифровое преобразование сигналов сейсмодатчиков и вывод цифровой информации в линейный информационный поток, а также прием команд управления работой аналого-цифрового тракта и двигателя прижимного устройства.

Модуль МСП содержит два 2-х канальных блока аналого-цифрового преобразования (АЦП), конструктивно выполненных в виде многослойной (8 слоев) платы поверхностного монтажа. На плате расположены 2 усилителя с программируемым коэффициентом усиления, равным 2, 8, 32, 128, а также 2 аналого-цифровых дельта-сигма преобразователя и сигнальный процессор семейства ADSP 2100. Сигнальный процессор представляет собой мощный 32-разрядный микрокомпьютер, применение которого позволило осуществить 24-разрядное преобразование аналогового сигнала в цифровую форму и цифровую фильтрацию в полосе частот 5 - 250 Гц. Процессор имеет двунаправленный синхронный последовательный порт для последовательной передачи данных и межпроцессорных связей. Для связи процессоров в модулях МСП и МСУ введены дополнительные электронные блоки - кодек и трансивер. Трансивер (приемо-передатчик) предназначен для приема сигналов из дифференциальной линии связи, представляющей собой, образованную жилами N2N3 характерного кабеля КГ-7, и передачи сигналов в линию, образованную жилами N4N5 каротажного кабеля. В качестве приемника применяется дифференциальный приемник типа LIU-01, в качестве передатчика цифровой трансивер R8070. Кодек (кодер-декодер) осуществляет согласование сигналов синхронного порта сигнального процессора с трансивером для приема и передачи необходимой информации и выполнен на микросхеме PLM, заменяющей 15 микросхем обычной логики.

Модуль МСУ включает следующие электронные устройства:

- трансивер I, обеспечивающий прием команд управления от наземного пульта (НП) и передачи данных по кабелю КГ-3 на НП;

- кодек I, предназначенный для декодирования команд управления и кодирования данных в коде HDB-3;

- сигнальный процессор, позволяющий управлять по определенной программе работой всех МСП, выполнять сбор данных от МСП и передачу данных на НП;

- кодек II, кодирующий команды управления от сигнального процессора для передачи в линию и декодирующий данные, полученные из линии для процессора;

- трансивер II принимает данные из линии и передает команды в линию;

- источник вторичного питания, преобразует напряжение 100В, поступающее от НП по кабелю КГ-3 в напряжения ±5В для питания всех блоков МСУ и МПС.

Команды управления передаются формирователем, принимаются трансивером II, декодируются кодером II, необходимые для работы сигнального процессора, который в свою очередь формирует все необходимые сигналы для управления электронными блоками МСП. Сигналы управления процессора кодируются кодеком I и через трансивер I поступают в линию связи, образованную двумя жилами кабеля КГ-3. Эти сигналы принимаются трансивером в каждом МСП, декодируются и поступают в аналого-цифровые модули, где сейсмические сигналы от датчиков усиливаются, преобразовываются в цифровую форму, отфильтровываются, кодируются и через трансивер поступают в другую линию связи. Информационные сигналы от всех МСП поступают в МСУ по двухпроводной линии связи, принимаются трансивером, декодируются кодером I и поступают в сигнальный процессор, который в зависимости от заданной программы формирует необходимый информационный поток и через кодек II и трансивер II двумя жилами N2 и N3 кабеля КГ-3 передает данные на НП.

Узел прижимного рычага. Конструкция разработана на основании требования гарантированного прижима измерительного модуля к стенке скважины, что возможно как за счет снижения веса модуля, т.е. его габаритов, и одновременного увеличения силы прижима, т.е. создания мощного редуктора. Силовой привод скважинного зонда состоит из корпуса, в котором установлен 4-х ступенчатый планетарный редуктор и собственно прижимный рычаг с уплотнительными резиновыми кольцами. С внешней стороны корпуса на валу установлен рычаг со съемными удлинителями. Соединение вала редуктора с валом двигателя осуществлено посредством зубчатохраповой муфты. Привод обеспечивает прижим зонда к стенке скважины с усилием в 8-10 раз превышающем собственный вес зонда. При выборе конструкции обеспечена надежность управления электромеханическим приводом, что позволяет избавить прижимной рычаг от перегрузок, возникающих при прижиме зонда к стенке скважины. Конструкция прижимного рычага позволяет удлинить его рабочее плечо без разборки, что снижает вероятность повреждения уплотнительных колец и упрощает замену рычагов. При конструировании узла большое внимание уделялось выбору материалов и покрытий на отсутствие гальванопар, а также на свинчиваемость - развинчиваемость резьбовых соединений кожухов и корпусов.

Элементами новизны разработанной конструкции является предохранительная храповая муфта, установленная между валом двигателя и валом редуктора, а также конструкции рычага, позволяющая удлинить его рабочее плечо в полевых условиях без разборки узла.

Наземная часть. Наземный прибор (НП) аппаратуры «Вектор» предназначен для приема, регистрации, преобразования и выдачи на внешние устройства информационного потока, а также для формирования и выдачи на скважинные модули команд управления. НП обеспечивает следующие функции:

- обеспечение скважинной аппаратуры (СА) напряжениями питания;

- формирование и выдачу на СА команд управления;

- прием, регистрацию, преобразование и выдачу на внешние устройства информационного потока из СА;

- преобразование цифровой информации из СА в аналоговую форму специальными ЦАП-ми (для контроля каналов скважинной аппаратуры по осциллографу сейсмостанции);

- усиление, фильтрацию, оцифровку сигналов наземных датчиков и выдачу цифровой информации на внешние устройства.

Конструктивно наземный прибор состоит из несущего блочного каркаса, панели управления, блока питания и 5-ти функциональных блоков: стабилизатора; линейного регенератора; цифро-аналогового преобразователя; блока информации; блока АЦП наземных каналов.

Блок регенератора. Основным назначением блока регенератора (БР) является преобразование выходного информационного сигнала МСУ в коде HDB-3 на тактовой частоте FT=260 кГц, прошедшего через геофизический кабель со значительным затуханием (до 50дБ на полутактовой частоте), в информационный сигнал в коде NRZ и сопровождающий его тактовый сигнал в ТТЛ уровнях, а также для формирования сигнала ошибки передачи данных.

Процесс регенерации цифрового сигнала описывается следующей последовательностью действий: усиление и корреляция формы импульсов цифрового сигнала, приходящего из линии связи; поддержание постоянства амплитуды и формы импульсов при изменении АЧХ линии связи вследствие старения, воздействия повышенной температуры и механических нагрузок; формирование сигнала тактовой частоты; определение наличия или отсутствия импульсов цифрового сигнала во время фронта сигнала тактовой частоты. Функциональный состав регенератора: корректирующий усилитель с АРУ, выделитель тактовой частоты, стробирующее решающее устройство.

Блок информации (БИ) предназначен для приема от блока регенратора информационного потока в виде последовательного кода и преобразования его в параллельный код с последующей его выдачей на внешнее устройство.

Канал управления и телеконтроля предназначен для формирования и передачи от НП к модулю МСП команд управления режимами работы аппаратуры, в том числе управление работой АЦП по изменению его полосы пропускания (125, 250 Гц) и изменения параметров входного усилителя (К_У = 2, 4, 16, 32, 64, 128) автоматического и ручного управления усилением; управление включением реле двигателя прижима; включение записи в память СА.

Блок стабилизатора напряжения предназначен для получения стабилизированных напряжений питания РЭА МП (±12В; ±5В) и преобразователя напряжения МСУ (100В). Блок питания предназначен для гальванической развязки цепей МП от сетевого напряжения и преобразования его в ряд требуемых постоянных нестабилизированных напряжений (+60В; +150В; ±16В; ±10В).

Адаптер предназначен для аппаратно-программного сопряжения устройств и элементов сейсмического комплекса ВСП с компьютером РС с шиной ISA наземного прибора, датчика глубин, системы сейсмоизлучателей. Для наземного прибора адаптер обеспечивает съем сейсмоданных в соответствии с протоколом интерфейса и передачу инструкции (для расширения). Для датчика глубины адаптер обеспечивает привязку и преобразования сигналов с возможностью гальванической развязки. Для сейсмоизлучателей адаптер обеспечивает выдачу команд «Пуск» и «Подготовка» и прием сигналов «Отметка времени» и «Отметка момента».

3.2.2 Цифровая вертикальная коса с датчиками давления

В последние годы в практике сейсмических исследований усилился интерес к изучению гидроволн, образующихся в проницаемых зонах геологического разреза нефтегазовых скважин. Причиной возникновения таких волн является вытеснение из коллектора в скважину пластового флюида при прохождении сейсмической продольной волны проницаемой зоны. Гидроволны уверено выделяются при регистрации давления в столбе промывочной жидкости с помощью гидрофонов - датчиков давления. Первые скважинные исследования с гидрофонами показали, что на участке обводненного пласта возбуждаемая гидроволна в 5-7 раз интенсивнее, чем в нефтеносном интервале. Эти результаты стимулиро вали использование гидрофонов для решения самых разнообразных задач нефтепромысловой геологии и геофизики, межскважинного прозвучивания, изучения фильтрационных параметров коллекторов, оценки анизотропии горных пород, обнаружения газовых шапок до глубин 500-700м, изучения ВЧР при инженерно-геологических изысканиях и др. Представляется перспективным использовать этот метод при сейсмических исследованиях МОВ ОГТ по технологии 4D, при непрерывных наблюдениях ВСП в необсаженных скважинах с вибросейсмическим возбуждением.В последнем случае методом ВСП может достигаться разрешенность разреза, близкая к детальности ГИС (Гогоненков и др., 1992; Кашик; Табаков, 1992, 1993). Для решения этих новых геологических задач в 1992-1993гг. по заказу ЦГЭ Минтопэнерго в отделе промысловой сейсмики НИИМоргеофизики впервые в РФ под руководством соискателя была разработана и передана заказчику цифровая вертикальная коса с датчиками давления.

В 2002-2003гг. в ООО «Ингеосейс» коса-гирлянда была модернизирована при этом было осуществлено построение единого компьютеризированного комплекса ВСП на основе ПЭВМ Pentium и цифрового канала передачи информации.

Вертикальная сейсмическая коса с гидрофонами включает скважинный 24-х точечный зонд с датчиками давления - гидрофонами и систему регистрации, сбора и первичной обработки сейсмоданных (рис. 8, табл. 2). Скважинная часть обеспечивает безприжимную регистрацию, преобразование аналог-код и передачу на поверхность сейсмических сигналов. Наземная часть обеспечивает согласование цифрового потока с ПЭВМ.

Приемный цифровой модуль ПЦМ представляет собой герметичный цилиндрический контейнер высокого давления, имеющий герметичные электромеханические проходные разъемы и встроенный гидрофон с круговой диаграммой направленности. Внутри приборного контейнера размещается электронный блок АЦП, представляющий собой электронное устройство приема и преобразования сигнала и цифровой сигнальный трансмиттер. Через шинные формирователи ШФ все ПЦМ соединены с центральной шиной сбора данных от 1-24 модуля.

Линейный сейсмический терминал ЛСТ представляет собой устройство, обеспечивающее согласование приема и передачи данных на основе многоуровенного кодирования, а также обеспечивает электропитанием гирлянду ПЦМ. ЛСТ выполняется в виде отдельного герметичного контейнера с электрическими и грузонесущими разъемами.

Адаптер связи сигнальный АДС представляет одноплатный субблок и служит для форматирования и согласования цифровых данных с портом ПЭВМ.

Центральное вычислительное устройство ЦВУ представляет собой Note Book с набором стандартной периферии для регистрирующей системы. ЦВУ обеспечивается пакетом прикладных системных и информационно-вычислительных программ.

Таблица 2. Техническая характеристика сейсмической вертикальной косы

Экспериментальный образец вертикальной сейсмической косы испытан в глубокой скважине ЗКП - Суздальская 3 (глубина 4600м). Наблюдения выполнены из непродольного ПВ () с длиной записи 6c при взрыве заряда ВВ 1кг. На сейсмограммах, полученных выборкой через 10м, зарегистрированы достаточно интенсивные отраженные и проходящие волны разной природы и типов, среди которых существенна роль поперечных колебаний. Регистрируемые волны характеризуются устойчивой корреляцией и непрерывной прослеживаемостью в широком диапазоне частот от 5 до 125Гц. Промысловые испытания косы выполнены также в сейсмогеологических условиях Татарии, где получены положительные результаты (Кашик и др., 1996).

Таким образом, в результате проведенных соискателем исследований были разработаны и изготовлены экспериментальные образцы скважинной аппаратуры ПМ ВСП «Вектор» и вертикальной косы-гирлянды с гидрофонами, проведены промысловые испытания, разработан комплекс технологических программ, подготовлена эксплуатационная документация.

3.3 Развитие методики цифровой обработки и интерпретации материалов ПМ ВСП

3.3.1 Граф обработки материалов ПМ ВСП [1, 29, 33, 54, 61]

Специфические особенности обработки материалов поляризационного метода ВСП обусловлены тем, что в отличие от однокомпонентного ВСП (Z), где применяется скалярный анализ волнового поля, в поляризационном методе производится его векторный анализ. Отсюда обязательным условием является сохранение амплитудных соотношений между тремя исходными компонентами как на этапе предварительной, так и на всех последующих этапах обработки.

Основной задачей при обработке материалов ПМ ВСП является выделение регулярных волн разных типов-продольных, обменных и др. Это достигается путем комбинирования селекции волнового поля по направлению смещения частиц в точке (по признаку поляризации) с традиционной селекцией по направлению распространения волн в объеме (по линии профиля). Такое комбинирование реализуется поляризационно-позиционной корреляцией ППК. Разработанный граф обработки материалов ПМ ВСП реализуется в несколько этапов (рис.9).

На этапе предварительной обработки осуществляется ввод, демультиплексация, редактирование трехкомпонентных записей глубинного и контрольного приборов и их визуализация без применения фильтров и амплитудных регулировок с целью оценки качества первичного материала. Уровень усиления подбирается путем тестирования для отдельных интервалов вертикального профиля. При необходимости выполняется амплитудная коррекция записей с целью повышения точности последующего определения параметров поляризации сейсмических волн. Контроль идентичности каналов проводится по записям 4-го вертикального сейсмоприемника. При этом корректирующие множители выбираются из условия наилучшего совпадения записей 4-го сейсмоприемника и записи, полученной путем пересчета исходных трех компонент на направление его оси. После соответствующих коррекции определяются времена первых вступлений Р-волны по Z-компоненте в качестве априорной информации. По трехкомпонентной записи уточняются времена первых вступлений, определяются параметры поляризации и спектры сигналов. Статические поправки рассчитываются по контрольным приборам.

Очень важной процедурой, от которой зависит точность всей последующей обработки, является определение ориентировки установки по направлению смещения в Р-волне. В случае линейно - поляризованного колебания направление смещения в Р-волне определяются по амплитудам составляющих одного дискрета, например, экстремума колебаний. Если направление Р определено правильно, то на записях R и Т составляющих Р - волна должна быть занулена, что и контролирует качество ориентировки. Однако в случае нелинейно - поля ризационного колебания в волне Р, что может иметь место на отдельных интервалах разреза из-за наложения вторичных волн, для ориентирования записей следует осреднять значение направлений смещений (азимутов и углов с вертикалью), рассчитанных по дискретным значениям амплитуд одного периода колебания или определять осредненное значение направлений смещений не по мгновенным амплитудам, а по энергии колебаний. При этой коррекции сейсмограммы РRТ получаются как без регулировок усиления во времени, так и с выбранными в результате тестирования оптимальными параметрами нормировки, АРУ и полосовой частотной фильтрации. При применении направленных источников для возбуждения поперечных волн при наблюдениях в сухопутных скважинах, зарегистрированные записи от знакопеременных (+) и (-) воздействий предварительно выравниваются по интенсивности, а затем специальной программой осуществляется их вычитание для РР и РS-волн и выделения SН волн. Полученные трехкомпонентные записи в дальнейшем обрабатываются по общему графу с учетом специфики обменных волн.