Hidrocarburos sísmicos explicados
(1) Uso de información de amplitud para detectar petróleo y gas: tecnología de punto brillante
Los llamados "puntos brillantes" se refieren a algunos "puntos" de reflexión con amplitudes relativamente fuertes en el Perfil de amplitud de reflexión sísmica, también llamado "punto caliente". Los "puntos brillantes" en los perfiles sísmicos pueden ser causados por yacimientos de petróleo y gas (u otros factores). Según la existencia y distribución de puntos brillantes en el perfil, se analizan las características de las ondas reflejadas cerca de los puntos brillantes y, combinadas con información diversa de parámetros de formación, se puede determinar directamente la presencia de petróleo y gas. Por lo tanto, los "puntos brillantes" se han utilizado ampliamente como medio para detectar petróleo y gas. La base física de esta tecnología es el cambio en la amplitud de las ondas sísmicas a medida que se propagan a través de formaciones rocosas y hacia formaciones petrolíferas.
1. Procesamiento de la tecnología de "punto brillante"
El procesamiento para mantener la amplitud (es decir, procesamiento de recuperación de amplitud verdadera) es el núcleo del procesamiento de punto brillante y su propósito es eliminarlo. diversos problemas que no tienen nada que ver con el coeficiente de reflexión. La influencia de factores, como la difusión del frente de onda, la absorción del suelo, las características del propio sismómetro, los cambios en las condiciones de excitación y recepción, la dispersión, las pérdidas de transmisión, etc. También se denominan tratamientos de compensación.
Además del procesamiento de compensación anterior, el procesamiento de resaltado también requiere operaciones de deconvolución, corrección dinámica y estática, superposición horizontal, filtrado, compensación y muchos otros procesamientos convencionales. Al realizar estos procesos convencionales, se debe considerar la "fidelidad" de la forma de onda y la amplitud, es decir, la forma de onda y la amplitud originales están protegidas de la distorsión durante el procesamiento convencional. Este es un procesamiento de alta fidelidad.
2. Características dinámicas de las ondas sísmicas en formaciones petrolíferas.
Cuando las rocas contienen petróleo y gas, sus propiedades físicas como la velocidad y la densidad cambiarán, lo que dará como resultado cambios en la amplitud, frecuencia, polaridad de reflexión y otras características dinámicas de las ondas sísmicas.
1) Amplitud de reflexión anormalmente fuerte - punto brillante
En la tecnología de "punto brillante", se utiliza amplitud relativa y se puede considerar que la amplitud está relacionada principalmente con la reflexión. coeficiente. Supongamos que el yacimiento es arenisca y la capa de roca es esquisto. Cuando la arenisca contiene petróleo y gas, su densidad y velocidad son generalmente mucho más pequeñas que las del agua y la roca de capa, lo que forma una fuerte interfaz de impedancia de onda. El coeficiente de reflexión puede ser tan alto como. 0,2 ~ 0,3, lo que produce una fuerte reflexión de amplitud. En las capas de rocas sedimentarias generales, el coeficiente de reflexión es muy pequeño, en su mayoría inferior a 0,1 o incluso menor.
2) Inversión de polaridad de las ondas reflejadas
Al calcular el coeficiente de reflexión de areniscas petrolíferas y lutitas caprock, hay un valor negativo.
3) Hay un segmento de reflexión horizontal de fuerte amplitud: un punto plano.
Bajo la acción de la gravedad, el petróleo, el gas y el agua en el yacimiento de arenisca hacen que la superficie de contacto del fluido entre la arenisca que contiene gas y la arenisca que contiene petróleo o la arenisca que contiene agua esté cerca de la horizontal. nivel. Generalmente, el coeficiente de reflexión de la interfaz entre la arenisca que contiene gas y la arenisca que contiene petróleo o la arenisca que contiene agua es relativamente grande. Por lo tanto, cuando la arenisca que contiene gas es más gruesa, habrá un fuerte reflejo horizontal en el fondo de la arenisca que contiene gas, lo que se denomina "punto plano". Sus características reflejan la ubicación donde se acumula el petróleo y el gas en la trampa. Si hay un punto plano debajo del punto brillante en el perfil, la credibilidad de la interpretación del yacimiento mejorará enormemente.
4) La frecuencia de la onda reflejada disminuye.
Cuando las ondas sísmicas atraviesan areniscas petrolíferas, su frecuencia se reducirá significativamente y cuanto mayor sea la frecuencia de la onda incidente, más evidente será este fenómeno. Por lo tanto, cuando la frecuencia de la onda reflejada disminuye significativamente lateralmente, puede ser un signo de la presencia de petróleo y gas.
3. Características de los registros maravillosos
La Figura 6-4-7 es un registro sintético típico de "punto brillante", y el lado izquierdo es la sección correspondiente de la capa de petróleo y gas del registro. Sus discos tienen las siguientes características: ①La forma del disco es como un "ojo" o una "lente". ② Amplitud fuerte y prominente. ③Características de la fase dipolo. Dado que los coeficientes de reflexión en la parte superior e inferior de la arenisca que contiene gas son negativos y positivos respectivamente, las polaridades de las ondas de reflexión correspondientes son positivas y negativas, y la diferencia de fase es 180, formando una característica de fase dipolar. ④ La reflexión horizontal se inclina hacia abajo (trampa causada por la velocidad). ⑤El reflejo en la interfaz aceite-agua es débil (comúnmente conocido como puntos oscuros).
Figura 6-4-7 Registro destacado
La Figura 6-4-8 es una sección sísmica que cubre un área de petróleo y gas 12 veces. Se realizó un procesamiento de amplitud relativa en el perfil, y hubo una amplitud fuerte obvia a los 1,3 s en el perfil.
4. Explicación del perfil de "punto brillante"
El perfil obtenido después del procesamiento de alta fidelidad y el procesamiento de compensación se denomina perfil de punto brillante, también llamado perfil de preservación de amplitud. La amplitud de este perfil está básicamente relacionada únicamente con el coeficiente de reflexión. En la actualidad, la tecnología "destacada" se utiliza principalmente para la exploración de gas natural, especialmente la exploración de gas natural en alta mar, con buenos resultados.
La práctica ha demostrado que al interpretar el perfil de punto brillante, no se puede juzgar únicamente por la fuerza de la amplitud (es decir, el punto brillante), sino que se deben analizar exhaustivamente las características de las diversas ondas reflejadas que pueden aparecer en el perfil de punto brillante del petróleo. -formación de rodamientos para obtener una conclusión más precisa. En términos generales, las formaciones que contienen yacimientos de hidrocarburos tienen las características y anomalías mencionadas anteriormente en los registros de puntos brillantes. Cabe señalar que las anomalías anteriores no solo están relacionadas con el petróleo y el gas, sino que la existencia de yacimientos de petróleo y gas no necesariamente causa las anomalías anteriores. La situación es compleja y sólo se pueden obtener resultados más fiables combinándola con explicaciones estructurales.
Figura 6-4-8 Perfil de resaltado
Además, en la interpretación del perfil de resaltado se debe prestar especial atención a identificar los llamados falsos "puntos brillantes", es decir, los "puntos brillantes" no son producidos por los yacimientos de petróleo y gas de formación.
1) Factores que producen falsos “puntos brillantes”
No todos los “puntos brillantes” están relacionados con yacimientos de petróleo y gas con valor industrial. Hay tres factores principales que causan falsos “puntos brillantes”. puntos brillantes” en el perfil.
(1) Formación dura con alto coeficiente de reflexión. También formarán puntos falsos formaciones duras con coeficientes de reflexión particularmente altos, como rocas ígneas, capas de conglomerados, limolitas duras, calizas y lignitos. Esto se debe a que son muy diferentes en densidad y velocidad de los estratos superior e inferior, y sus coeficientes de reflexión pueden alcanzar más de 0,2, lo que conducirá a fuertes amplitudes de reflexión y falsos "puntos brillantes".
(2) Areniscas de baja saturación de gas. Mientras la arenisca contenga gas, su velocidad se reducirá significativamente, haciendo que las interfaces superior e inferior se conviertan en buenas interfaces reflectantes y aparecerán amplitudes anormales. Según datos reales e investigaciones teóricas, siempre que la arenisca contenga un 5% de gas, es similar a la anomalía de amplitud causada por la saturación completa de gas.
(3) Ajusta la amplitud de la capa fina. Los efectos de sintonización de capas delgadas también pueden causar anomalías de amplitud que son difíciles de corregir. Por lo tanto, las anomalías de amplitud causadas por el petróleo y el gas y las capas delgadas se mezclan, lo que sin duda hace que sea muy difícil detectar petróleo y gas utilizando "puntos brillantes".
2) Identificar "puntos brillantes" verdaderos y falsos
Actualmente, la única forma de identificar "puntos brillantes" verdaderos y falsos es analizar exhaustivamente datos sísmicos, geológicos y de perforación, que es decir, realizar una interpretación integral. Al mismo tiempo, la sección de registro de puntos brillantes se combina con la sección de registros sísmicos generales para analizar si la posición donde aparece la onda de "punto brillante" favorece la formación de trampas estructurales en el campo de gas y si el punto brillante anormal La arenisca es el principal depósito de gas.
(1) Análisis integral. En lo que respecta al método sísmico en sí, se debe utilizar de manera integral información como amplitud, velocidad, frecuencia, etc. Por ejemplo, la roca de dique de alta velocidad y la arenisca que contiene gas de baja velocidad producirán fuertes reflexiones. La primera es de alta velocidad y la segunda es de baja velocidad. Al mismo tiempo que se realizan los análisis de amplitud y velocidad, se puede indicar la causa de los "puntos brillantes".
La interpretación del apartado "punto brillante" también debe combinarse con datos geológicos como las perforaciones. Los datos geológicos y de perforación pueden indicar si la capa de arena con la anomalía de "punto brillante" es una capa de arena con bajo contenido de gas o un depósito de gas importante. La primera es un "punto brillante" falso y la segunda es una anomalía verdadera. No interpretamos los puntos brillantes en esa parte del perfil como campos de gas cuando los datos de perforación han confirmado la presencia de lechos de lignito o rocas ígneas en esa parte del perfil.
(2) Análisis de calibración. El análisis de calibración consiste en dibujar la curva del coeficiente de reflexión de la arenisca petrolera que cambia con la profundidad según el pozo de exploración y los datos de registro en el área, y luego analizar si los puntos brillantes, los puntos planos, los puntos oscuros y los fenómenos de conversión de polaridad en el El perfil sísmico es consistente con las características del coeficiente de reflexión de las formaciones petroleras en el área. Las coincidencias son excepciones verdaderas, las discrepancias son excepciones falsas.
(3) Explicación de la simulación. Con base en datos geológicos y sísmicos conocidos, se asume un modelo de litología de hidrocarburos inicial y luego se produce un registro sintético teórico que se compara con el perfil real.
(4) Exploración de ondas transversales. Sabemos que la velocidad de las ondas de corte solo está relacionada con el módulo de corte y la densidad. Los líquidos y gases no tienen módulo de corte. Por lo tanto, en areniscas con poros, la velocidad de propagación de las ondas de corte sólo está relacionada con el esqueleto de la arenisca y no tiene nada que ver con la naturaleza y el contenido del fluido en los poros. La velocidad de la onda longitudinal está relacionada principalmente con el módulo de volumen, etc. El llenado de gases y líquidos en los poros de la roca puede cambiar en gran medida el módulo volumétrico de la roca, lo que resulta en grandes cambios en la velocidad de la onda longitudinal. Si el "punto brillante" en el perfil de la onda longitudinal es también el "punto brillante" en el perfil de la onda de corte, es un "punto brillante" falso. Por ejemplo, formaciones duras como la piedra caliza con un alto coeficiente de reflexión generarán ondas tanto longitudinales como transversales. Si las ondas longitudinales son "puntos brillantes" y las ondas transversales no son "brillantes", entonces son los verdaderos "puntos brillantes".
Además, la práctica ha demostrado que incluso si el mismo yacimiento de petróleo y gas está ubicado en diferentes áreas y a diferentes profundidades, su desempeño en el perfil de punto brillante puede ser diferente. En la interpretación real, los mapas de coeficientes de reflexión ahora se producen en función de las condiciones específicas y los datos reales del área de medición para guiar el análisis y la interpretación.
El llamado mapa de coeficientes de reflexión es la curva de relación entre el coeficiente de reflexión de las capas de petróleo, gas y agua en el área de medición y la profundidad. Se calcula en base a los datos de velocidad de onda, densidad y porosidad a diferentes profundidades en el área de estudio.
(2) Uso de información sísmica de "tres instantes": tecnología compleja de análisis de trazas para detectar petróleo y gas
La tecnología compleja de análisis de trazas se ha desarrollado desde la década de 1970 y está separada de las trazas sísmicas. Tecnología de procesamiento de parámetros característicos como amplitud instantánea, frecuencia instantánea y fase instantánea de las ondas (a menudo denominados tres parámetros instantáneos). Dado que estos parámetros están relacionados con la litología, los cambios de litofacies y las propiedades de los fluidos contenidos en los poros de las rocas, estudiarlos es muy útil para la interpretación de la litología sísmica y la detección de petróleo y gas.
1. Concepto y establecimiento de trayectorias complejas
Normalmente la traza sísmica real x(t) es una función continua real de la variable tiempo t, a la que se le denomina traza sísmica real. Si x(t) se considera como la parte real de la traza sísmica compleja u(t), pero no hay restricción en su parte imaginaria R(t), dicha traza sísmica compleja
Principios e interpretación de datos de exploración sísmica de ondas de reflexión
Posiblemente innumerables. En la actualidad, el propósito de construir trazas sísmicas complejas es extraer información sobre amplitud, frecuencia y fase. Las trazas sísmicas complejas no se pueden construir arbitrariamente, es decir, deben existir ciertas restricciones en la parte imaginaria R (t).
Debido a que los registros sísmicos pueden considerarse como infinitas vibraciones armónicas simples con diferentes amplitudes, períodos y fases, cualquier vibración armónica simple se puede expresar como
Principios de exploración sísmica de ondas de reflexión e interpretación de datos
Donde A(t) es la amplitud (o envolvente) a lo largo del tiempo, ω0 es la frecuencia angular y φ0 es la fase inicial. ¿Cómo separar A(t), ω0, φ0 de x(t)? Es natural imaginar formar un número tan complejo u(t), cuya parte real es x(t) en la fórmula (6-4-15) y la parte imaginaria es
Principios y datos de exploración sísmica de ondas de reflexión interpretación
Principios de exploración sísmica de ondas de reflexión e interpretación de datos
p>En este momento, el módulo de la traza compleja es la amplitud de la traza real:
Principios e interpretación de datos de la exploración sísmica de ondas reflejadas
Su ángulo de amplitud es la fase de la traza real:
Principios de exploración sísmica de ondas de reflexión e interpretación de datos
Así , se puede obtener la frecuencia y la fase inicial:
Principios de exploración sísmica de ondas de reflexión e interpretación de datos
p>
Se puede ver que aunque construimos la traza real en un traza compleja de acuerdo con ciertas reglas, no cambia las propiedades físicas del problema, sino que solo realiza una transformación formal. Después de dicha transformación, podemos separar fácilmente los parámetros que necesitamos de trayectorias complejas.
Compara la fórmula de la parte real (6-4-15) y la fórmula de la parte imaginaria (6-4-16) de esta traza compleja. Una es una función coseno y la otra es una función seno. Las amplitudes son ambas iguales, solo que la diferencia de fase es de 90°. Se puede observar que la parte imaginaria de la traza compleja se obtiene del registro sísmico real (traza sísmica real) después de un cambio de fase de 90°. La traza real es matemáticamente una transformada de Hilbert. La traza sísmica original x(t) se denomina traza sísmica real y su transformada de Hilbert R(t) se denomina traza sísmica virtual. Debido a que los ángulos de fase de x(t) y R(t) son ortogonales, la traza sísmica virtual también se denomina traza ortogonal.
La relación entre trazas sísmicas complejas, trazas sísmicas reales y trazas sísmicas virtuales se muestra en la Figura 6-4-9.
Figura 6-4-9 Diagrama de traza sísmica compleja
2 Cálculo de tres parámetros instantáneos
Figura 6-4-10 Representación compleja
p>Después de establecer la traza sísmica compleja u(t) a partir de la traza sísmica real x(t) y su transformada de Hilbert R(t), es fácil calcular los tres parámetros instantáneos. Según el análisis de números complejos, cualquier número complejo se puede expresar como un vector en el plano complejo, como se muestra en la Figura 6-4-10. En la figura, el eje horizontal representa la parte real de la traza compleja y el eje vertical representa la parte imaginaria de la traza compleja. Si el ángulo entre el vector u(t) de la traza compleja y el eje real es θ(t), entonces la parte real y la parte imaginaria de la traza compleja se pueden expresar como la fórmula (6-4-15) y la fórmula (6-4-16) respectivamente). La amplitud instantánea se define como
Principios de exploración sísmica e interpretación de datos de ondas de reflexión
o llamada intensidad de reflexión, que es la envolvente de la traza sísmica real x(t).
La fase instantánea se define como
Principios e interpretación de datos de la exploración sísmica de ondas reflejadas
Se define la tasa de cambio de la fase instantánea con respecto al tiempo como la frecuencia instantánea, es decir
Principios de exploración sísmica de ondas de reflexión e interpretación de datos
La amplitud instantánea y la fase instantánea son dos cantidades independientes, solo relacionadas con el tiempo t.
Los resultados de la extracción de los tres parámetros instantáneos se pueden mostrar de diversas formas, la más cómoda e intuitiva es la visualización en color.
3. Utilice tres parámetros instantáneos para la detección de petróleo y gas.
Tres parámetros instantáneos, también conocidos como información sísmica instantánea, corresponden a las características geológicas del subsuelo. Por lo tanto, se pueden utilizar con fines de litología y detección de petróleo y gas.
En términos generales, la amplitud instantánea (también llamada intensidad de reflexión y envolvente de amplitud) refleja el cambio instantáneo de la energía de la onda sísmica; no tiene nada que ver con la fase de la onda sísmica, pero su intensidad está estrechamente relacionada; al coeficiente de reflexión de la interfaz de formación. Cuando la litología entre capas en el perfil geológico cambia fuertemente o contiene gas, habrá características de amplitud fuertes obvias en el perfil de amplitud instantánea. Cuando el espesor de la capa de roca o la litología cambian lateralmente, aparecen anomalías de amplitud en el perfil de amplitud instantáneo. En fallas o zonas marginales que contienen gas, la amplitud cambia repentinamente. Por tanto, puede utilizarse para inferir cuerpos geológicos relacionados con la litología. Por ejemplo, discordancias, fallas locales, capas delgadas, zonas de enriquecimiento de petróleo y gas, etc.
Las anomalías de frecuencia instantánea reflejan cambios en el espesor o litología de la formación. Los cambios en el espesor, la litología y la litofacies de las formaciones rocosas hacen que la información de frecuencia instantánea cambie gradualmente lateralmente. Las fallas, discordancias o bordes de las interfaces gas-agua y petróleo-agua pueden causar cambios repentinos en la información de frecuencia instantánea. Las rocas porosas o que contienen gas pueden provocar una reducción de la frecuencia instantánea. En términos generales, la frecuencia instantánea debería disminuir a medida que aumenta el tiempo, pero también pueden aparecer anomalías locales de baja frecuencia en el medio, que pueden ser una manifestación de pulsos compuestos compuestos por interfaces adyacentes.
La consistencia de la fase instantánea es consistente con la continuidad de la formación. En una sección geológica, no importa si la diferencia en las propiedades físicas entre las capas de roca es grande o pequeña, no importa si la amplitud de reflexión es fuerte o débil, la fase instantánea puede reflejar la forma y continuidad de la interfaz de reflexión. En el caso de fallas, discordancias o superposiciones, las características de fase instantánea son consistentes con la estructura estratigráfica. Por lo tanto, la información de fase instantánea es muy útil para demarcar los límites de secuencias sísmicas y determinar las relaciones de contacto entre capas.
En el caso de los yacimientos, las características de la información sísmica instantánea son obvias en las capas que contienen petróleo o gas. Su rendimiento es la aparición de anomalías de amplitud fuerte de baja frecuencia relativamente estables en el fondo de amplitudes débiles de alta frecuencia, con inversión de polaridad en el borde. Estas características de la información instantánea se pueden utilizar como marcadores para detectar petróleo y gas.
(C) Utilice información de velocidad de múltiples capas para detectar análisis de velocidad de petróleo y gas en diferentes capas.
La tecnología DIVA (Análisis de Velocidad de Microestratificación) es un método directo de búsqueda de petróleo y gas propuesto por el geofísico estadounidense Neidell en 1985. La idea básica de la tecnología DIVA para juzgar la litología y el petróleo y el gas es: generalmente, la velocidad de superposición aumenta con la profundidad de la capa reflectante. Si la porosidad de la arenisca profunda o de la roca carbonatada aumenta y hay petróleo y gas, la velocidad de la capa inferior será menor que la de la capa superior, lo que provocará anomalías en la velocidad. En base a esto, las anomalías de baja velocidad se pueden utilizar para juzgar la litología y las condiciones del petróleo y el gas. El método específico es: primero realizar el procesamiento de amplitud y conformación de ondas en los registros sísmicos, y luego extraer con precisión el valor de velocidad de la capa de reflexión principal de cada * * * punto central, y hacer la curva de cambio de velocidad de cada capa de reflexión en el dirección lateral. Como se muestra en la Figura 6-4-11, las curvas de cambio de velocidad lateral de las dos capas a comparar se dibujan en el mismo gráfico de coordenadas (la parte inferior de la Figura 6-4-11 La velocidad de la capa profunda es menor). que la velocidad de la capa poco profunda, lo cual es una anomalía. Para evitar interferencias de errores accidentales, se deben realizar múltiples niveles de comparación. Si hay cuatro capas A, B, C y D, se pueden comparar en el siguiente orden: A/B, A/C, A/D, B/C, B/D, C/D y dibujar una curva de comparación en el gráfico, verifique los patrones anormales y haga juicios, como se muestra en la Figura 6-4-12.
Figura 6-4-11 Curvas de comparación de velocidades de diferentes capas
Esta tecnología se ha utilizado con éxito en los Estados Unidos para evaluar arrecifes de parche y arrecifes de torre.
(D) Utilizar la síntesis de varios parámetros sísmicos para determinar zonas de enriquecimiento de petróleo y gas - tecnología HCI.
La tecnología HCI (Indicador de Hidrocarburos) es un método que utiliza de manera integral varios parámetros característicos sísmicos que indican la presencia de hidrocarburos para determinar las zonas de enriquecimiento de petróleo y gas. Esta tecnología extrae una serie de parámetros característicos sísmicos uno por uno de una determinada capa objetivo en el perfil sísmico, busca sus curvas residuales y curvas integrales e interpreta estas curvas para detectar directamente petróleo y gas.
Existen muchos parámetros característicos relacionados con el petróleo y el gas, como la energía de vibración en el dominio del tiempo, la energía total en el dominio de la frecuencia, la energía de la banda de baja frecuencia, la relación de energía de la banda de baja frecuencia y la banda ancha, la frecuencia central (divide el área bajo la curva del espectro de energía en dos frecuencias iguales), frecuencia máxima (similar a la frecuencia principal), velocidad (principalmente velocidad de capa), coeficiente de absorción, parámetros instantáneos, etc.
Es mejor si los parámetros extraídos no están correlacionados entre sí, para que el efecto estadístico sea el mejor. A continuación se muestran algunos métodos para extraer parámetros.
Figura 6-4-12 Ejemplo de diagrama de análisis DIVA
1. Extracción de parámetros de características
Hay muchos parámetros característicos relacionados con el petróleo y el gas, que son aproximadamente de la siguiente manera.
1) Energía de vibración
Como se muestra en la Figura 6-4-13, seleccione una ventana de tiempo t en la capa de destino y calcúlela de acuerdo con la siguiente fórmula:
Principios de reflexión de la exploración sísmica de ondas y la interpretación de datos
Donde I es el número de órbita, tm es el tiempo del centro, xi(t) es el valor de muestra de la I-ésima órbita en el tiempo T, y T es generalmente 100 ms
2) Energía total de banda ancha en el dominio de frecuencia
Como se muestra en la Figura 6-4-14, seleccione una ventana de tiempo t en la capa de destino. Después de la transformada de Fourier, encuentre una banda de frecuencia ancha (fWL-fWH) en el dominio de la frecuencia y realice la suma de energía, es decir, calcule el área bajo la curva del espectro de energía en esta banda de frecuencia. La fórmula de cálculo es
Principio de exploración sísmica de ondas de reflexión e interpretación de datos
Figura 6-4-13 Energía en el dominio del tiempo
Figura 6-4-14 Dominio de la frecuencia Energía total
En...
Ai (hembra) = Xi (hembra) 2
I es el número de canal, Xi(f) es el I -ésimo espectro de registro del segmento de señal. (fWL-fWH) es generalmente de 5 hz ~ 100 hz.
3) Energía en la banda de baja frecuencia.
En el dominio de la frecuencia, tome la frecuencia más baja fL y el ancho más estrecho (fLL-fLH) para el cálculo.
Principios e interpretación de datos de la exploración sísmica de ondas de reflexión
Como se muestra en la Figura 6-4-15. FL es generalmente de 10 Hz, 12 Hz o 15 Hz, mientras que (fLL ~ fLH) es generalmente de 5 Hz.
4) Relación de energía entre la banda de baja frecuencia y la banda de frecuencia ancha
Principios e interpretación de datos de la exploración sísmica de ondas reflejadas
Como se puede observar en la Figura 6- 4-15. Esta relación es igual a la relación entre el área B bajo la curva del espectro de energía y el área total (A+B+C). Esta relación refleja la cantidad de componentes de baja frecuencia y su aumento indica una disminución en los componentes de alta frecuencia. La rápida reducción de los componentes de alta frecuencia está relacionada con la fuerte absorción de las areniscas que contienen gas.
Figura 6-4-15 Relación de energía en el dominio de la frecuencia
5) Frecuencia central
La frecuencia que divide el área bajo la curva del espectro de energía en dos partes iguales se llama frecuencia central fM(i) (Figura 6-4-16).
Figura 6-4-16 Frecuencia central
Principios e interpretación de datos de la exploración sísmica de ondas reflejadas
6) Frecuencia pico
Ai (La frecuencia correspondiente al valor máximo de f) es la frecuencia máxima fH(i), como se muestra en la Figura 6-4-17.
Figura 6-4-17 Frecuencia máxima
7) Velocidad
La velocidad estrechamente relacionada con el petróleo y el gas es principalmente la velocidad de la capa vT(i). Dado que HCI tiene altos requisitos en cuanto a precisión de la velocidad, debe extraerse utilizando un método de alta precisión. Por ejemplo, el cálculo tiene en cuenta la influencia de la dispersión del punto de reflexión y la corrección de la fórmula Dix cuando la interfaz está inclinada y curvada.
2. Producción de curvas residuales y curvas sintéticas
Después de extraer varios parámetros característicos usando diferentes métodos, primero calcula un determinado parámetro en una línea de medición (o dentro del área de medición) El estadístico Luego se utiliza el valor promedio para restar el valor de cada punto del valor promedio para obtener la curva del valor residual. Estos valores residuales son equivalentes a valores atípicos y es más significativo analizarlos.
Supongamos que,,,, y son los valores promedio de cada parámetro característico, entonces la curva residual promedio de cada HCI es
Principios e interpretación de datos de la exploración sísmica de ondas de reflexión
Después de calcular la curva residual promedio, se puede obtener la curva integral que refleja las anomalías del petróleo y el gas sumándolas.
Principios e interpretación de datos de la exploración sísmica de ondas de reflexión
Una línea de estudio (o un área de estudio) no puede utilizar únicamente un promedio estadístico para reflejar los cambios regionales en los parámetros. Esta variación regional es causada por factores ajenos al petróleo y al gas y debe eliminarse. Por lo tanto, un método más preciso es encontrar la curva de tendencia o el gráfico de un parámetro mediante el análisis de tendencias y luego restar el valor calculado de cada punto del valor obtenido mediante el análisis de tendencias para obtener el valor anormal.
La Figura 6-4-18 es la curva residual promedio calculada y la curva residual de tendencia de la energía de amplitud en el dominio del tiempo y la energía total en el dominio de la frecuencia. En la figura se puede ver que en lugares con grandes cambios de tendencia, eliminar los cambios regionales de la curva residual de tendencia no solo mejora la resolución, sino que también resalta las anomalías del petróleo y el gas. Cuando las tendencias no cambian mucho, no hay mucha diferencia entre ambas.
Además, se puede utilizar la suma ponderada en lugar de la suma simple al calcular la curva integral de HCI. La relación entre los datos de peso y los diferentes parámetros característicos del petróleo y el gas está determinada por la exactitud y precisión de los cálculos. Este resultado integral es relativamente confiable.
3. Explicación de fenómenos anormales
Al explicar las anomalías, no podemos confiar únicamente en una determinada curva residual, ni podemos confiar completamente en una curva integral. Se requieren análisis exhaustivos y comparaciones repetidas. En términos generales, cuando el petróleo y el gas se reflejan en la curva integral y en más de cinco curvas restantes, los resultados de la interpretación son más confiables. Además, es importante señalar que la importancia de cada parámetro no es igual en todas las anomalías. En general, los cambios laterales de amplitud son los más importantes, seguidos de los cambios laterales de la velocidad de la capa y los cambios laterales de la frecuencia. El análisis debe considerarse de manera integral según su importancia para poder sacar conclusiones más confiables.
Figura 6-4-18 Curva de energía total en el dominio de la amplitud y la frecuencia
Además, la explicación anormal debe seguir un principio muy importante, es decir, de lo conocido a lo desconocido, desde el punto Progreso paso a paso. Descubra la relación entre diversas anomalías y la distribución de petróleo y gas desde áreas conocidas de yacimientos de petróleo y gas o ubicaciones de pozos, y luego extiéndala a áreas desconocidas para hacer predicciones basadas en puntos y áreas.