Частотные характеристики

Фазовые параметры отражений

Если амплитудные характеристики связаны с перепадом скоростей и плотностей в отдельных слоях, то фазовые характеристики отображают геомет­рическое положение границ в разрезе и дают представление об изменении тол­щины отдельных слоев.

Абсолютная фаза связана с временем прихода сигнала.

Относительная - с запаздыванием каждой из гармоник сигнала относительно выбранного начала отсчета времени.

Сигнал с нулевой фазой, который исполь­зуется для иллюстрации связи между формой записи и геологическим строени­ем среды, состоит из положения гармоник разной частоты, но если сигналы от разных границ интерферируют, то определить фазу одиночно­го сигнала трудно.

Мгновенная фаза - характеризует абсолютное время прихода каждого отсчета - мгновенного значения амплиту­ды сейсмического сигнала. Разность времени прихода сигналов от двух границ отображается в разности мгновенных фаз. Таким образом, число сбросов мгно­венных фаз и их крутизна наклона характеризуют частоту переслаивания и ха­рактер напластования, разреза.

Частотные характеристики

С изменением фазы связана мгновенная частота, крутизна фазы. Из чего следует, чем быстрее нарастает мгновен­ная фаза в единицу времени, тем выше мгновенная частота. Под часто­той понимают величину, обратную видимому периоду записи. В отличие от мгновенной, видимая частота остается постоянной в пределах сигнала.

В узкополосном спектре мгновенная частота совпадает с преобладающей частотой. Основным преимуществом мгновенной частоты является возможность непрерывного измерения частотного состава сигналов как по вре­мени, так и вдоль напластования. Последнее особенно важно, так как дает воз­можность проследить изменение литологии и нефтенасыщения в продуктивных пластах.

40. Коэффициент когерентности отражений. количественно характеризует гладкость отражающих границ и характер изменения толщины пластов по лотерали. Наиболее высокие коэффициенты когерентности можно ожидать от гладких выдержанных границ Наименьшие связаны с массивными телами типа рифов, диапиров, соляных ку­полов. Коэффициент когерентности также реагирует на локальные изменении толщины слоев, в частности, на зоны выклинивания, линзовидные включении, границы клиноформ.

Математически когерентность может быть определена различными спосо­бами в зависимости от алгоритма разделения когерентной компоненты записи от некогерентной. Расчеты выполняются в пространственно-временном он не, скользящем вдоль профиля по каждому отражению или пикету отражении.

Под когерентной составляющей понимается часть сейсмической записи, не меняющаяся в пределах базы анализа и слабо меняющаяся вдоль профиля.

Под некогерентной остальная часть сейсмической записи, которая обуславливает ее изменение по интенсивности, форме и фазе.

Термины "сигнал" и "помеха"отображают разделение записи на две части когерентную и некогерентную.

Основой для расчета являются спектры мощности трассы и полученные преобразованием Фурье их автокорреляционные функции (ФАК).

С целью устранения краевых эффектов преобразования Фурье, а также повышения помехоустойчивости, ФАК центрируются и взвешиваются функцией Хемминга, а спектры сглаживаются.

Важнейшей частью всей методики получения псевдоакустических кривых является преобразование сейсмической записи на основе модели, положенной в основу расчетов.

36. Использование динамических параметров сейсмической записи позволяет изучать физические свойства геологического разреза. Необходимым условием реализации динамического анализа является обработка данных МОГТ с сохранением относительных амплитуд. Это позволяет реализовать процедуры специальной обработки, которые обеспечивают учет таких мешающих факторов, как геометрическое расхожде­ние, поглощение и рассеивание энергии волны, влияние верхней части разреза и т.д. Временные разрезы ОГТ, полученные с сохранением относительных амплитуд, служат исходным материалом для получения различных динамических параметров записей. В состав обрабатывающих систем обязательно входят процедуры, позволяющие определить энергетические и частотные характеристики сейсмической записи

Повышение детальности и разрешающей способности при оценке дина­мических характеристик волн достигается с помощью преобразования Гильбер­та и использования аналитического сигнала. Комплексная функция z(t) действительного переменного, называемая аналитическим сигналом, соответст­вующим физическому сигналу в виде действительной функции s(t), представля­ется в форме:

z(t) = s(t) + is₁ (t), (4.1)

где мнимая s₁(t) компонента называется сопряженной s(t) и определяется при помощи преобразования Гильберта:

при t г берутся главные, в смысле Коши, значения интегралов.

Если сейсмическая трасса:

S(t) = A(t) • cos0(t)

где A(t) и 6(t) - соответственно, амплитуда и фаза записи, то сопряженая по Гильберту трасса определяется как

S₁(t) = A(t) • sin (t) и тогда комплексная сейсмическая трасса Z(t) = A(t) * ехр[i * (t)]

В этом случай легко находятся характеристики трассы:

являющаяся огибающей трассы: (t) =arctg :

определяющая полную фазу сейслической записи и мгновенную частоту сигнала.

Дополнительно определяется средневзвешенная частота.

где L(r)—фильтр низких частот и кажущаяся полярность, определяемая как s(t), тогда A(t) имеет локальный экстремум.

Интенсивность отражения не зависит от фазы и частот и может быть связана с литологическими изменениями на границах пластов; несогласными напластованиями; залежами нефти и газа.

Мгновенная фаза не зависит от интенсивности отражений и может быть использована: при выделении слабых когерентных отражений; выделении разрывов, сбросов; прослеживании выклиниваний.

Мгновенная частота позволяет выделить особенности, присущие отражающим горизонтам или устойчивым комплексам горизонтов с маломеняющимся акустическим импедансом. Основное назначение этой характеристики: корреляция сложных отражений; локализация зон выклинивания, приводящих к большим изменениям частоты; выделение зон контактов углеводородов с водой-«плоское пятно». Смещение в сторону низких частот («низкочастотная тень) может наблюдаться на отражениях от горизонтов ниже газонасыщенных пород

Кажущаяся полярность позволяет выделять одиночные горизонты (волны) с инверсией фазы.

"Яркие пятна», связанные с залежами нефти и газа в осадочных породах, обычно имеют более низкий акустический импеданс, чем окружающие пласты, и поэтому на верхней границе коллекторов полярность отражения отрицательна, а границы разделов газ-нефть или газ-вода имеют положительную полярность, так называемые «плоские пятна».

Использование различных динамических характеристик сейсмической записи вызывает необходимость применения задач классификации их аномалий. Для решения задач классификации аномальных волновых полей по совокупности (различных признаков все более широкое применение находят различные мо­дификации методов распознавания образов. В общем случае методика построе­ния автоматизированных комплексов распознавания образов предполагает ре­шение следующих основных задач:

1. Определение и представление исходных данных. Эти данные получаются, в нашем случае, как результат обработки и определения тех или иных дина­мических характеристик записи или волнового поля в целом.

2. Предварительная обработка и выбор признаков. Задача связана с выделе­нием характерных признаков из всех исходных данных и снижением размерности векторов образов, первоначально содержащих всю поддающуюся измерению информацию об образах. Этот этап является одним из самых важных.

3. Построение оптимальных классифицирующих функций решающих процедур.

4. Классификация неизвестных объектов.

Применение определенного алгоритма распознавания образов зависит ш поставленной задачи, наличия априорных данных об аномалиях волнового поля, характера исходных данных и т.п.

На основании приведенных формул составлены алгоритмы преобразования исходной сейсмической записи (временного разреза ОГТ) в серию новых временных разрезов: мгновенных амплитуд, мгновенных фаз и мгновенный частот.

44.ПАК - преобразование сейсмической записи отраженных волн с учетом результатов ГИС (ГГК и АК) в преобразовании в псевдоакустический.

Нефтяная залеж выделяестя по следующим признакам: - дополнительное отражение от водонефтяного контакта.

- понижение крутизны фаз.

- клинообразный вид мгновенных фаз в области края залежи и линзообразноеотражение на разрезе.

На разрезах ПАК как с низкочастотной компонентой, так и без нее отчетливо выделяются аномальные зоны, связанные с залежами. Анализ разреза мгновенных фаз

вдоль профиля позволяет ут­верждать, что структурное положение границ отображается отчетливо. Если по скважинным данным определена глубина кровли какого-либо пласта и его тол­щина, и если этой границе соответствует устойчиво коррелирующийся вдоль пласта элемент мгновенной фазы, то можно восстановить в деталях кривизну и положение этой границы.

При временном пред­ставлении границ их кривизну определяет скорость. Поэтому для модели с за­лежью поведение мгновенных фаз не будет совпадать с границами в тех местах, где скорость из-за углеводородонасыщения будет уменьшаться, а интервальное время увеличиваться. Это вызывает аномальное уменьше­ние поведения мгновенных фаз. Такое поведение фаз в области залежи характерно для большинства ситуаций и является эффек­тивным качественным признаком наличия залежи.

Мгновенные амплитуды дают независимую от фаз информа­цию об изменении акустических свойств в разрезе.

Разрез ПАК в самом узком диапазоне частот 15-40 Гц позволяет только грубо решить геологическую задачу выделения терригенных толщ разрез ПАК дает ложную информацию о на­личии в центре органогенной постройки зоны пониженной акустической жест­кости, а также об истинной мощности верхних терригенных отложений.

45. Далее целесообразно рассмотреть более простую задачу, когда искомый объект представлен не нефтяной, а газовой залежью. В этом случае дефект акустической жесткости резко возрастает и вместо 4-6% (для нефти) составит 15-20%. Модель, отвечающая случаю замены нефти на газ во всех продуктив­ных пластах. На синтетическом временном разрезе от­четливо прослеживается изменение волновой картины поля в области газовых залежей. Изменилась интенсивность записи, появился эффект "яр­кого пятна", нарушилась корреляция отражений в области верейской толщи. Понижение скоростей в газовых залежах вызвало выполаживание свода структуры, и, в этом случае, по тарусскому горизонту амплитуда структуры стала почти незаметной.

43. На основе динамического анализа временных разрезов. В связи с эффектом интерферен­ции сигналов от тонкослоистых пачек карбонатных пород проявление залежи в аномалиях фаз и частот незначительно.

Нефтяная залежь может быть уверенно выделена по следующим признакам:

• дополнительному отражению от водонефтяного контакта, которое отчет­ливо видно на синтетическом временном разрезе и на разрезах мгновенных фаз и амплитуд (рис. 4.4);

• понижению крутизны фаз для отражений в интервале турнейских песчани­ков (рис. 4.4, в, г);

• клинообразному виду мгновенных фаз в области края залежи (показаны стрелками на рис. 4.4) и линзообразному отображению вреза на разрезах.