AVO-анализ в сейсморазведке

Само решение задачи упругой инверсии может быть основано на нелинейных и линеаризированных уравнениях Цёппритца, причем второй вариант применяется чаще, т.к. он дает возможность использовать простую математику и получить более устойчивые результаты.

Под термином инверсия в зарубежной литературе понимается извлечение информации о любых физических свойствах среды из данных измерений геофизических полей. В этом смысле любой анализ данных AVO можно назвать AVO инверсией.

В этом разделе, опуская непосредственно сложные математические аспекты упругой инверсии, связанные с проблемами минимизации функционалов, мы приведем пример инверсии, основанной на линейном уравнении, введем новое понятие - упругий импеданс, а также рассмотрим, какие параметры среды могут быть получены в результате упругой инверсии.

6.1 Оценка параметров двухслойной среды на основе линеаризированных зависимостей коэффициента отражения от угла падения

Из уравнения Аки-Ричардса (3) следует важный вывод, что получить абсолютные значения VP, VS и с без привлечения дополнительной априорной информации невозможно. Это же касается и нелинейных решений - непосредственно уравнений Цёппритца, системные данные которых записываются также в относительных параметрах: VP2/VP1, VS2/VS1, с2/с1, VP1/VS1.

Рассматриваемая оценка может быть получена на основе уравнения (4), которое перепишем следующим образом:

a(u)=A+Bu+C

где a(u) - зависимость амплитуды отраженной волны от u=sin2i, и

A = Ѕ (?VP/VP + ?с/с) k

B = [Ѕ?VP/VP - 4(VS/VP)2 (Ѕ?с/с + ?VS/VS)] k (29)

C = Ѕ (?VP/VP) k .

Здесь k - коэффициент калибровки, зависящий от интенсивности падающей волны, при k=1 значения a(u) являются коэффициентами отражения.

Задача определения неизвестных коэффициентов A, B и C решается методом наименьших квадратов (МНК) в линейном варианте. Для этого минимизируется следующий функционал:

(30)

где n- число элементов массива a(u). Для решения этого уравнения приравняем к нулю производные функционала е по переменным A, B и C. Полученная система решается методом Гаусса и находятся коэффициенты A, B и C.

Положим, что нам априорно известна величина C, тогда

коэффициент к=CVP/?VP. Используя выражение для A из (29), можно определить отношение ?с/с:

откуда имеем для с2:

(31)

Далее находим отношение B/A:

B/A = 1-[4(C/A - 1)/(VP2 + VP1)2 + 8/(V2P2 - V2P1)] V2S2 -

-B(C/A-1)VS1/(VP2 + VP1)2 VS2 -

- 4(C/A - 1) V2S1/(VP2 + VP1)2 + 8V2S1/(V2P2 - V2P1) ,

которое представляет квадратное уравнение относительно VS2=x:

Еx2 + Fx + G = 0

Решая это уравнение, получаем:

(32)

где VS2 - положительный корень. Таким образом, выражения (31) и (32) дают решение поставленной задачи, а значения ?VP/VP, с1 и VS1 необходимо знать априорно.

Для модели с большим, чем одна, количеством отражающих границ, решение задачи сохраняется с тем отличием, что в значения a(u) необходимо внести поправки, связанные с геометрическим расхождением и коэффициентами прохождения, определяемыми на основании решения прямой задачи с использованием известных значений параметров вышележащей толщи.

6.2 Флюид-фактор

Приведем еще один имеющий практическое применение подход к

AVO инверсии, предложенный Смитом и Гидлоу. В его основу также положено уравнение (3), которое трансформировано к виду:

(33)

Используя уравнение Гарднера (21) для замены ?с/с, получим выражение

 , (34)

которое можно представить для каждого момента времени (выборки) на сейсмограмме, как

,

Где

и

Здесь j = 1…n номера трасс в сейсмограмме ОСТ с введенной кинематикой на определенном моменте времени (временной выборке), а K и L - функции задаваемого априорно соотношения VS/VP, полученные по данным полноволнового каротажа или, например, из выражения для «аргиллито-глинистой линии», если известна функция скорости Р-волн. Следует отметить, что предварительно определяется локальный угол падения ij для каждой временной выборки трассы сейсмограммы путем лучевого трассирования горизонтально слоистой модели, как это сделано в работе [44] или необходимо преобразовать сейсмограмму AVO в AVA.

Целью является определение относительных скоростей ?VP/VP и ?VS/VS для каждой выборки сейсмограммы. Эта задача решается МНК путем минимизации функционала между модельной кривой по формуле (34) и реальными амплитудами aj сейсмограммы:

(35)

Взяв частные производные дз/д(?VP/VP) и дз/д(?VS/VS) и приравняв их к нулю, получим систему из двух уравнений, решением которой являются выражения:

Эти равенства дают значения весов, умножая на которые амплитуды реальных сейсмических трасс и, суммируя эти трассы в пределах каждой сейсмограммы, получают разрезы параметров ?VP/VP и ?VS/VS, которые аналогичны обычным временным разрезам и допускают непосредственную геологическую интерпретацию через связь с коэффициентами Пуассона. При этом используется уже известное нам понятие Пуассоновской отражающей способности PR = ?VP/VP - ?VS/VS. Таким образом, разрез PR получают простым вычитанием из разреза ?VP/VP разреза ?VS/VS .

Если знать зависимость между скоростями VP и VS, определяемую, например, «аргиллито-глинистой линией» Кастаньи VP = qVS, где q - её наклон, то можно получить разрез параметра ?F, называемого флюид-фактором:

, (36)

который, подчеркивая отклонения от этой линии, соответствующей водонасыщенным породам, будет отображать УВ-насыщенность тех или иных интервалов разреза. Величину ?F с учетом формулы (25) можно представить в адаптированном виде, как

?F = RP - gRS , (37)

где g = qVS/VP - коэффициент, минимизирующий локальные свойства пород. Тогда адаптированный флюид-фактор ?F будет связан с параметрами А и В уравнения Шуэ (8) следующим образом уравнения Шуэ (8) следующим образом:

Например, если принять g = 0,63, как это показано Смитом и Сэзерлендом на основании анализа большого количества определений RP/RS для отражений от поверхности сланец - водонасыщенный песчаник, и VP/VS = 2, то

?F =1,222А + 0,63В . (38)

Это подтверждает, что ?F является индикатором типа бА+вВ, а также то, что он эквивалентен согласно формуле (14) Пуассоновской отражающей способности PR. Следовательно, флюид-фактор пригоден для прогнозирования газовых песков любого класса. На практике, вместо петрофизических зависимостей типа «аргиллито-глинистой линии», часто пользуются локальными функциями g(t), которые зависят как от времени, так и от координат анализа.

6.3 Угловые разрезы и упругий импеданс

В разделе 4 мы уже ввели понятие углового разреза (накапливания). Идеальный угловой разрез представляет набор трасс, полученных в выбранном узком диапазоне углов падения на границы в пределах большого временного окна и при большом отношении сигнал-помеха. Угловые разрезы для разных узких диапазонов углов падения могут сильно отличаться друг от друга. Анализ угловых разрезов - это удобный способ определения тех углов падения, при которых коэффициент отражения для УВ насыщенного песка больше отличается от коэффициента отражения для водонасыщенного песка. Это можно легко понять из рассмотрения одной из аппроксимаций отражающей способности в виде формулы (13), из которой следует, что для малых углов (ближние удаления) отражающая способность обусловлена контрастом акустических импедансов, а для больших углов (большие удаления) - контрастом коэффициентов Пуассона. Так, например, для песков класса 2 акустический импеданс имеет малый контраст между газо- и водонасыщенными песками, однако коэффициент Пуассона в газовых песках значительно ниже, чем в водонасыщенных песках и сланцах. Следовательно, газовые пески должны лучше выделяться на угловых разрезах для большого угла падения.

Построение угловых разрезов можно осуществить двумя способами. Первый способ основан на уже рассмотренных графиках зависимости амплитуд от sin2i (см. раздел 5.1) для каждой выборки временного среза сейсмограммы AVA. По этим графикам можно получить не только амплитуды пропорциональные пересечению А и градиенту В, но и амплитуды для любых заданных значений sin2i, а следовательно, i, и, таким образом, построить угловые разрезы для любого угла падения. Для узкого диапазона углов (удалений) это, фактически, означает, что суммарная амплитуда RУ на разрезе будет:

RУ = А + Вsin2iэф , (39)

где, iэф - эффективный угол падения, M -ограниченное число удалений.

Хендриксон показал, что все технологии, основанные на использовании параметров AVO (14) и флюид-фактора могут быть представлены как угловые накапливания, соответствующие различным углам падения. Например, для частного случая, определяемого формулой флюид-фактора (38), наклон линии 1,222А + 0,63В эквивалентен наклону А + 0,516В, что при сопоставлении с (39) приводит к угловому накапливанию для iэф = 46°. Этот пример показывает, что иногда целесообразно использовать амплитуды за пределами углов, для которых получена реальная сейсмограмма AVA, вплоть до угла i = 90° (так называемые трассы коэффициентов Пуассона). Однако, результаты накапливаний для больших углов, находящихся вне диапазона реально зарегистрированных удалений, из-за экстраполяции могут быть неустойчивыми, что объясняет трудности оценки коэффициента Пуассона по Р- волнам.

Другим способом получения угловых разрезов является расчет и применение функций внешнего и внутреннего мьютинга, задавая эти функции так, чтобы необнуленными оставались области сейсмограмм, соответствующие узким диапазонам углов падения, и последующее накапливание трасс этих сейсмограмм. Преимущества этого способа связаны с возможностью использования стандартного матобеспечения, а недостатки- с невозможностью получения накапливаний за пределами реальных удалений.

Упругий импеданс является, фактически, обобщением понятия акустического импеданса для случая косого падения волны на границу. Действительно, хотя величина акустического импеданса непосредственно не зависит от угла падения, применение этого понятия для точного определения отражающей способности ограничено только случаем нулевого угла падения. Одно из наиболее известных выражений для упругого импеданса EI(i) выводится на основании уравнения Шуэ (4) и формулы (2), которая точна для малых и умеренных изменений импеданса, и записывается в виде:

 (41)

где r- осредненное значение VS/VP для контактирующих слоев, а каждый из сомножителей зависит от угла падения i. Нетрудно заметить, что при i =0° упругий импеданс равен акустическому. Недостатком формулы (41) является то, что результат имеет размерность, зависимую от угла падения, и не совпадающую с размерностью акустического импеданса. Альтернативное выражение для упругого импеданса, которое не обладает указанным недостатком и получено непосредственно из уравнений Цёппритца, имеет вид:

Ф.

Здесь p=sini/VP=sin?/VS - лучевой параметр, а некоторый масштабный множитель с0 задают постоянным для площади работ. Функция Ф, точная формула которой не раскрывается (патент), является безразмерной и приводится к единице при VS=0, что делает размерность упругого импеданса одинаковой с акустическим.

Упругий импеданс является основой инверсии и калибровки сейсмических данных для ненулевых удалений, как акустический импеданс для нулевых удалений. Синтетические кривые упругого импеданса можно получить для любого угла падения по данным полноволнового каротажа и зная плотности слоев. Эти данные служат как для ограничения результатов инверсии угловых разрезов разумными величинами исходных параметров, так и для привязки результатов сейсмической инверсии к скважинам данным. Важнейшим преимуществом способов получения упругого импеданса из угловых разрезов по сравнению с инверсией через параметры AVO является то, что в процессе инверсии можно учитывать изменение формы импульса с удалением, что характерно для всех реальных сейсмических данных. Практическая польза этого параметра еще и в том, что он может представлять связующий и интегрирующий инструмент со специалистами не геофизиками - геологами и разработчиками. Его можно легко использовать в петрофизических системах для исследования свойств пород, аналогично каротажным данным или образцам.

6.4 Параметры Ламэ как результат упругой инверсии

Критическим для AVO анализа является вопрос, какие из параметров наиболее чувствительны к изменениям типа флюида. Применяемые в AVO анализе параметры можно разделить на три группы:

1. Параметры AVO - пересечение А, градиент В и С, называемый иногда кривизной, коэффициенты отражения для нормального падения RP и RS, Пуассоновская отражающая способность PR, флюид-фактор ?F;

2. Петрофизические параметры - VP, VS , VP/VS , коэффициент Пуассона у, плотность с, а также импедансы IP и IS;

3. Фундаментальные упругие параметры - коэффициент всестороннего сжатия к и константы Ламэ - л и µ (модуль сдвига).

До сих пор мы излагали AVO анализ в терминах первых двух групп параметров. Уравнение (4) определяет соотношения между этими группами параметров. Однако, чувствительность всех этих параметров к изменению типа флюида в пористых породах не является оптимальной. Это объясняется тем, что указанные параметры, в свою очередь, являются смешанными (комплексными), что может привести к взаимной компенсации чувствительности из-за входящих в них основополагающих параметров, таких, как модуль всестороннего сжатия к, константы Ламэ и плотность.

Например, смешанная природа VP и к определяется через константы Ламэ л и µ известными выражениями:

VP2 = (л + 2µ)/с и к = л + (2/3)µ .

Это означает, что величины VP и к связаны не только с содержанием флюидов, но и с литологией, т.к. значение µ обусловлено только жесткостью скелета. Наиболее же интересным для определения флюидов является модуль л, который в отличие от к описывает только гидростатическое отношение растяжения-сжатия и процесс распространения акустической волны во флюидах. «Несжимаемость» л непосредственно не измеряется, подобно модулю сдвига µ, но её определение можно рассматривать, как лишение скелета пород чувствительности к сдвигу для выделения наиболее чувствительного индикатора поровых флюидов л.

Если использовать соотношения между константами Ламэ/плотностями и скоростями или импедансами:

IP2= (VP с)2 = 2(л + µ)/с и IS2= (VS с)2 = µс ,

то это позволяет извлекать независимые друг от друга параметры Ламэ, как из полноволнового каротажа, имея данные о плотностях,

л = VP2 с - 2VS2 с ; µ = VS2 с , (42)

так и из сейсмических данных в виде лс и µс, не имея данных о плотностях:

лс = IP2 - 2 IS2 ; µс = IS2 . (43)

Таблица 3 показывает чувствительность различных упругих параметров пород при петрофизическом анализе. В таблице даны примеры четырех реальных моделей контактирующих сред, представленных сланцами и газовыми песчаниками, в порядке увеличения значений скоростей. Чувствительность параметров к обнаружению газовых песков определяется данными об относительных процентных изменениях параметров на контакте сред. Из таблицы видно, что стабильно лучшей способностью к обнаружению УВ (>100%) обладают фундаментальные упругие параметры или их сочетания - л, лс, л/µ. На практике используют и другие сочетания этих параметров. К тому же следует добавить, что фундаментальные упругие параметры более понятны специалистам смежных с геологией и геофизикой отраслей, геоученым и инженерам-разработчикам газонефтяных месторождений и это облегчает междисциплинарные связи.

Константы Ламэ и связанные с ними величины возможно извлечь, как из параметров второй группы, так и первой группы. Получить константы Ламэ и связанные с ними величины из параметров AVO второй группы можно, применив данное в работе Фатти уравнение

, (44)

которое получено из уравнения Аки и Ричардса (3). Если положить VP/VS?2, то при небольших углах i можно пренебречь последним членом (при с) этого уравнения и определить импедансы IP и IS, а затем, используя (43), получить лс и µс.

Камбуа привел выражения для получения относительных изменений величин лс и µс из параметров первой группы А и В:

?лс/лс = 8RP - 4RS = 6A + 2B

?µс/µс = 4RS = 2A - 2B .

Рис. 23. Графики зависимостей IP, IS (а) и лс, µс (б), показывающие преимущество последней зависимости при выделении газового песка, сланцев и карбонатных фаций

Величины к, л и µ связаны с упругим импедансом и могут быть получены из угловых разрезов.

Результаты определений лс и µс по синтетическим и реальным данным приводят к выявлению слабых изменений свойств пород и улучшают прогнозирование УВ по сравнению с анализом, основанным на непосредственном изучении второй группы параметров. Это иллюстрируется примером (рис. 23, а,б), где сравниваются соответственно IP, IS и лс, µс зависимости. Точки IP, IS на рис. 23,а, группирующиеся вблизи «глинисто-аргиллитовой линии» сланца, имеют наименьшие значения по обеим осям. Наоборот, на рис. 23,б наименьшими значениями по оси лс и большими по сравнению со сланцами по оси µс характеризуются чистые газовые пески, что позволяет их легко отделить не только от сланцев, но и от глинистых газовых песков. Другими словами, на IP, IS зависимости точки для всех типов пород сдвинуты в верхнюю правую часть квадранта от наименьших значений для сланца, тогда как на лс, µс зависимости точки для аномальных газовых песков находятся в верхнем левом квадранте от наименьших значений µс для сланцев, в то время как другие точки для более компетентных не пористых пород (алевролитов, сцементированных песков) находятся в противоположном верхнем правом квадранте, относительно сланцев. Причина увеличения степени дискриминации на рис. 23,б по сравнению с рис. 23,а состоит в том, что лс и µс независимы, что касается параметров Ламэ, в отличие от зависимых между собой IP и IS.

7. Сложности и перспективы AVO-анализа

Вся вышеизложенная концепция AVO справедлива только для простейшей модели среды - одиночной, близкой к горизонтальной отражающей границе и однородной (среднескоростной) или горизонтально-слоистой покрывающей границу среды. В этом случае основой для AVO анализа могут служить сейсмограммы ОСТ. Даже в этом простейшем случае мы сталкиваемся со многими осложняющими факторами, которые необходимо учитывать. Это:

* направленность источников и приемников, а также групп

источников и приемников;

* отражение не от одиночных границ, а от пачек тонких слоев, что приводит к гиперболическому схождению отражений с удалением, их интерференции и, как следствие, к изменению формы и амплитуды отраженного импульса;

* необходимость корректности обрабатывающих процедур, обеспечивающих точность учета расхождения, потерь за прохождение и поглощение волн, коррекции кинематики, а также высокую помехоустойчивость к регулярным (прежде всего, кратным) и нерегулярным помехам, несмотря на отсутствие процедуры накапливания.

Стабильность сейсмического импульса и помехоустойчивость сейсмограмм должны обеспечиваться такими процедурами, как скоростной и когерентной фильтрациями, поверхностно-согласованной деконволюцией и амплитудной коррекцией (компенсацией горизонтальной изменчивости частотно-зависимого поглощения в верхней части разреза), тщательной коррекцией статики, детальным скоростным анализом.

Процесс распространения волн приводит к уменьшению амплитуд с увеличением удаления. Игнорирование влияния покрывающей толщи, особенно если эта толща неоднородна, например, имеется «жесткое» дно моря или поверхность соли, может даже привести к исчезновению реальных AVO аномалий или возникновению ложных. В этих случаях, если параметры покрывающей среды известны, применяются такие подходы, как, например, замещение слоев. Другой способ - коррекция амплитуд статистическими способами, когда полное знание модели среды невозможно. Если целевая отражающая граница заранее известна, то влияние покрывающей толщи можно исключить путем нормировки целевых амплитуд, относительно амплитуд контрольных осей синфазности, находящихся выше целевой, в толще, где залежей УВ заведомо нет. При отсутствии сильных скоростных контрастов влияние покрывающей толщи иногда можно вообще не учитывать.

Важным моментом для идентификации и калибровки AVO аномалий является построение сейсмических моделей на основе известных по скважинам параметров залежи и вмещающих её слоев. Результаты моделирования в сопоставлении с реальными данными также дают возможность оценки влияния таких факторов, как потери на прохождение, тонкослоистость разреза и др.

На отмеченные выше осложняющие факторы, даже если они учтены, накладывается еще одна главная особенность - неадекватность рассмотренных выше для AVO анализа простых моделей реальной среде с ее структурными сложностями: являющимися объектами анализа наклонными и криволинейными границами и покрывающей эти границы сложно построенной средой. Ясно, что в случае таких сред обычные сейсмограммы ОСТ не могут быть использованы для целей AVO. Это должны быть сейсмограммы AVA, которые характеризуют общую точку отражения на интересующей границе, а все амплитуды должны изучаться относительно нормали к границе в этой точке, а не относительно вертикали.

Для этой цели можно применять сейсмограммы после их миграции во временной области. Однако более перспективным является получение сейсмограмм общей точки отражения (или точнее сейсмограмм общей точки глубинного изображения). Это достигается применением процедуры, называемой глубинной миграцией до суммирования (ГМДС), основанной на использовании предварительно построенной глубинно-скоростной модели среды, которая затем уточняется в процессе вычисления глубинного изображения. ГМДС позволяет получать оптимальные глубинные изображения, в том числе и сейсмограммы, в условиях сильного горизонтального изменения скоростей, что характерно для всех сложно построенных районов. При этом значения удалений преобразуются в величины углов падения. Особенно эффективным для целей AVO является вариант ГМДС с сохранением амплитуд, когда восстановление амплитуд выполняется в процедуре самой миграции. Это дает возможность более точно скорректировать амплитуды мигрированных сейсмограмм за горизонтальные различия динамических эффектов - геометрическое расхождение и потери на прохождение, а также за эффекты регистрации - по сравнению с коррекцией амплитуд в процессе предобработки, которая делается в предположении упрощенной (чаще, горизонтально-слоистой) модели среды. Мигрированные сейсмограммы во избежание искажений на участках сильного горизонтального изменения скоростей обычно переводят обратно из глубинной во временную область, используя ту же самую уточненную глубинно-скоростную модель. Эти совокупности трасс и применяются для AVO анализа. Влияние ГМДС с сохранением амплитуд на поведение амплитуд в зависимости от удаления (угла) можно непосредственно наблюдать при сравнении одной и той же сейсмограммы до и после такой миграции (рис.35).

Рис. 35. Сравнение амплитуд на одной и той же сейсмограмме до (а) и после ГМДС с сохранением амплитуд (б) [3]. Выполнение миграции позволяет четко выявить в целевом интервале 2500…2600 мс аномальный AVO градиент от наклонного отражения вблизи продуктивной скважины, который не наблюдается на сейсмограмме до миграции.

Указанная выше проблема сочетания миграции в 3D варианте и AVO получила за рубежом название миграции-инверсии, при этом основные перспективы связываются именно с этим направлением и подчеркивается, что роль миграции постепенно меняется - от ключевой процедуры сейсмической обработки к этапу предобработки, роль которого - обеспечение точности амплитудного анализа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

С помощью данной курсовой работы, мы получили обобщенные начальные знания об использовании анализа изменений сейсмических амплитуд для обнаружения УВ.

AVO анализ широко применяется в мировой практике в процессе обнаружения, разведки и разработки, в основном, газовых месторождений, а иногда, и нефтяных. Благоприятными условиями для применения этой методики являются разрезы, сложенные относительно молодыми, слабо консолидированными терригенными породами мезозойского и кайнозойского возраста. В нашей стране исследования AVO используются еще мало. Одной из причин этого, является то, что на территории России много газо-нефтеносных регионов (Русская платформа, Центральная и Восточная Сибирь), сложенных древними палеозойскими терригенными и карбонатными породами, где исследования AVO пока недостаточно эффективны.

На основании наблюдающихся в последние десятилетия достижений в исследовании сейсмических амплитуд для определения УВ, можно сделать предположения, что дальнейшие успехи этого направления будут связаны:

- с усовершенствованием методик разделения разных типов

флюидов, особенно в условиях недостаточно высокого соотношения сигнал-помеха, увеличением количества независимых друг от друга AVO атрибутов (сейчас различные методики использования AVO параметров Шуэ - разрезы параметров и их комбинаций, AVO зависимости, флюид-фактор - являются сильно зависимыми между собой, и каждая из них дает недостаточно дополнительной информации); в этом отношении существенный прирост информации может обеспечить широкий переход к инверсии фундаментальных упругих параметров, имеющих большую чувствительность к типам флюидов, а также комплексное использование волн разных типов,

- с улучшением качества предобработки сейсмической информации для повышения соотношения сигнал-помеха, включая усовершенствование способов исключения влияния на амплитуды промежуточной сложно построенной толщи и учета наклона и кривизны отражающих границ путем глубинной миграции до суммирования,

- с развитием методик изучения и учета анизотропии среды, основанных на реализации пространственных систем сейсмических наблюдений и многокомпонентной регистрации при ВСП.

ГЛОССАРИЙ

AVO (Amplitude Variation with Offset) - анализ изменений амплитуд, зарегистрированных на различных расстояниях от источника.

AVO градиент (AVO gradient) - наклон линейного графика на зависимости амплитуды отражения от квадрата синуса угла падения.

AVO пересечение (AVO intercept) - значение амплитуды отражения для нулевого угла падения на границу, получаемое путем линейной экстраполяции амплитуд для ненулевых удалений на основании двухчленного уравнения Шуэ.

Классификация газовых песков - качественное разделение газовых песков на четыре класса в соответствии с поведением коэффициента отражения от угла падения волны на границу глинистый сланец/газовый песок.

Построение AVO зависимости (AVO crossplotting) - построение зависимости между параметрами AVO - пересечением и градиентом. Такой график позволяет прогнозировать газовые пески и уточнять их классификацию.

Угловой разрез (angle stack) - сейсмический разрез ОСТ, сформированный для узкого диапазона углов падения волны на сейсмические границы. Для получения фрагментов накапливаемых трасс выполняется лучевое трассирование заранее выбранной скоростной модели среды.

Удаление(offset) -расстояние между источником и приемником.

Упругий импеданс (elastic impedance) - обобщение понятия импеданса на случай ненулевого угла падения на границу. Кривые упругого импеданса могут быть получены по данным каротажа (при наличии скоростей продольных и поперечных волн) для калибровки и привязки результатов сейсмической инверсии ненулевых сейсмических данных к скважинным данным.

Флюид-фактор (fluid-factor) - один из информативных параметров AVO, позволяющий оценить УВ насыщенность путем определения отклонений величины VP/VS от фоновых значений, характерных для водонасыщенных пород.

Список литературы

1. Авербух А.Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. - М., Недра, 1982, с.232.

2. Сейсмическая разведка методом поперечных и обменных волн. - Н.Н.

Пузырев, А.В. Тригубов, Л.Ю. Бродов и др. - М., Недра, 1985, с. 277.

3. Уотерс К. Отражательная сейсмология. - М., Мир, 1981, с. 452.

4. Ю.Н. Воскресенский. Изучение изменений амплитуд сейсмических отражений для поиска и разведки залежей углеводородов. - М.: РГУ нефти и газа, 2001, 68 с.

5. http://helion-ltd.ru/using-avo/

Размещено на Allbest.ru