Перейти к содержимому

Энергетическая политика

Главная страница » Современные технологии сейсморазведки: новые вызовы – новые знания о геологическом строении недр

Современные технологии сейсморазведки: новые вызовы – новые знания о геологическом строении недр

Павел ШАХОВ
Начальник управления региональной геологии и ГРР ООО «ЗН НТЦ»
Е-mail: PShahov@nestro.ru

Дмитрий ВОЛКОВ
Руководитель направления управления региональной геологии и ГРР
ООО «ЗН НТЦ», к. г.‑ м. н.
Е-mail: DVolkov@nestro.ru

Герман МАРДАНШИН
Руководитель направления управления по геологии и лицензированию АО «Зарубежнефть»
Е-mail: HMardanshin@nestro.ru

Олег ГЕЙДЕКО
Главный специалист управления по геологии и лицензированию АО «Зарубежнефть»
Е-mail: OGeydeko@nestro.ru

Метаданные научной публикации

Современные технологии сейсморазведки: новые вызовы – новые знания о геологическом строении недр
Advanced seismic technologies: new challenges – new knowledge about geologic aspects

Павел ШАХОВ
Начальник управления региональной геологии и ГРР ООО «ЗН НТЦ»
Е-mail: PShahov@nestro.ru

Дмитрий ВОЛКОВ
Руководитель направления управления региональной геологии и ГРР
ООО «ЗН НТЦ», к. г.‑ м. н.
Е-mail: DVolkov@nestro.ru

Герман МАРДАНШИН
Руководитель направления управления по геологии и лицензированию АО «Зарубежнефть»
Е-mail: HMardanshin@nestro.ru

Олег ГЕЙДЕКО
Главный специалист управления по геологии и лицензированию АО «Зарубежнефть»
Е-mail: OGeydeko@nestro.ru

Pavel SHAKHOV
Head of the Regional Geology and Exploration Department OOO «ZN NTC»
E-mail: PShahov@nestro.ru

Dmitry VOLKOV
Head of the Department of Regional Geology
and Exploration OOO «ZN STC», PhD
E-mail: DVolkov@nestro.ru

German MARDANSHIN
Head of the Department of Geology
and Licensing of Zarubezhneft JSC
E-mail: HMardanshin@nestro.ru

Oleg GEYDEKO
Chief Specialist of the Department
of Geology and Licensing Zarubezhneft JSC
E-mail: OGeydeko@nestro.ru

Аннотация. В статье представлен обзор развития технологических решений в области сейсморазведки на трех основных этапах выполнения работ: полевых наблюдений, обработки и интерпретации данных. Представлены результаты проведения сейсморазведочных работ на новом технологическом уровне, позволившие уточнить представления о геологическом строении недр на активах ГК «Зарубежнефть».
Ключевые слова: сейсморазведка 3D, обработка сейсморазведки, комплексная интерпретация.

Abstract. The article provides an overview of the development of technological solutions in the field of seismic exploration at three main stages of work: field observations, data processing and interpretation. The results of seismic exploration at a new technological level are presented, which made it possible to clarify the understanding of the geological structure of the subsurface on the assets of Zarubezhneft Group.
Keywords: Seismic 3D, Seismic Processing, Integrated Seismic Interpretation.

УДК 550.8

DOI 10.46920/2409‑5516_2025_12215_22

EDN: FENCHN

Введение

Сейсморазведка, как метод исследования земной коры, включена в геофизический комплекс геологоразведочных работ (ГРР) в 1920‑х гг. [1]. В последующие десятилетия данные сейсморазведки регулярно демонстрировали свою практическую значимость при решении как научных задач, так и прикладных, связанных с поиском полезных ископаемых.
Первоначально, на стадии поисков и разведки месторождений углеводородов (УВ), сейсморазведка являлась одним из основных методов выявления и подготовки к бурению простых антиклинальных ловушек. В условиях больших углов падения пластов, наличия дизъюнктивных нарушений, присутствия магматических интрузий, солянокупольной тектоники, применяемые ранее методики имели ряд ограничений, а базовые (простые) модели не отражали в полной мере геологию района. В первую очередь эти ограничения были связаны с неустойчивостью и многовариантностью решения обратной кинематической и динамической задач.
По мере развития подходов к поиску и разведке месторождений углеводородов, особенно в регионах со сложным структурно-­тектоническим строением, возникла необходимость модернизации используемых технологических и методологических решений, которые позволили бы применять этот метод и для более сложных разрезов.
Прежде всего эта модернизация была направлена на улучшение качества построений сейсмических изображений и увеличение объема получаемой информации об упругих и фильтрационно-­емкостных свой­ствах пород. Решение вышеуказанных задач на этапе сейсморазведочных работ позволяет сократить диапазон неопределенностей сейсмогеологической модели, усовершенствовать представления о геологическом строении участка недр и повысить эффективность выполняемых ГРР.
В текущей статье авторами будет рассмотрен основной вектор развития технологий сейсморазведки за последние десятилетия на этапе полевых наблюдений, обработки и интерпретации данных c демонстрацией примеров использования современных решений на активах ГК «Зарубежнефть».

Полевые работы

Метод общей глубинной точки (МОГТ), разработанный в 1950 г. американским геофизиком У. Г. Мейном (W. H. Mayne), стал одним из самых распространенных при выполнении ГРР [2]. Использование профильных наблюдений МОГТ (МОГТ‑2D) в условиях, приближенных к горизонтально-­слоистому строению среды, позволяло успешно выявить и подготовить структуры под поисковое бурение. При этом не учитывался фактор широкого развития структурно-­тектонических и структурно-­литологических ловушек, характеризующихся блоковым строением, вертикальной и латеральной неоднородностью ФЕС, малыми эффективными толщинам.
Переход к изучению таких сложнопостроенных геологических сред потребовал новых технологических решений, в том числе при выполнении полевых сейсморазведочных работ. В конце 1960‑х гг. произошел технологический прорыв в области повышения качества сейсморазведочных работ – начало успешной цифровой регистрация полевых данных. Полный переход на цифровую регистрацию полевой информации в СССР был завершён в 1982–1983 гг. Как результат стал автоматизированным процесс сбора данных, увеличилась точность наблюдений по сравнению с аналоговой регистрацией. Кроме того, появились предпосылки к использованию преимуществ цифровой обработки сейсмических данных.

Южно-Сюрхаратинское месторождение
Источник: dvkn.adm-nao.ru

Цифровизация сейсморазведки позволила решить проблему ограниченного количества каналов при регистрации сейсмических данных. Достаточно долгое время использовались 24 и 48 канальные системы регистрации, но затем число каналов стало значительно увеличиваться [3]. Это послужило мощным импульсом к развитию полевых технологий сейсморазведки и появлению площадной модификации работ МОГТ‑3D, которые практически не могут быть реализованы без применения многоканальных регистрирующих систем. Так, в 1990‑х гг. технология МОГТ‑3D постепенно сменила продольное профилирование (МОГТ‑2D). Трехмерная регистрация данных и увеличение плотности точек ОГТ на единицу площади позволили формировать непрерывные сечения волнового поля во всех направлениях и надежнее прослеживать малоразмерные объекты.
Преимущества площадной съемки видны на примере сравнения профиля МОГТ‑2D и аналогичного сечения куба МОГТ‑3D Северо-­Хоседаюского месторождения (Тимано-­Печорский НГБ) (рис. 1). На разрезе МОГТ‑3D отчетливо прослеживаются признаки наличия плоскостей дизъюнктивных нарушений (–1600 мс) и артинских биогермов (–1800 мс), более выразительна волновая картина для франской биогермной постройки. В то же время, на профиле МОГТ‑2D эти особенности геологического строения площади не имеют характерных признаков на сейсмической записи.

Рис. 1. Сравнение результатов а) и б) вдоль линии профиля 20588–37. Северо-­Хоседаюское месторождение

Дальнейшее развитие метода МОГТ‑3D связано с применением широкоазимутальных систем наблюдений с целью изучения и учета эффектов анизотропии тонкослоистых и трещиноватых сред. Благодаря широкоазимутальной методике полевых наблюдений повышается точность оценок динамических характеристик волнового поля. Однако масштаб эффектов анизотропии в волновом поле сопоставим с откликом от элементов сложного строения среды, в результате чего возникает необходимость использования априорной информации.
Также следует отметить, что широкий набор азимутов необходим не только для решения перечисленных задач, но и при реализации корректных структурных построений в изотропных средах. Оптимальное количество линий приема при соответствующем шаге между ними не должно быть менее 20–22 единиц, что позволяет соблюдать требования, предъявляемые к съемкам с широким диапазоном азимутов.
Успешным примером выполнения широкоазимутальной съемки МОГТ‑3D можно считать Западно-­Ярейягинский участок недр (Тимано-­Печорский НГБ), где основные перспективы УВ связаны с продуктивными анизотропными отложениями доманикового горизонта (рис. 2).

Рис. 2

Методика полевых работ предусматривала систему 150‑кратного перекрытия. Приемная расстановка состояла из 20 линий приема по 240 активных каналов на каждой линии. В качестве источника возбуждения упругих колебаний применялся взрыв заряда в одиночной скважине.
Полученные материалы позволили на этапах обработки и интерпретации корректно построить сейсмическое изображение (с учетом параметров анизотропии) и структурный каркас. Предполагается дальнейшее тиражирование данной методики при выполнении полевых сейсморазведочных работ МОГТ‑3D с целью учета эффектов анизотропии.

Обработка данных

Основной целью этапа обработки сейсмических данных является создание и применение корректного графа с целью максимального подавления регулярных и нерегулярных помех и улучшения кинематических и динамических характеристик волнового поля. При этом значительный вклад вносят процедуры, направленные на решение задачи построения сейсмических изображений. Эта задача включает в себя создание наиболее достоверных скоростных моделей ВЧР и целевого интервала, поскольку без этого не представляется возможным выделить и усилить определенные волновые эффекты (например, рассеянную компоненту), оптимально выполнить миграцию и суммирование ОГТ.
Одним из перспективных направлений построения ГСМ на этапе обработки сейсмических данных является применение технологии полноволновой инверсии (FWI). Метод FWI, разработанный в 1980‑х гг., позволяет максимально использовать зарегистрированную информацию («все типы волн») и восстанавливать скоростные модели среды с высоким разрешением.
Основы метода FWI состоят в минимизации различий между модельным и зарегистрированным сейсмическими полями. На вход подается исходная скоростная модель, как правило, после процедуры томографии по преломленным волнам. На основе исходной скоростной модели происходит расчет синтетических сейсмограмм и их сравнение с реальными, с последующим расчетом невязок и итеративным обновлением скоростной модели от низких частот к высоким [4].
На примере Луцеяхского нефтяного месторождения (Западно-­Сибирский НГБ) продемонстрирована высокая эффективность методики FWI. При сравнении двух полей до и после первого цикла уточнения модели с использованием FWI по рефрагированным волнам уже по начальной модели наблюдалось хорошее сопоставление данных по кинематическим характеристикам, однако в результате уточнения удалось достичь лучшего совпадения данных как по фазовым, так и по кинематическим характеристикам. Результаты обновления ГСМ ВЧР проиллюстрированы на рис. 3.

Рис. 3. Сравнение результатов построения сейсмического изображения с использованием а) и б) 

Обновление ГСМ упростило структурный план по основным комплексам верхних ОГ и увеличило прослеживаемость низкочастотной волны на глубине около 200 м. Затруднительно определить с высокой точностью, может ли данное отражение быть кровлей многолетнемерзлых пород. Тем не менее наблюдается улучшение латеральной прослеживаемости данного отражения после инверсии, а также отмечается хорошая корреляция зон повышенных значений скорости с распространением заболоченных зон и топографией в целом.
Однако процедура FWI является только частью блока построения сейсмических изображений. Сюда относится и проблема миграционных преобразований. Базовыми миграционными преобразованиями продолжают оставаться алгоритмы миграции Кирхгофа, созданные в 1950–1960‑х гг. Тем не менее на современном этапе выполнения сейсморазведочных работ требуется повышенная детальность описания параметров среды в процессе обработки данных. Например, наличие напряжений и трещиноватости приводит к возникновению азимутальной анизотропии, проявляющей себя в азимутальных изменениях скоростей и амплитуд сейсмических волн. Учитывать эти изменения позволяет технология полноазимутальной глубинной миграции, используемая на активах компании.
Данный подход предусматривает исследование освещенности точек среды и оценку её параметров – соотношение зеркально-­отраженной и рассеянной компонент, условия залегания, качество отражений, распределение скоростей, амплитуд и их азимутальных зависимостей [5].
Применение новых алгоритмов широкоазимутальной глубинной миграции на примере Сюрхаратинского месторождения (Тимано-­Печорский нефтегазоносный бассейн) позволили получить глубинные изображения с повышением качества следующих геологических особенностей строения разреза (рис. 4):
уменьшение искажений амплитуд отражений под скоростными неоднородностями;
повышение четкости отображения малоамплитудных тектонических нарушений;
улучшение отображения внутренней слоистости в рифе;
более реалистичное отображение силурийского интервала в волновом поле;
существенное снижение уровня шумов, связанных с полевой системой 3D-съемки.

Рис. 4. Пример сопоставления глубинных изображений, полученных:
а) по технологии ES360, б) по общему углу отражений – анизотропной миграции

Интерпретация данных

На этапе интерпретации сейсмических данных выполняется комплексный анализ полученных материалов полевых работ и обработки в совокупности с геолого-­геофизической и промысловой информацией. Он включает себя: сейсмостратиграфическую привязку, анализ волновой картины, корреляцию отражающих горизонтов (ОГ) с целью создания структурного каркаса, динамический анализ с целью прогноза перспективных геологических объектов и их характеристик.
Одно из современных технологических решений для выполнения трассировки ОГ – полуавтоматическая корреляция волнового поля. Разработанные алгоритмы преобразуют отражения сейсмического куба в соответствии с формой сигнала в стратиграфические слайсы и выполняют их полуавтоматическое прослеживание.

Луцеяхское нефтяное месторождение в ЯНАО
Источник: «Зарубежнефть»

Положительные результаты применения процедуры полуавтоматического прослеживания были получены при оперативной оценке неокомского клиноформного комплекса Луцеяхского месторождения (рис. 5). Предшествующая обработка материалов с применением технологии FWI предоставила возможность сформировать сейсмическое изображение высокого качества. Как результат, значительно нивелирована ресурсоемкость процесса полуавтоматической корреляции ОГ, детально проинтерпретирован неокомский интервал разреза, а также выделены слайсы с перспективными геологическими объектами для последующего анализа.

Рис. 5. Пример сравнения пропорциональных слайсов и полуавтоматического трассирования ОГ
на примере неокомского клиноформного комплекса Луцеяхского месторождения

После завершения этапа кинематической интерпретации и создания надежного структурного каркаса возникает необходимость получения информации об упругих свой­ствах среды и их взаимосвязи с ФЕС. Эта задача успешно решается в процессе динамической интерпретации, в рамках которой на первом этапе производится мультиатрибутный и спектральный анализ сейсмических данных.
Однако полноценный переход от характеристик отражающего горизонта к упругим свой­ствам среды возможен с использованием инверсионных преобразований. Наличие распределения упругих свой­ств среды в межскважинном пространстве предполагает прогноз зон с улучшенными ФЕС, как на качественном, так и на количественном уровне.
На текущий момент существует множество различных алгоритмов инверсионных преобразований, возможность применения которых зависит от качества и полноты входных данных, а также от требований решаемой задачи.
Один из успешных примеров расчета инверсии представлен на Харьягинском месторождении (Тимано-­Печорский НГБ), где работы были выполнены после обработки с использованием процедуры FWI. В результате расчета детерминистической инверсии получены кубы упругих свой­ств (акустического импеданса, соотношения Vp/Vs), контроль качества которых привел к принятию решения об использовании технологий геостатистической инверсии и ее материалов как основы для дальнейших работ.
По итогам интерпретации инверсионных преобразований в значительной мере уточнена структура межскважинного пространства и выполнен прогноз ФЕС в неразбуренной части Харьягинского месторождения, по результатам которого впоследствии был успешно пробурен ряд разведочных и эксплуатационных скважин (рис. 6).

Рис. 6. Результаты геостатистической инверсии по пластам Beta+Gamma Харьягинского месторождения

В заключение нельзя не отметить активно развивающееся в настоящее время направление машинного обучения в области сейсморазведки. Как правило, в работе нейронных сетей принимает участие обучающая выборка на основе модельных данных или данных ГИС. В зависимости от решаемой задачи нейронные сети могут быть использованы от трассирования дизъюнктивных нарушений до прогноза литологии и ФЕС в межскважинном пространстве. Наиболее активно данная технология используется на зарубежных активах группы компаний (шельфовые месторождения СРВ) для трассирования дизъюнктивных нарушений в условиях сложного блокового строения, в том числе и с использованием отечественного программного обеспечения.
Таким образом, сейсморазведка, как один из широко применяемых методов при поиске и разведке месторождений УВ, претерпела значительные изменения с момента ее включения в комплекс геофизических исследований земной коры. Модернизировались технологии полевых наблюдений, позволяющие выполнять площадные широкоазимутальные съемки для улучшения освещенности разреза. Значительно усложнился математический аппарат процедур, используемых в обработке сейсмических данных для повышения качества построения сейсмических изображений. Интерпретация данных перешла к комплексному формату и включает в себя многочисленные методические подходы, позволяющие усовершенствовать сформированные геологические представления о строении изучаемого разреза. Использование представленных современных технологий сейсморазведки на активах ГК «Зарубежнефть» объективно приводит к снижению рисков ГРР.
Дальнейшее внедрение новейших технологических решений в области сейсморазведки продолжит способствовать повышению геологического успеха и эффективности выявления новых перспективных участков со значительным снижением рисков при разработке месторождений.

Использованные источники
  1. Хмелевской В. К. Геофизические методы исследований : Учеб. пособие для геол. спец. вузов / В. К. Хмелевской, Ю. И. Горбачев, А. В. Калинин [и др.] ; Петропавловск-Камчатский : Изд-во КГПУ, 2004. – 232 с.
  2. Mayne W. H. Seismic Surveying : patent USA No. 2732906100, 1950.
  3. Пигузов С. Ю. Цифровые сейсморегистрирующие комплексы. – Москва : РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. – 36 с.
  4. Virieux J. An Overview of Full-Waveform Inversion in Exploration Geophysics // Geophysics. 2009. Vol. 74. Pp. WCC1–WCC26. DOI: 10.1190/1.3238367
  5. Inozemtsev A. N. Application of the System for Obtaining and Interpreting Full-Azimuthal Seismic Images of EarthStudy 360 and AVAZ Inversion for Studying Cracks and Faults of Carbonate Reservoirs of the Middle Volga Region of Russia / A. N. Inozemtsev, A. V. Galkin, I. V. Stepanov, M. V. Yerchenkov // Oil&Gas, EURASIA. 2013. № 12. December–January (In Russian).