Динамический анализ сейсмической записи. Динамические параметры отражений

Динамические характеристики в виде мгновенных амплитуд, фаз и частот можно получить на основе временных разрезов, обработанных с сохранением относительных амплитуд (СОА). Здесь обеспечи­вается учёт таких факторов, как геометрическое расхождение, поглощение и рассеивание энергии волны, отражение, преломление, а также влияние верхней части разреза. Временные разрезы ОГТ, полученные с сохранением относительных ампли­туд, служат исходным материалом для получения различных динамических параметров записей. Повышение детальности и разрешающей способ­ности при оценке динамических характеристик волн достигается с помощью преобразования Гильберта и использования аналитического сиг­нала

z(t) = s(t) + is1(t), где

z(t) - комплексная функция сигнала;

is1(t) - мнимая компонента сигнала;

s(t) - сопряженная компонента.

Согласно преобразованию Гильберта:

Применение способа, основанного на преобразова­нии аналитического сигнала, представляет ряд преимуществ при анализе сложных суммарных сигналов за счет оценки мгновенных (дифференци­альных) амплитуд, фаз и частот. Если сейсмиче­ская трасса

S(t) = A(t) · cosθ(t), где A(t) и θ(t) – соответственно, амплитуда и фаза записи, то сопряженная по Гильберту трасса определяется как

S1(t) = A(t) · sinθ(t), и тогда комплексная сейсмиче­ская трасса Z(t) = A(t) · exp[i ·θ(t)]. На основе данных соотношений оцениваются характеристики сейсмической записи:

- мгн. амплитуда;

- мгн. фаза;

- мгн. частота.

а) мгновенные ам­плитуды;

Амплитуды могут быть связаны с литологиче­скими изменениями на границах пла­стов; несо­гласными напластованиями; залежами нефти и газа.

б) мгновенные частоты и фазы;

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 строения отражающих горизонтов с мало меняющимися акустическими жёсткостями. 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.

в) коэф-ты когерентности;

Коэф-т когерентности отражений - количественно характеризует гладкость отражающих границ и характер изменения толщины пластов по латерали. От гладких, выдержанных границ наиболее высо­кие коэф-ты, наименьшие - от массивных тел. Коэф-т когерентности реагирует на локальные изменения толщины слоев, зоны выклинивания, линзовидные включения, границы клиноформ.

г) псевдоакустические характеристики – аку­стическая жесткость, коэф-т отражения, интер­вальная скорость.

Акустическая жёсткость резко возрастает на границе залежи и покрышки. Для газовой залежи изменения акустической жёсткости составляют 15-20%. На синтетических временных разрезах отчёт­ливо прослеживаются газовые залежи в виде эффекта «яркого пятна». На разрезах ПАК в раз­личных частотных диапазонах, как в низких, так и в высоких, отчётливо выделяются аномальные зоны, связанные с залежами. Мгновенные фазы – горизонтальная площадка газ-вода. Мгновенные амплитуды - повышенные значения - плотные органогенные постройки, пониженные значения амплитуд – газонасыщенные песчаники.

2. Геол-кая информативность динамиче­ских па­раметров. Признаки выделения нефтя­ных и газовых за­лежей.

Максимум мгновенной амплитуды дает возмож­ность количественно оценить перепад скоростей и плотность слоев, которые связаны с литологиче­скими изменениями или изменением характера водонасыщения.

Мгновенная фаза харак-ет абсолютное время каждого отсчета – мгновенного значения ампли­туды сейсмического сигнала. Разность времени прихода сигнала от двух границ отображается в разности мгновенных фаз. Частота переслаивания и характер напластования разреза харак-ются числом сбросов мгновенных фаз и их крутизной наклона.

Частота отражений тем выше, чем быстрее нарас­тает мгновенная фаза в ед. времени. Под видимой частотой понимают величину обратную видимому периоду записи. Видимая частота остается посто­янной в пределах сигнала. Преимущество мгно­венной частоты состоит в возможности непрерыв­ного изменения частотного состава сигналов как по времени, так и вдоль напластования – это позво­ляет проследить изменение литологии и нефтена­сыщения в продуктивных пластах.

Коэф-т когерентности отражений - количественно характеризует гладкость отражающих границ и характер изменения толщины пластов по латерали. От гладких, выдержанных границ наиболее высо­кие коэф-ты, наименьшие - от массивных тел. Коэф-т когерентности реагирует на локальные изменения толщины слоев, зоны выклинивания, линзовидные включения, границы клиноформ.

Признаки выделения нефтяных залежей:

1.От водонефтяного контакта наблюдается допол­нительное отражение, которое отчетливо видно на синтетическом временном разрезе и на разрезах амплитуд и мгновенных фаз. 2. Для отражений наблюдается понижение крутизны фаз. 3. На разрезах врез определяется по линзообразному отражению, а край залежи по клинообразному виду мгновенных фаз.