RU2161809C2 - Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи - Google Patents
Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2161809C2 RU2161809C2 RU98121915A RU98121915A RU2161809C2 RU 2161809 C2 RU2161809 C2 RU 2161809C2 RU 98121915 A RU98121915 A RU 98121915A RU 98121915 A RU98121915 A RU 98121915A RU 2161809 C2 RU2161809 C2 RU 2161809C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- information signal
- vibrations
- earth
- generation
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 34
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 34
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 61
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 26
- 230000008034 disappearance Effects 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 20
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 15
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: при поисках залежей углеводородов на суше и на шельфе, при добыче углеводородов. Сущность: в качестве информационного сигнала используют характеристику микросейсмического шума Земли. Проводят дополнительное генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором. Технический результат: уменьшение количества ошибочно пробуренных скважин за счет повышения точности определения залежи. 5 с.и 8 з.п.ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть применено при поиске залежей углеводородов на суше и на шельфе, добыче углеводородов, а также хранении природного газа в естественных подземных хранилищах.
В настоящее время практически все работы, связанные с поиском нефтегазовых месторождений, так или иначе связаны с сейсмической разведкой. Традиционно сейсмическая разведка представляет собой регистрацию распространения в земной коре генерируемых сейсмических колебаний с последующей математической обработкой полученных данных. Известные в настоящее время приемы сейсморазведки обычно используют регистрацию прохождения сейсмических колебаний частотой более 10,0 Гц. За время использования в сейсмической разведке подобных частот достаточно широко разработано аппаратурное оформление для генерирования и регистрации подобных колебаний, а также математический аппарат для обработки данных. Для генерирования подобных колебаний преимущественно используют либо вибраторы, либо взрывы. Для проведения взрывных работ необходимо проводить бурение шпуров для закладывания взрывчатых веществ. Подобная техника резко отрицательно влияет на состояние экологии в зоне поиска. Кроме того, коэффициент успешности предсказания с использованием известных методов и приемов сейсмической разведки не превышает величины 0,5. Следовательно, по меньшей мере, каждая вторая скважина, пробуренная по заключениям традиционной сейсмической разведки нефтегазовых месторождений, оказывается ошибочно заложенной. Кроме средств, потраченных напрасно на бурение скважины, при этом наносится непоправимый и необоснованный ущерб окружающей среде.
Известен способ сейсморазведки (SU, авторское свидетельство 949574), включающий формирование в зонах поиска сейсмических колебаний, регистрацию информационного сигнала с последующей математической обработкой зарегистрированного сигнала, причем сигнал регистрируют с использованием не менее двух трехкомпонентных приемников сейсмических колебаний, размещаемых на некотором расстоянии друг от друга. Недостатком известного способа следует признать его невысокую точность.
Известен также способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений (RU, патент 2045079), включающий возбуждение сейсмических колебаний сейсмовибратором, регистрацию трехкомпонентными приемниками сейсмического сигнала и его математическую обработку, причем сейсмические колебания возбуждают в диапазоне частот от 1 до 20 Гц в течение не менее 3 мин, регистрацию сейсмических колебаний проводят в течение не менее 20 мин до возбуждения сейсмических колебаний и не более чем через 5 мин после окончания возбуждения сейсмических колебаний, в качестве сейсмического сигнала было предложено регистрировать сейсмический фон, а о наличии нефтегазового месторождения судили по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью до возбуждения. Недостатком известного способа следует признать невысокую точность.
Техническая задача, решаемая посредством настоящего изобретения, состоит в повышении точности определения залежи.
Технический результат, получаемый в результате реализации способа, состоит в уменьшении количества ошибочно пробуренных скважин, а также обеспечение возможности контроля эксплуатации промысловых скважин при добыче нефти и газа.
Для достижения указанного технического результата в известных решениях предложено использовать диапазон частот от 2 до 5 Гц, поскольку именно он, как следует из экспериментальных данных, позволяет повысить точность определения.
Для обеспечения поиска залежи углеводородов на суше предложено согласно так называемому "пассивному" варианту следующее. Располагают над предполагаемой залежью по меньшей мере один приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот по меньшей мере на одной компоненте, и регистрируют одновременно всеми используемыми приемниками в качестве информационного сигнала спектральную характеристику микросейсмического шума Земли на частотах от 2 до 5 Гц по всем измеряемым компонентам. Предпочтительно повторяют регистрацию информационного сигнала в других точках над местом предполагаемой залежи. О наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала на измеренных частотах относительно информационного сигнала для участка, заведомо не содержащего залежи. При реализации способа предпочтительно проводить запись информационного сигнала в течение не более 60 мин. При использовании по меньшей мере двух приемников сейсмических колебаний их располагают на расстоянии не более 500 м друг от друга. Тип приемников сейсмических колебаний, а также их количество, при условии их способности регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот на достижение указанной цели влияния не оказывают.
Согласно второму, "активному", варианту реализации изобретения при поиске залежи углеводородов на суше предложено следующее. Генерируют посредством вибратора сейсмические колебания, записывают информационный сигнал с использованием по меньшей мере одного приемника сейсмических колебаний, способного регистрировать колебания инфразвукового диапазона частот, а также регистрировать одновременно по меньшей мере одну из компонент, с последующей математической обработкой полученных данных, причем в качестве информационного сигнала используют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, регистрируемую как до, так и во время генерирования сейсмических колебаний, а о наличии углеводородной залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц по меньшей мере на одной из компонент при записи информационного сигнала во время генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, записанным до генерирования колебаний.
При реализации изобретения возможна дополнительная регистрация информационного сигнала и после генерирования колебаний. Время регистрации информационного сигнала предпочтительно составляет не более 20 мин до генерирования сейсмических колебаний, длительность возбуждения сейсмических колебаний вибратором предпочтительно составляет не менее 3 мин, а заканчивать регистрацию информационного сигнала желательно не позже чем через 5 мин после окончания возбуждения сейсмических колебаний вибратором. При использовании по меньшей мере двух приемников сейсмических колебаний их желательно располагать на расстоянии не более 500 м друг от друга. При этом предпочтительно располагать приемники на расстоянии не более 500 м от вибратора.
При поиске залежи углеводородов на шельфе, согласно "пассивному" варианту, предложено разместить на дне акватории приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот, а также регистрировать одновременно одну и более компонент, регистрировать информационный сигнал, в качестве которого используют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, причем измерение информационного сигнала проводят одновременно по всем измеряемым компонентам на частотах от 2 до 5 Гц, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц по отношению к информационному сигналу для участка шельфа, заведомо не содержащем залежи.
Предпочтительно в этом случае измерять информационный сигнал не менее 40 мин. В случае использования по меньшей мере двух приемников сейсмических колебаний их желательно располагать на расстоянии не более 500 м друг от друга.
При поиске залежи углеводородов на шельфе, согласно "активному" варианту, предложено размещать по меньшей мере один приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать по меньшей мере одну компоненту и способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот на дне акватории. Проводят регистрацию информационного сигнала, в качестве которого используют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, с применением не менее одного приемника сейсмических колебаний, по всем измеряемым компонентам одновременно, затем в водной среде генерируют акустические колебания, продолжая запись информационного сигнала по всем измеряемым компонентам и заканчивая ее после прекращения генерирования колебаний. О наличии углеводородной залежи судят по появлению спектральной аномалии на частотах от 2 до 5 Гц информационного сигнала, зарегистрированного во время генерирования колебаний и, возможно, после его прекращения по сравнению со спектральной характеристикой информационного сигнала, полученной до генерирования колебаний. При осуществлении картирования залежи вышеприведенный цикл работ проводят и в других точках намеченного профиля. Колебания предпочтительно генерируют в течение не менее 5 мин. Преимущественно, регистрацию информационного сигнала начинают не менее чем за 10 мин до начала генерирования колебаний и заканчивают не ранее чем через 5 мин после прекращения генерирования колебаний. Предпочтительно, в случае использования по меньшей мере двух приемников, располагать их ориентировочно на расстоянии не более 500 м друг от друга на дне, а пункт регистрации - практически посредине между ними на поверхности воды. Приведенные режимы и параметры реализации процесса определяются конкретными условиями района поиска, а также используемым оборудованием.
При контроле эксплуатации залежи углеводородов над месторождением выбирают точки контроля, размещают в указанных точках регистрирующие приемники сейсмических колебаний, способные измерять в инфразвуковом диапазоне частот не менее чем по одной компоненте, и периодически регистрируют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли на частотах от 2 до 5 Гц, причем о прохождении углеводородводного контакта под контрольной точкой на поверхности месторождения судят по исчезновению спектральной аномалии микросейсмического шума Земли на частотах 2 - 5 Гц, появляющейся по сравнению со спектральной характеристикой микросейсмического шума Земли для участка, под которым заведомо отсутствует углеводород. Преимущественно запись спектральной характеристики микросейсмического шума Земли проводят 40-60 мин. Приемники сейсмических колебаний предпочтительно располагают вблизи эксплуатационных скважин. Возможно дополнительное генерирование сейсмических колебаний не менее 3 мин. В этом случае запись спектральной характеристики микросейсмического шума Земли проводят до, во время и после генерирования колебаний, а о прохождении контакта под контрольной точкой на поверхности месторождения судят по результатам сравнения спектральных характеристик, записанных до генерирования и после (или во время) генерирования.
При контроле степени заполнения подземного хранилища природного газа, на поверхности земли над газохранилищем выбирают точки контроля, ориентировочно определяющие различные степени заполнения газохранилища. Размещают в выбранных точках по меньшей мере один приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот по меньшей мере по одной компоненте. В ходе извлечения газа из газохранилища периодически измеряют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли в точках контроля и по отсутствию спектральной аномалии микросейсмического шума Земли на частотах 2 - 5 Гц относительно участка, заведомо расположенного вне газохранилища определяют отсутствие природного газа в газохранилище под точкой контроля. Регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли предпочтительно проводят 40 - 60 мин. Возможно дополнительно проводить генерирование сейсмических колебаний в инфразвуковом диапазоне. В этом случае регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли проводят до и во время регистрации. Желательно при полном извлечении газа из газохранилища установить точку контроля, соответствующую полному извлечению газа. Кроме того, при полном заполнении газохранилища желательно установить точку, соответствующую полному заполнению газохранилища.
Для реализации предложенных способов предложено применять приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне и содержащий не менее одного датчика сейсмических колебаний, расположенного на жестком основании, причем использованы датчики сейсмических колебаний, способные регистрировать инфразвуковые колебания, оси чувствительности датчиков расположены под фиксированными углами относительно плоского жесткого основания и относительно друг друга, при этом каждый датчик подключен к блоку регистрации, а основание с датчиками размещено в жестком герметичном корпусе.
Предпочтительно, чтобы блок регистрации содержал последовательно включенные предварительный усилитель сигнала, формирователь амплитудно-частотной характеристики и оконечный усилитель.
Могут быть использованы любые датчики линейных и угловых колебаний, способные регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот.
Спектральная аномалия в дальнейшем будет означать увеличение в несколько раз величины амплитуды спектральной характеристики микросейсмического шума Земли на частотах 2 - 5 Гц над залежью углеводородов по сравнению с величиной амплитуды микросейсмического шума, измеренной над местом, где заведомо отсутствует залежь.
В дальнейшем изобретение будет иллюстрировано следующими примерами.
При поиске залежи углеводородов на суше по условно называемому "пассивному" варианту над местом предполагаемой залежи располагают приемники сейсмических колебаний, способные регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот хотя бы по одной компоненте. Предпочтительно использовать приемники, конструкция которых приведена выше. Расстояние между приемниками сейсмических колебаний, в случае использования одновременно по меньшей мере двух приемников, составляет 450 - 500 м. В течение 20 мин производят запись спектральной характеристики микросейсмического шума Земли. Вид спектральной характеристики микросейсмического шума Земли для участка, заведомо не содержащего углеводородную залежь, приведен на фиг. 1. После записи спектральной характеристики микросейсмического шума Земли приемники переносят в новые точки измерения, соблюдая те же условия размещения приемников, и повторяют процесс записи спектральной характеристики микросейсмического шума Земли. На фиг. 2 приведен вид спектральной характеристики микросейсмического шума Земли, записанного над углеводородной залежью. Отчетливо видно, что для частот 2-5 Гц на фиг. 2 значение амплитуды значительно превышает значение амплитуды на тех же частотах для случая отсутствия месторождения. Бурение в точке, для которой наблюдается спектральная аномалия, подтвердило наличие залежи углеводородов.
При поиске залежи углеводородов на суше по условно называемому "активному" варианту над местом предполагаемого нахождения залежи углеводородов располагают по меньшей мере один приемник акустических колебаний, способный регистрировать инфразвуковые колебания хотя бы по одной из компонент, проводят запись сейсмического фона Земли в течение, предпочтительно, 20 мин (спектральная характеристика зарегистрированного микросейсмического шума Земли приведена на фиг. 3), включают сейсмический вибратор и, не прекращая регистрации спектральной характеристики микросейсмического шума Земли, генерируют сейсмические колебания в течение примерно 3 мин (спектральная характеристика зарегистрированного микросейсмического шума Земли над залежью приведена на фиг. 4). Запись спектральной характеристики микросейсмического шума Земли может быть продолжена и после прекращения генерирования колебаний. При записи спектральной характеристики микросейсмического шума Земли в случае использования более одного приемника сейсмических колебаний, их располагают на расстоянии примерно 450 - 500 м друг от друга и примерно на расстоянии 450 м от сейсмического вибратора. Из сравнения соответственно фиг. 3 и фиг. 4, следует, что на фиг. 4 величина амплитуды амплитудно-частотной характеристики на частотах 2-5 Гц примерно в 3 раза превышает величину амплитуды на фиг. 3 Бурение, проведенное в местах регистрации спектральной характеристики микросейсмического шума Земли, которым соответствуют зависимости, приведенные на фиг. 3 и 4, показало наличие залежи углеводородов в точке со спектральной аномалией характеристики.
При поиске залежи на шельфе по условно названному "пассивному" варианту на дно акватории преимущественно с самоходных плавсредств помещают не менее одного приемника сейсмических колебаний, способного не менее чем по одной компоненте регистрировать инфразвуковые колебания и производят регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли одновременно по всем измеряемым компонентам. Преимущественно регистрацию проводят в течение не менее 30 мин. В случае использования более одного приемника их размещают на дне акватории на расстоянии примерно 450 - 500 м друг от друга. В этом случае пункт регистрации принято располагать на поверхности воды примерно на равном расстоянии от всех используемых приемников сейсмических колебаний. Спектральные характеристики микросейсмического шума Земли, измеренные вне залежи и над залежью, практически идентичны характеристикам, приведенным на фиг. 1 и 2. Бурение, проведенное в месте регистрации спектральной характеристики микросейсмического шума Земли, которая практически идентична фиг. 2, показало наличие залежи.
При поиске залежи на шельфе по условно названному "активному" варианту на дно акватории, преимущественно с самоходного плавсредства, опускают не менее одного приемника сейсмических колебаний, способного не менее чем по одной компоненте регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот и проводят запись спектральной характеристики микросейсмического шума Земли. Не прекращая регистрировать спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, производят генерирование акустических колебаний. Вид спектральной характеристики микросейсмического шума Земли зарегистрированной до генерирования колебаний, практически идентичен фиг. 3. Вид спектральной характеристики микросейсмического шума Земли, зарегистрированного, при наличии залежи углеводородов, после генерирования акустических колебаний, практически идентичен фиг. 4. Предпочтительно проводить регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли до начала генерирования не менее чем в течение 10 мин. Генерирование акустических колебаний проводят преимущественно в течение примерно 5 мин. В случае использования более одного приемника сейсмических колебаний их рекомендуется располагать на расстоянии примерно 500 м друг от друга. В этом случае пункт регистрации предпочтительно располагать на равном расстоянии от всех приемников сейсмических колебаний. Регистрация спектральной характеристики микросейсмического шума Земли может быть продолжена и после прекращения генерирования акустического сигнала.
Для контроля эксплуатации углеводородной залежи над залежью выбирают точки контроля, предпочтительно располагая их вблизи эксплуатационных скважин. В выбранных точках располагают приемники сейсмических колебаний, способные регистрировать сейсмические колебания в инфразвуковом диапазоне частот не менее чем по одной из компонент. Периодически регистрируют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли. По исчезновению аномалии спектральной характеристики на частотах 2 - 5 Гц судят о прохождении контакта вода - углеводород под точкой контроля. Аномалию спектральной характеристики определяют по отношению к спектральной характеристике микросейсмического шума Земли, зарегистрированного для участка, заведомо не лежащего над залежью. Предпочтительно проводить регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли для каждой точки в течение 40 - 60 мин. Возможно дополнительное генерирование сейсмических колебаний в зоне эксплуатационных скважин. В этом случае регистрацию проводят как до, так и во время, а также возможно и после генерирования.
При контроле степени заполнения подземного газохранилища природного газа выбирают точки на поверхности Земли, ориентировочно определяющие разные степени заполнения газохранилища, размещают в выбранных точках приемники сейсмических колебаний, способные не менее чем по одной компоненте регистрировать инфразвуковые колебания и периодически регистрируют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, причем отсутствие аномалии спектральной характеристики микросейсмического шума Земли на частотах 2-5 Гц свидетельствует об отсутствии природного газа под точкой контроля. Для сравнения регистрируют аналогичным приемником спектральную характеристику микросейсмического шума Земли над местом, заведомо расположенным вне газохранилища. Предпочтительно выбирать точки контроля при первом заполнении газохранилища, определяя в каких местах регистрируется присутствие природного газа при различных количествах поданного газа. Однако в любом случае точки контроля определяют опытным путем. Желательно проводить регистрацию спектральной характеристики микросейсмического шума Земли в течение примерно 50 мин. Возможно проведение генерирования сейсмических колебаний в процессе регистрации. В этом случае регистрацию проводят как до начала генерирования, так и во время генерирования.
Для реализации вышеизложенных способов предложено использовать приемник сейсмических колебаний, способный регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне, содержащий не менее одного датчика сейсмических колебаний, способного регистрировать инфразвуковые колебания, причем все используемые датчики расположены на жестком основании таким образом, что оси чувствительности датчиков расположены под фиксированными углами относительно плоского жесткого основания и относительно друг друга, причем каждый датчик подключен к блоку регистрации, а основание с датчиками размещено в жестком герметичном корпусе. Могут быть использованы датчики угловых и/или линейных колебаний, способные регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот. Предпочтительно использовать пьезоэлектрические, кондуктометрические или магнитоэлектрические датчики. Преимущественно блок регистрации каждого датчика содержит последовательно соединенные предварительный усилитель сигнала, формирователь амплитудно-частотной характеристики и оконечный усилитель, причем каждый оконечный усилитель выполнен с возможностью подключения к общему регистратору.
Применение изобретения позволит повысить точность определения наличия залежи углеводородов.
Claims (13)
1. Способ поиска залежи углеводородов на суше, включающий регистрацию информационного сигнала с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в инфразвуковом диапазоне, при этом в качестве информационного сигнала используют микросейсмический шум Земли, отличающийся тем, что приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии не более 500 м друг от друга, регистрацию информационного сигнала проводят в частотах от 2 до 5 Гц одновременно по всем измеряемым компонентам, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала относительно участка, заведомо не содержащего залежи.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрацию информационного сигнала проводят не более 60 мин.
3. Способ поиска залежи углеводородов на суше, включающий регистрацию информационного сигнала с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в инфразвуковом диапазоне, при этом в качестве информационного сигнала используют микросейсмический шум Земли, отличающийся тем, что дополнительно проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором в диапазоне от 2 до 5 Гц, приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии не более 500 м друг от друга и не более 500 м от сейсмовибратора, регистрацию информационного сигнала проводят в частотах от 2 до 5 Гц одновременно по всем измеряемым компонентам как до, так и во время генерирования сейсмических колебаний, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что регистрацию сейсмического сигнала до генерирования колебаний проводят в течение не более 20 мин.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что генерирование колебаний проводят не менее 3 мин.
6. Способ поиска залежи углеводородов на шельфе, включающий размещение на дне приемников сейсмических колебаний и регистрацию информационного сигнала, отличающийся тем, что в качестве информационного сигнала используют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, измеренную с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот, при этом приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии не более 500 м друг от друга, регистрацию информационного сигнала проводят одновременно по всем измеряемым компонентам в диапазоне частот от 2 до 5 Гц, а о наличии залежи судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала по отношению к информационному сигналу для участка, заведомо не содержащего залежи.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что регистрацию сигнала проводят не менее 40 мин.
8. Способ поиска залежи углеводородов на шельфе, включающий размещение на дне приемников сейсмических колебаний, генерирование акустических колебаний и регистрацию информационного сигнала, отличающийся тем, что в качестве информационного сигнала используют спектральную характеристику микросейсмического шума Земли, измеренную с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне частот, при этом приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии не более 500 м друг от друга, регистрацию информационного сигнала проводят одновременно по всем измеряемым компонентам в диапазоне частот от 2 до 5 Гц, как до, так и во время генерирования акустических колебаний, а о наличии залежи углеводородов судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала на частотах от 2 до 5 Гц, зарегистрированного во время генерирования акустических колебаний, по сравнению с информационным сигналом, зарегистрированным до генерирования колебаний.
9. Способ по п.8, отличающийся тем, что регистрацию информационного сигнала начинают не менее чем за 10 мин до начала генерирования акустических колебаний.
10. Способ по п.8, отличающийся тем, что генерирование акустического сигнала проводят в течение не менее 5 мин.
11. Способ контроля эксплуатации углеводородной залежи, включающий размещение над залежью в точках контроля приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать колебания в инфразвуковом диапазоне не менее чем по одной компоненте, периодическую регистрацию в качестве информационного сигнала микросейсмического шума Земли, отличающийся тем, что регистрируют информационный сигнал в диапазоне частот 2-5 Гц в течение 40 - 60 мин, о прохождении углеводородного контакта под точкой на поверхности Земли судят по исчезновению спектральной аномалии информационного сигнала, проявляющейся по сравнению со спектральной характеристикой информационного сигнала для участка, заведомо не содержащего углеводородов.
12. Способ по п.11, отличающийся тем, что дополнительно не менее 3 мин генерируют сейсмические колебания.
13. Способ по п.12, отличающийся тем, что регистрацию информационного сигнала проводят до и во время генерирования сейсмических колебаний.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98121915A RU2161809C2 (ru) | 1998-11-30 | 1998-11-30 | Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи |
| PCT/RU1999/000398 WO2000033107A1 (en) | 1998-11-30 | 1999-10-21 | Method for searching a hydrocarbon pool (variations), method for monitoring a hydrocarbon pool usage, method for monitoring a filling level of a subsurface gas storage, and seismic oscillation receiver |
| AU64900/99A AU6490099A (en) | 1998-11-30 | 1999-10-21 | Method for searching a hydrocarbon pool (variations), method for monitoring a hydrocarbon pool usage, method for monitoring a filling level of a subsurface gas storage, and seismic oscillation receiver |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98121915A RU2161809C2 (ru) | 1998-11-30 | 1998-11-30 | Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98121915A RU98121915A (ru) | 2000-09-20 |
| RU2161809C2 true RU2161809C2 (ru) | 2001-01-10 |
Family
ID=20213005
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98121915A RU2161809C2 (ru) | 1998-11-30 | 1998-11-30 | Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU6490099A (ru) |
| RU (1) | RU2161809C2 (ru) |
| WO (1) | WO2000033107A1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006011826A1 (en) * | 2004-06-25 | 2006-02-02 | Kunayev, Mirgali S. | Method of hydrocarbons search (variants) and method of reservoir depth determination |
| WO2011145985A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | A method of real time diagnostic of fracture operations with combination of tube waves and microseismic monitoring. |
| RU2559123C2 (ru) * | 2013-08-14 | 2015-08-10 | Джемма Павловна Земцова | Способ оценки низкочастотной резонансной эмиссии геодинамического шума |
| RU2636799C1 (ru) * | 2016-12-22 | 2017-11-28 | Виталий Викторович Лищенко | Способ поиска и разведки залежей углеводородов (варианты) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2379013B (en) * | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
| US7676326B2 (en) * | 2006-06-09 | 2010-03-09 | Spectraseis Ag | VH Reservoir Mapping |
| US7590491B2 (en) | 2006-06-30 | 2009-09-15 | Spectraseis Ag | Signal integration measure for seismic data |
| US20080159074A1 (en) * | 2006-12-27 | 2008-07-03 | Magnitude Spas | System and method for quality control of noisy data |
| WO2008142495A1 (en) | 2007-05-17 | 2008-11-27 | Spectraseis Ag | Seismic attributes for reservoir localization |
| US8233350B2 (en) * | 2007-08-29 | 2012-07-31 | Spectraseis Ag | Frequency shift reservoir localization |
| CN103592675A (zh) * | 2013-11-27 | 2014-02-19 | 陈国梁 | 用土壤氢含量变化监测预报地震的方法 |
| CN104133242B (zh) * | 2014-07-31 | 2017-11-21 | 盎亿泰地质微生物技术（北京）有限公司 | 一种判识下伏地层构造的含油气性的方法 |
| CN105589104A (zh) * | 2015-12-16 | 2016-05-18 | 辽宁工程技术大学 | 一种断裂构造对冲击地压影响的确定方法 |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4300220A (en) * | 1980-05-16 | 1981-11-10 | Phillips Petroleum Co. | Three component detector and housing for same |
| RU2008698C1 (ru) * | 1989-02-14 | 1994-02-28 | Евдокимов Константин Борисович | Устройство для измерения вибраций |
| SU1702333A1 (ru) * | 1989-04-18 | 1991-12-30 | Институт Океанологии Им.П.П.Ширшова | Способ сейсморазведки на акватори х |
| RU2045079C1 (ru) * | 1992-04-01 | 1995-09-27 | Всесоюзный научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и информационных систем | Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений |
| RU2022301C1 (ru) * | 1992-11-12 | 1994-10-30 | Леонид Абрамович Лозовский | Способ геофизической комплексной разведки и устройство для его осуществления |
| RU2054697C1 (ru) * | 1992-12-29 | 1996-02-20 | Калужское отделение Всероссийского научно-исследовательского института экономики минерального сырья | Способ сейсморазведки при поисках нефтегазовых месторождений |
| RU2091816C1 (ru) * | 1993-07-13 | 1997-09-27 | Научно-производственная фирма "Аквазинэль" | Способ контроля степени заполнения подземного газохранилища |
| US5774417A (en) * | 1996-10-25 | 1998-06-30 | Atlantic Richfield Company | Amplitude and phase compensation in dual-sensor ocean bottom cable seismic data processing |
-
1998
- 1998-11-30 RU RU98121915A patent/RU2161809C2/ru not_active IP Right Cessation
-
1999
- 1999-10-21 AU AU64900/99A patent/AU6490099A/en not_active Abandoned
- 1999-10-21 WO PCT/RU1999/000398 patent/WO2000033107A1/en active Application Filing
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006011826A1 (en) * | 2004-06-25 | 2006-02-02 | Kunayev, Mirgali S. | Method of hydrocarbons search (variants) and method of reservoir depth determination |
| WO2011145985A1 (en) * | 2010-05-21 | 2011-11-24 | Schlumberger Canada Limited | A method of real time diagnostic of fracture operations with combination of tube waves and microseismic monitoring. |
| RU2455665C2 (ru) * | 2010-05-21 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Способ диагностики процессов гидроразрыва пласта в режиме реального времени с использованием комбинирования трубных волн и микросейсмического мониторинга |
| RU2559123C2 (ru) * | 2013-08-14 | 2015-08-10 | Джемма Павловна Земцова | Способ оценки низкочастотной резонансной эмиссии геодинамического шума |
| RU2636799C1 (ru) * | 2016-12-22 | 2017-11-28 | Виталий Викторович Лищенко | Способ поиска и разведки залежей углеводородов (варианты) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2000033107A1 (en) | 2000-06-08 |
| AU6490099A (en) | 2000-06-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20220282611A1 (en) | Method for fracturing activity and intensity monitoring and pressure wave resonance analysis | |
| CA2630470C (en) | Enhanced noise cancellation in vsp type measurements | |
| US4831600A (en) | Borehole logging method for fracture detection and evaluation | |
| RU2229023C2 (ru) | Метод использования пауз в процессе бурения для выполнения оценочных измерений характеристик геологического пласта, устройство для выполнения оценочных измерений характеристик геологического пласта и метод изменения последовательности сбора данных | |
| US8682587B2 (en) | Method and apparatus for determining the permeability of earth formations | |
| US6225806B1 (en) | Electroseismic technique for measuring the properties of rocks surrounding a borehole | |
| RU2161809C2 (ru) | Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи | |
| US4809239A (en) | Method for evaluating parameters related to the elastic properties of subsurface earth formations | |
| US20150300161A1 (en) | Down Hole Subsurface Wave System with Drill String Wave Discrimination and Method of Using Same | |
| RU2251716C1 (ru) | Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов | |
| US20130265851A1 (en) | Sensor System of Buried Seismic Array | |
| CA2763758A1 (en) | Method for monitoring a subsoil zone, particularly during stimulated fracturing operations | |
| US3881168A (en) | Seismic velocity determination | |
| US6442489B1 (en) | Method for detection and monitoring of hydrocarbons | |
| EP0127548B1 (en) | Low frequency sonic logging | |
| US20070150200A1 (en) | Characterizing properties of a geological formation by coupled acoustic and electromagnetic measurements | |
| RU98121915A (ru) | Способы поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи, контроля степени заполнения газохранилища и устройство для их реализации | |
| US4458340A (en) | Borehole sonic method for porosity characterization | |
| RU2348057C1 (ru) | Способ определения характера флюидного заполнения глубоко залегающего подземного природного резервуара (варианты) | |
| US11073630B2 (en) | Attenuating tool borne noise acquired in a downhole sonic tool measurement | |
| Campanella et al. | Downhole seismic cone analysis using digital signal processing | |
| JPH07286490A (ja) | 放電式弾性波検層装置 | |
| JPH06294793A (ja) | 地層の物理特性の音響波を用いた非破壊測定方法 | |
| RU2292063C1 (ru) | Способ скважинной сейсморазведки | |
| RU1802119C (ru) | Способ определени положени ослабленных контактов в массиве горных пород |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091201 |