Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по земле
На правах рукописи
УДК 552.082:550.832 834 (571 1) Рыжков Валерий Иванович СЕЙСМОАКУСТИЧЕСКИЕ НЕУПРУГИЕ ЭФФЕКТЫ.
ИХ ПРИМЕНЕНИЕ ПРИ ПОИСКАХ, РАЗВЕДКЕ И МОНИТОРИНГЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА Специальность 25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва 2009
Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.Губкина на кафедре разведочной геофизики и компьютерных систем
Официальные оппоненты:
доктор технических наук Е.А. Козлов доктор геолого-минералогических наук В.Г.Пашков доктор технических наук О.А.Потапов
Ведущая организация: ФГУП "Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт" (ВНИГНИ)
Защита состоится л12 мая 2009 г. в 15 часов, в ауд. 523 на заседании диссертационного совета Д 212.200.05 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу:
Москва, В-296, ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, д.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина.
Автореферат разослан л__ _______2009 г.
Ученый секретарь диссертационного совета, доцент Л.Н.Петров
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Объектом исследований настоящей работы являются неупругие свойства насыщенных пористых сред нефтегазовых месторождений, сформированные в различных геологических условиях. В результате теоретических исследований и на большом количестве практических примеров доказывается, что насыщение пористых сред углеводородами существенным образом влияет на характеристики распространяющихся в них упругих колебаний. В таких средах, как при наземных и скважинных наблюдениях, так и при лабораторных измерениях на образцах, в широком диапазоне частот (от сейсмических до ультразвуковых) наблюдаются аномально высокие величины частотнозависимого поглощения и дисперсии скорости продольных и поперечных волн.
Сам факт наличия неупругих свойств у насыщенных пористых сред никогда не оспаривался, основной вопрос - о величине их влияния на параметры волн и возможности измерения и использования этого эффекта при поисках и разведке нефтегазовых месторождений. Последние исследования в области физики горных пород (А.Norris, 1993, G.Mavko и др., 1998, J.Carcione, 2001, 2006, S.Pride, 2004) показали, что неоднородные многофазные среды являются причиной аномально высоких величин поглощения и дисперсии скорости колебаний, при этом в разных частотных диапазонах доминируют различные физические механизмы. Эти выводы подтверждают и лабораторные измерения. Разработаны новые установки, позволяющие проводить измерения в широком диапазоне частот, контролируя различные факторы (степень заполнения образца флюидом, характеристики порового пространства и др.) (J.Harris и др., 2005, N.Lucet и др., 2006, M.Batzle, L.Adam и др.,2006-2008, B.Gurevich, 2008 и т.д.).
Во многом рост интереса к данному направлению исследований связан с внедрением ведущими нефтяными компаниями систем сейсмического мониторинга - 4Д сейсморазведки и необходимостью решения задач контроля движения флюидов в процессе разработки. Большое распространение на практике получили измерения широкополосным акустическим методом с монопольными и дипольными излучателями, с многоканальным направленным приемом. В последние десятилетия повышение кратности наблюдений и развитие технических средств в наземной сейсморазведке привело улучшению качества регистрируемых данных. Все это позволяет рассматривать решение задачи надежного измерения параметров неупругих сред вполне обоснованной.
В работе рассматриваются различные аспекты решения прямой и обратной задач в поглощающих средах, предлагаются технологические решения, позволяющие использовать параметры неупругости как параметрыиндикаторы углеводородов на различных этапах поисков, разведки и эксплуатации месторождений нефти и газа. Рассмотрены все методы сейсмоакустики: волновой акустический каротаж, вертикальное сейсмическое профилирование, сейсморазведка 2Д,3Д,4Д. Приведены многочисленные примеры успешного решения производственных задач в различных геологических условиях.
Актуальность работы Решение сейсморазведкой только задач по изучению структурных особенностей строения среды уже недостаточно на современном этапе.
Развитие методов и систем наблюдений сейсмоакустики позволяет решать более широкий круг вопросов, связанных с прогнозом физических свойств горных пород и определения типа флюида, насыщающего емкостное пространство. На базе существующей идеально-упругой интерпретационной модели это сделать невозможно. Применение модели, учитывающей неупругость реальной насыщенной пористой среды, развитие новых способов обработки и интерпретации сейсмоакустических данных на базе такой модели, позволяет получить на более высоком качественном уровне информацию о наличии углеводородов в пласте-коллекторе.
Цель работы Целью работы является разработка методических и технологических средств для изучения неупругих свойств насыщенных пористых сред методами волновой акустики (ВАК), вертикального сейсмического профилирования (ВСП), сейсморазведки 2Д, 3Д, 4Д, а также методики их оптимального комплексирования с другими интерпретационными технологиями при поисках, разведке и мониторинге месторождений углеводородов.
Задачи исследований В соответствии с поставленной целью был решен ряд задач, основными из которых являются:
1. Анализ известных физических моделей насыщенных пористых сред и соответствующих им механизмов затухания упругих волн для различных термобарических условий и компонентного состава флюида;
2. Создание способа оценки поглощающих свойств среды по данным многоволнового акустического каротажа в скважинах;
3. Разработка технологии изучения поглощающих свойств околоскважинной среды по данным ВСП;
4. Разработка технологии применения параметров-индикаторов для разведки и оконтуривания углеводородосодержащих объектов в различных геологических условиях.
5. Разработка комплексной технологии построения геологической фациальной модели, учитывающей распределение пористости, эффективной толщины и характера флюида, насыщающего коллектор;
6. Создание способа мониторинга разработки месторождений на основе контроля изменения частотно-зависимого поглощения сейсмических волн.
Научная новизна и личный вклад 1. Установлено влияние термодинамических условий и компонентного состава флюида на доминирующий механизм затухания упругих волн.
2. Предложен и опробован на реальных и модельных данных способ оценки параметра поглощения продольной и поперечной волны по данным многоканального акустического каротажа в скважинах.
3. Показана перспективность декремента поглощения поперечных волн при акустических исследованиях для комплексной интерпретации данных ГИС.
4. Разработана технология изучения неупругих свойств околоскважинной среды по данным ВСП. Получены достоверные оценки декремента поглощения в различных геологических условиях.
5. На большом количестве практических примеров доказано существование эффекта повышенного поглощения и аномальной дисперсии скорости в залежах углеводородов по данным ВСП.
6. Разработана комплексная технология изучения разномасштабных месторождений нефти и газа на основе комплексирования сейсмофациального анализа, оптимизационной динамической инверсии и изучения неупругости среды.
7. Показана эффективность применения параметров-индикаторов неупругости среды для разведки и оконтуривания углеводородосодержащих объектов в различных геологических условиях.
8. Предложен и опробован на нефтяном месторождении способ сейсмического мониторинга разработки месторождений на основе контроля изменения неупругих свойств залежи.
9. Показана связь декремента поглощения с величиной нефтегазонасыщения.
Все приведенные результаты обладают научной новизной и получены как лично автором, так и под его непосредственным руководством в течение последних 20 лет.
Практическая значимость исследований 1. Разработаны способы обработки и интерпретации сейсмоакустических данных, обеспечивающие надежное измерение параметров неупругости среды, которые используются в качестве параметровиндикаторов углеводородов на различных этапах геологических исследований.
2. Созданная комплексная технология позволяет повысить эффективность геологического моделирования месторождений нефти и газа на основе совместного анализа распределения сейсмофаций, коллекторских свойств и углеводородного насыщения.
3. Результаты практического применения технологии прогноза углеводородов по сейсмоакустическим данным позволили уточнить контуры уже известных нефтегазовых объектов, открыть новые залежи в различных геологических условиях на территориях России, Казахстана, Колумбии, Саудовской Аравии, Вьетнама, Китая, шельфа Северного моря.
Защищаемые положения 1. Проведенные теоретические исследования фазового состояния и физических свойств углеводородных смесей позволили оценить влияние термодинамических условий и компонентного состава флюида на доминирующий физический механизм поглощения энергии акустических колебаний в насыщенных пористых средах.
2. Предложенные способы измерения декремента поглощения и дисперсии скорости методами волновой акустики, ВСП и сейсморазведки позволяют получать достоверные оценки неупругих свойств пористой среды и использовать их при поисках и разведке месторождений нефти и газа.
3. Разработана и опробована технология, основанная на комплексировании сейсмофациального анализа, оптимизационной динамической инверсии и изучении частотно-зависимого поглощения, позволяющая повысить качество построения геологической фациальной модели, учитывающей распределение пористости, эффективных толщин и типа флюида, насыщающего коллекторы.
4. Разработанный способ сейсмического мониторинга месторождений позволяет контролировать движение флюида и оптимально располагать добывающие и нагнетательные скважины в процессе разработки.
Апробация Основные научные и практические результаты исследований докладывались и обсуждались на кафедре разведочной геофизики и компьютерных систем РГУ нефти и газа им. Губкина, а также на крупнейших международных конференциях SEG (1993,1994,1995,1997,2003), EAGE (1992,1994,1995,1996,1997,2006), в Губкинских чтениях разных лет и других.
Большое количество результатов обработки реальных данных представлено в отчетах ИПНГ РАН, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, ООО НПП ГЕТЭК, выполненных по заказу крупнейших нефтегазовых и геофизических компаний.
В диссертационной работе приводятся многочисленные примеры успешного применения параметров неупругости пористых сред при изучении углеводородонасыщения в различных геологических условиях.
Публикации По теме диссертации опубликовано 47 научных работ, из них: 11 работ - в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 16 работ - в материалах международных конференций SEG и EAGE.
Объем и структура диссертации Диссертация состоит из пяти глав, общий объем - 228 страниц, включая 107 рисунков. Список литературы - 200 наименований.
Автор глубоко признателен М.Б.Рапопорту, который существенно повлиял на круг научных интересов автора, за постоянное внимание и поддержку. Определяющее влияние на сложившееся научное мировоззрение автора оказали Л.И.Рапопорт и Л.Ю.Бродов. Значительная часть алгоритмических разработок была выполнена совместно с М.С.Денисовым, которого автор благодарит за сотрудничество.
Автор выражает искреннюю признательность А.К.Урупову и И.К.Кондратьеву, за возможность обсуждения результатов исследований, В.Г.Мартынову, В.М.Добрынину, С.А.Серкерову за постоянное внимание к работе, Ф.С.Ульмасваю, Г.А.Шехтману, В.М.Кузнецову, А.Б.Кривицкому, А.А.Тихонову, В.Н.Черноглазову, А.В.Городнову, С.В.Добрынину за многолетнее сотрудничество, а также сотрудникам кафедр разведочной геофизики и ГИС РГУ нефти и газа имени Губкина, ООО НПП ГЕТЭК за практическую помощь в реализации научных разработок.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во Введении обоснована актуальность диссертационной работы, определена цель и сформулированы основные задачи.
Глава 1. Эффект сейсмической неупругости залежей углеводородов.
Раздел состоит из двух частей: в первой рассматривается проблема измерения частотно-зависимого поглощения на фоне помех, во второй - физические механизмы поглощения упругих волн в насыщенных пористых средах и результаты лабораторных измерений.
Для измерения неупругих свойств среды используют декремент поглощения (), определяющий величину затухания на расстоянии, равном длине волны и являющийся безразмерной величиной. В общем случае, декремент зависит от частоты. Также широко используется при описании неупругой среды параметр добротности (quality factor) Q, с точностью до множителя обратный к декременту. Наиболее распространенной оценкой декремента поглощения сейсмических волн является:
| S1( f ) |2 | Y1( f ) |ln + ln | S2 ( f ) |2 | Y2 ( f ) |m( f ) = = r( f ) + i( f ) (1.1) 2 fT где: Si ( f ) и Yi ( f ) - спектры сигнала и последовательности коэффициентов отражения во временных окнах над и под поглощающим пластом, m(f), r(f), i(f) - соответственно измеренный, истинный и фиктивный декременты поглощения, T - удвоенная временная толщина поглощающего пласта.
Как следует из (1.1), фиктивное поглощение, определенное для слоистой идеально-упругой среды, следует вычесть из эффективного, определяемого по спектральному анализу сейсмической записи. С целью ослабления влияния интерференции используют различные способы спектрального анализа. Из непараметрических методов спектрального оценивания наибольшее распространение получили корреляционноспектральный (М.Б.Рапопорт, 1973, А.М.Жуков, 1981) и кепстральный способы (А.М.Жуков, 1981, Э.Данкварт, У.Патцер, М.Дойбель, 1982). Для разделения сигнала и шума применяются процедуры накапливания и сглаживания функций автокорреляции и кепстров.
В параметрических методах спектрального оценивания (Г.Дженкинс, Д.Ватс, 1971, 1972, С.Марпл-мл, 1990, М.С.Денисов, Д.Б.Фиников 1997, 1998) используется разложение спектра на набор базисных функций.
Для исследования эффективности различных методов спектрального анализа было выполнено их тестирование на наборе модельных данных. С этой целью были подготовлены случайные реализации последовательности коэффициентов отражения, отличающиеся плотностью отражений, поглощающим пластом различной толщины и величиной декремента поглощения. Параметрический и кепстральный алгоритм дали сходные результаты. Среднее значение декремента фиктивного поглощения по модулю оказалось равным 0.01.
Частотная зависимость параметра поглощения и способы его оценки. На практике обычно принимают линейную зависимость коэффициента поглощения от частоты (constant Q). Это обусловлено ограниченностью исследуемого частотного диапазона и большим разбросом значений из-за влияния частотно-зависимых помех в каждом конкретном эксперименте.
Наиболее распространено определение декремента методом наименьших квадратов (МНК). Для повышения устойчивости используется робастный МНК.
Ранее автором (В.И.Рыжков, 1990) предложен другой способ, при котором спектр нижнего интервала S2 ( f ) сравнивается со спектром верхнего интервала i S1 ( f ), умноженным на сканируемую величину декремента. Используется статистически более устойчивый для небольших выборок критерий, чем МНК.
Этот способ широко применяется нами при экспериментальных оценках. В работе (М.С.Денисов, Д.Б.Фиников, 1999) предложен способ оценки поглощения на основе оптимизационного алгоритма, использующего критерий минимума дисперсии ошибки предсказания. Данный способ был нами модифицирован при решении задач 4Д сейсморазведки.
Механизмы поглощения упругих волн в насыщенных пористых средах и результаты лабораторных измерений. Реальная среда нефтегазовых месторождений, в которой распространяются сейсмические волны, является насыщенной пористой средой. Частотно-зависимое ослабление амплитуд упругих колебаний в многофазной среде объясняется совместным действием нескольких физических механизмов, которые связаны с потерями энергии в материале каждой из фаз и потерями, возникающими при взаимодействии фаз (М.Biot, 1956, С.Я.Коган, 1966, J.White, 1975, M.Dutta, H.Ode, 1979,1983, M.Toksoz, D.Johnston, A.Timur, 1979, и др.). Общей концепции относительно доминирующего механизма затухания не существует. Основным препятствием служит широкий спектр свойств, которыми обладают горные породы и флюиды. Тем не менее, основной причиной частотно-зависимого поглощения и дисперсии скорости упругих волн в подавляющем большинстве работ считается переток флюида под воздействием распространяющейся волны, который проявляется в различных пространственных масштабах: macroscopic flow, mesoscopic flow и microscopic flow (K.Winkler, 1995, S.Pride, 2004).
Механизм потерь, предсказываемый теорией Био (Biot) в однородной среде, имеет макроскопическую природу в масштабе длины волны и основан на относительном смещении твердой и жидкой фаз, и, следовательно, потерях энергии на вязкое трение (лпотери Био). Экспериментальное обнаружение волны второго типа, предсказанной Био, значительно усилило интерес к этой теории для описания пористых сред (T.Plona, 1980, T.Bourbie, 1987). Был предложен ряд модификаций, нацеленных на повышение согласованности теоретических результатов с экспериментом. Например, учет теплообмена жидкости и скелета при их относительном смещении (В.Н.Николаевский и др., 1970). Однако расчеты поглощения, вызванного этими механизмами (Ф.М.Ляховицкий, Л.И.Рапопорт, 1972), показали, что на сейсмических частотах они гораздо ниже экспериментальных значений. Следовательно, механизмы вязко-инерционного и термо-упругого взаимодействия не являются доминирующими в консолидированных породах в сейсмическом диапазоне частот. В работе (G.Маvko и др., 1998) делается предположение, что теория Био справедлива для высоких частот и случая высокопористых и проницаемых пород (океанских осадков).
Дальнейшее развитие теории насыщенных пористых сред связано с усложнением механизма поглощения. Наличие газовых включений различных размеров приводит к значительному увеличению вязко-инерционного поглощения. При размерах газовых карманов, значительно больших размеров пор, повышенное затухание связывается с процессами отражения и преломления упругих волн и образованием сильнозатухающей диффузионной волны на границах газовых включений или тонких поглощающих пластов (J.White, 1975, 1983). В данном случае мы имеем мезоскопический масштаб неоднородностей, размер которых больше, чем размер пор, но меньше, чем длина волны. В настоящее время эта теория активно развивается разными исследователями (J.Carcione 2001,2006, S.Pride, 2004).
В работах G.Mavko и A.Nur (1975, 1979), B.Budiansky and R.OТConnell (1976, 1977) предложен микроскопический механизм для микротрещин в зернах и разрушенных контактов зерен. При размерах пузырьков и капель, меньших размеров пор, локальное увеличение вязких потерь связано с движением капель при сжатии поры. Поглощение в этом случае зависит от геометрии трещин и пустот, при этом тончайшие трещины вносят непропорционально большой вклад. Эта модель была развита в работе (J.Dvorkin и др.,1995).
Механизмы, связанные с различными видами перетока флюида, дают схожую зависимость параметров неупругости от частоты - колокольную функцию для декремента поглощения и возрастающую функцию с двумя асимптотами для скорости. Положение максимального возрастания скорости совпадает с максимумом поглощения. Основной вопрос - положение этого максимума, которое сильно зависит от параметров, закладываемых в модель и сложно оцениваемых даже при лабораторных измерениях. В работе (S.Pride, 2004) рассчитаны дисперсионные зависимости для разных моделей и показано, что мезоскопические перетоки флюида должны быть доминирующим механизмом на сейсмических частотах в отличие от микроскопических, что хорошо подтверждается экспериментальными данными (M.Sams и др.,1997).
Одним из наименее исследованных вопросов при анализе поглощения сейсмоакустических волн в насыщенной пористой среде является вопрос о влиянии физических свойств и фазового состояния порового флюида и механизмов диссипации энергии в самом флюиде. Значительное влияние свойств порозаполнителя на поглощение и дисперсию скорости колебаний в образцах отмечается в большом числе экспериментов (K.Winkler, 1995, M.Batzle, 2006, Z.Wang 2001). В работах Л.И.Рапопорт (1985,1986) рассматриваются возможные причины поглощения энергии колебаний в углеводородных системах, подверженных фазовым изменениям. Механизмы затухания в этом случае связываются с явлением массообмена между жидкой и газовой фазами пластовой смеси в области кривой фазовых переходов, а также с аномальным поведением физических свойств флюидов, находящихся в термобарических условиях, близких к критическим.
Проведенный автором анализ особенностей фазового состояния и физических свойств смесей углеводородов различных типов показал, что механизмы, основанные на модели двухфазного флюида с сильно различающимися свойствами жидкой и газовой фаз, могут объяснить наблюдающиеся аномалии поглощения в газонефтяных залежах на небольших глубинах и в области ореолов залежей. В залежах на глубинах от 1.5-2 км вклад этих механизмов из-за сближения физических свойств газовой и жидкой фаз должен уменьшаться. На глубинах свыше 2-х км углеводороды могут оказаться в термобарических условиях, соответствующих областям фазового перехода и близких к критическому.
Состав модельных смесей:
А) метан -0.этан-0.пропан - 0.декан-0.B) метан -0.этан-0.пропан - 0.декан-0.C) метан -0.декан-0.D) метан -0.декан-0.Рисунок 1. Фазовые диаграммы для смесей углеводородов.
1-граница двухфазовой области, 2-объемное содержание газа в %, 3-термобарические зависимости с указанием глубины в км. Градиент температуры: 15 град/км для кривых К1,К2,К3; 30 град/км для кривой К4; Градиент давления: 11мПа/км для кривых К2 и К4, 7.7 мПа/км (АНПД) для кривой К1, 25мПа/км (АВПД) для кривой К3. С - критическая точка.
На рисунке 1 показаны теоретические фазовые диаграммы четырех смесей углеводородов, рассчитанные автором на основе уравнений термодинамики. На все фазовые диаграммы нанесены четыре прямые линии - термобарические зависимости, соответствующие различным градиентам изменения температуры и давления с глубиной. Реальные термобарические условия расположены между этими прямыми. Как видно из рисунка, в зависимости от компонентного состава флюида лособые состояния флюида весьма распространены в природных условиях, что свидетельствует о возможном доминировании механизма потерь во флюиде в определенных геологических условиях.
Отметим, что в отличие от воды, эти фазовые состояния в термобарических условиях осадочной толщи характерны только для смесей углеводородов.
Особенно важными для изучения поглощающих свойств горных пород являются лабораторные исследования, дающие возможность прямого контроля влияния литологии пород, размера зерен, пористости и характера флюидонасыщения. В работе рассмотрены основные результаты, наиболее полезные для сейсмоакустических исследований и сделан вывод о большом влиянии свойств порозаполнителя на затухание колебаний в образцах. В то же время данные, полученные на ультразвуковых частотах, не могут быть экстраполированы для предсказания поглощения сейсмических волн, так как выявленные зависимости могут изменяться для различных частотных диапазонов. Однако, они необходимы для сопоставления с теоретическими расчетами в предположении различных механизмов поглощения с целью определения относительного вклада каждого из них в суммарное затухание.
Необходимо отметить, что в последнее время число лабораторных измерений растет. Разработаны новые установки, позволяющие проводить измерения в широком диапазоне частот, контролируя различные факторы (J.Harris и др., 2005, N.Lucet и др., 2006, M.Batzle, L.Adam и др.,2006-2008, B.Gurevich, 2008, и т.д.).
Глава 2. Изучение неупругих свойств среды по данным вертикального сейсмического профилирования (ВСП).
В начале раздела дается обзор способов и результатов изучения поглощения по данным ВСП. Отметим последние работы R.Stewart (2002-2006) по изучению различных аспектов проблемы измерения поглощения по данным ВСП, изучение неупругих свойств газогидратов (J.Matsushima, 2006), а также использование экспериментальных измерений в задачах физики пород (M.Sams и др.,1997, T.Toverud, B.Ursin, 2005). Несмотря на очевидную актуальность задачи определения поглощения во внутренних точках среды по данным ВСП, объем таких исследований незаслуженно мал. Автором были проанализированы данные ВСП более чем в 30-ти продуктивных и сухих скважинах (В.И.Рыжков, М.Б.Рапопорт и др., 1990-2007, V.Ryjkov, M.Rapoport и др., 1992-2003).
Преимущества определения затухания колебаний по наблюдениям во внутренних точках среды по данным ВСП по сравнению с регистрацией на поверхности определяются тем, что записи в значительной степени свободны от искажающего влияния ВЧР, появляется возможность изучения динамических характеристик одной и той же волны в процессе распространения, а также более устойчивым способом коррекции влияния слоистой среды.
К числу главных мешающих факторов относятся:
- неидентичность условий возбуждения и приема;
- влияние интерференции волн в слоистой среде.
Первая падающая волна при наблюдениях ВСП наиболее выразительна в волновом поле и лучше всего отвечает понятию отдельной волны, но и она имеет сложный интерференционный характер. Для падающей волны характерны относительно четкие передний фронт и первые две фазы.
Последующие фазы записи осложнены из-за интерференции прямой волны с отражениями пластов. Интенсивность однократных и многократных отраженных волн связана с изменением по глубине отражающих свойств среды, частотная характеристика процесса интерференции является главной помехой при определении ее поглощающих свойств. Многократные падающие волны имеют более монотонную частотную характеристику (О.К.Кондратьев, 1986, Т.Spencer и др., 1982).
Очевидно, что на точность измерений будут влиять: вид и длина окна анализа, алгоритм спектрального оценивания, база осреднения по глубине. С целью тестирования различных вариантов обработки с помощью конечноразностного моделирования (программа Tesseral) были рассчитаны модельные волновые поля. Средняя толщина пластов в моделях изменялась от 5 до 18м, среднее значение модуля коэффициента отражения - от 0.005 до 0.04. В ряд моделей были добавлены сильно контрастные пачки. В результате исследований получено, что оптимальным окном анализа является комбинированное косинус-прямоугольное окно длиной 2-2.5 видимых периода.
Осреднение спектров на базе анализа, с одной стороны, позволяет ослабить эффекты интерференции в зоне приема и неидентичности условий возбуждения-приема, а с другой - приводит к уменьшению разрешающей способности исследований. Оптимальная база осреднения составляет 10-трасс, что соответствовало в эксперименте преобладающей длине волны.
Анализ результатов экспериментов на наборе модельных данных показал, что ошибка определения декремента поглощения по данным ВСП тесно связана с величиной дисперсии коэффициентов отражения модели (контрастностью среды). Погрешность определений составила от 10% для слабоконтрастной среды, до 60% для среды с резкими границами. В работе сделан вывод о невозможности надежного определения поглощения по отдельной отраженной волне по данным ВСП.
В реальных условиях с целью коррекции неидентичности условий возбуждения используется анализ записей контрольных приборов, регистрируемых на поверхности или в неглубокой скважине.
Если акустическая модель известна, то искажения, связанные с отражательной функцией среды, могут быть скомпенсированы применением способа коррекции, предложенного Л.И.Рапопорт (1975), и заключающегося в вычитании из декрементов поглощения, полученным по реальным сейсмическим данным, значений фиктивных декрементов, определенным по модельным данным, рассчитанным в предположении идеально-упругой среды.
Нами (В.И.Рыжков, 1990) рассмотрены применения данного способа к данным ВСП. Важность этой задачи обусловлена тем, что, как правило, в скважине с ВСП имеются данные акустического каротажа. Оценка фиктивного поглощения в методе ВСП гораздо более корректна, чем в методе ОГТ по теоретическим сейсмограммам в связи со сложностью моделирования последних.
Связь поглощения и дисперсии обусловлена тем фактом, что реальная среда должна удовлетворять принципу причинности, исключающему появление отклика системы до начала действия источника (В.А.Гинзбург, 1955, Futterman, 1962, P.Wuenchel, 1965, А.В.Калинин и др., 1967, А.Г.Авербух, 1969). P.Wuenchel с целью определения дисперсии скорости в сейсмическом диапазоне частот предложил фильтровать сейсмограммы МОВ набором узкополосных фильтров и затем прослеживать оси синфазности одгой и той же волны в разных частотных диапазонах. Применение этого подхода к данным ВСП более оправдано, так как фазовое прослеживание первой падающей волны не вызывает трудностей. Дисперсия фазовой скорости приводит к расхождению веером годографов прямой волны, полученных в разных частотных диапазонах.
Пример изучения неупругих свойств среды по данным ВСП в скважине, расположенной на шельфе Вьетнама, приведен на рисунке 2. Слева показаны редуцированные фазовые годографы прямой волны (годограф для минимального частотного диапазона вычитается из других годографов).
Хорошо видно веерное расхождение годографов в интервале продуктивного пласта. В интервале 20-50 Гц дисперсия скорости в продуктивном интервале достигает 3,5% (в центре). Справа изображен график декремента поглощения, также показывающий аномальное возрастание в интервале продуктивного пласта.
Рисунок 2. Измерение неупругих параметров среды по данным ВСП. Шельф Вьетнама.(А-Редуцированные годографы первой волны в разных частотных диапазонах; ВДисперсия скорости в различных частотных диапазонах; С-Декремент поглощения).
Рисунок 3. Изучение неупругих свойств среды по данным ВСП. Западная Сибирь.
На примере этой скважины в работе показано, что измеряемые величины поглощения нельзя объяснить интерференцией. С этой целью было выполнено сравнение модельного ВСП, рассчитанного для идеально-упругой среды, и реальных данных. Оказалось, что все различия между модельным и реальным полями ВСП можно полностью скомпенсировать только за счет внесения в модель минимально-фазового поглощения, учитывающего амплитудную (декремент) и фазовую (дисперсия скорости) характеристики неупругой среды.
Фиктивное поглощение при анализе первой падающей волны ВСП значительно слабее, а измеряемый по данным ВСП частотно-зависимый эффект необходимо интерпретировать как истинное (intrinsic) поглощение энергии распространяющейся волны, т.е. переход кинематической энергии колебаний во внутреннюю энергию горных пород.
Еще один характерный пример измерений параметров неупругости получен нами в двух скважинах, расположенных на расстоянии 9 км друг от друга в Западной Сибири. В одной скважине пласт-коллектор насыщен нефтью, в другой - водой. В нефтяной скважине в интервале продуктивного пласта получены аномально высокие значения декремента поглощения (0.09) и дисперсии скорости (6%), более чем в 3 раза превышающие фоновые. В водонасыщенной скважине эффект аномально высокой неупругости не установлен (Рисунок 3).
В диссертации приведены результаты обработки данных ВСП в различных регионах. Во всех продуктивных скважинах на глубинах залежей нефти и газа наблюдалась сильная положительная (рост с частотой) дисперсия скорости, величиной до 5%, в диапазоне частот 10-70 Гц, которая хорошо коррелируется с интервалом повышенного поглощения. Вне продуктивных интервалов и в "пустых" скважинах отмечен фоновый уровень дисперсии обоих знаков (до 1%). Полученный результат позволяет рассматривать декремент поглощения и дисперсию скорости как параметры - индикаторы углеводородов.
Чрезвычайно важным, с позиций физической природы поглощения является анализ поперечных волн. К сожалению, специальные источники поперечных волн при работах ВСП применяются очень редко, но только в этом случае мы имеем достаточное соотношение сигнал/помеха для поперечной волны. Автор принимал участие в работах лаборатории многоволновой сейсморазведки ВНИИгеофизики под руководством Л.Ю.Бродова. Полевые данные ВСП, полученные в этой лаборатории, были использованы автором для совместного анализа поглощения продольных и поперечных волн. Поперечные волны, также как и продольные, показали аномально высокое поглощение в интервале залегания продуктивного интервала.
Глава 3. Изучение неупругих свойств среды по данным сейсморазведки 2Д и 3Д Определение декремента поглощения по сейсмическим данным - очень сложная задача, решению которой было посвящено большое число исследований (М.Б.Рапопорт, 1969, А.Г.Авербух, 1982, О.К.Кондратьев, 1986, Ю.П.Ампилов, 1992, J.White, 1992, R.Dasgupta, 1994,1998, C.Zhang, 2002 и др.) Автор в течение двадцати лет изучал поглощение сейсмических волн.
Многочисленные эксперименты показали, что залежи углеводородов отличаются от вмещающей среды аномально высоким частотно-зависимым поглощением, которое может служить сейсмическим индикатором углеводородов. Дальнейшее развитие работ подтвердило диссипативную природу наблюдаемого эффекта и привело к открытию нового - аномально высокой дисперсии фазовой скорости сейсмических волн в залежах углеводородов (M.Rapoport, V.Ryjkov, 1994). Эти эффекты отчетливо наблюдаются при измерении в скважинах (ВСП) и могут быть измерены на поверхности (2Д, 3Д). Совместное использование данных ВСП и сейсморазведки для изучения поглощающих свойств среды позволяет получить два независимых источника определений вследствие независимости дифференциальных и интегральных оценок декремента поглощения (Глава 2).
Более того, при наличии комплекса данных АК и ВСП, полученных в одной скважине, появляется возможность оценить уровень частотно-зависимых помех и выбрать оптимальные параметры обработки наземных данных.
Рассмотрим основные элементы технологии обработки наземных сейсмических данных. Основным мешающим фактором при изучении поглощения сейсмических волн по данным сейсморазведки является слоистость реальной среды. Наличие в реальной среде пластов толщиной менее длительности зондирующего сейсмического сигнала приводит к сложной интерференции однократных и многократных отражений. Такая среда имеет неравномерную амплитудную и фазовую частотную характеристику отклика, что является проблемой при определении частотно-зависимых поглощающих свойств по отраженным волнам. С целью ослабления влияния помех на оценку декремента поглощения в достаточно больших (300-500мсек) временных окнах применяются устойчивые методы спектрального оценивания и расчета параметров поглощения. При таком подходе изучаются интегральные эффекты влияния залежи углеводородов на волновое поле, приводящие к изменению частотного состава колебаний.
Декремент поглощения определяется по изменению со временем амплитудных спектров, оцениваемых в скользящих временных окнах на основе современных параметрических и непараметрических способов спектрального анализа. Алгоритм оценивания параметров поглощения основан на оптимизационной процедуре и на методе подбора модели поглощающей среды.
Все полученные аномалии поглощения проверяются на надежность по большому числу критериев.
Интерференционные явления в слоистой среде способны создать ложные аномалии поглощения, которые иногда не могут быть устранены при отсутствии скважин. Для таких аномалий характерна нестабильность при изменении: временного окна спектрального оценивания, диапазона частот, интервала удалений приемника от источника, метода спектрального оценивания, метода оценки поглощения. Все эти параметры варьируют при обработке в широких пределах.
Важным признаком аномалий, связанных с неупругостью среды, а не с ее слоистостью, является также невысокий уровень отрицательных значений выше или ниже аномалии.
Наличие эталонных скважин значительно облегчает выбор оптимальных параметров обработки и позволяет ставить более сложные задачи по прогнозированию нефтегазоносности. В этом случае, на первом этапе опытная обработка сейсмических данных производится на участках профилей, примыкающих к скважинам. Однако, при этом не ставится задача достичь соответствия результатов обработки данным бурения любой ценой, например, заданием физически необоснованных параметров. Все аномалии поглощения обязаны удовлетворять указанным выше критериям достоверности. Результатом опытной обработки является параметры обработки, которые применяются ко всему набору входных данных.
В неупругой среде скорость распространения сейсмических волн начинает зависеть от частоты. Дисперсия скорости определяется на основе детального скоростного анализа данных в узких частотных диапазонах. При интерпретации полученных данных необходимо учитывать, что дисперсия скорости является интегральным параметром, учитывающим влияние неупругости всей вышележащей толщи.
Рассмотрим применение технологии оценки параметров неупругости среды на различных этапах поисков и разведки.
Поиски месторождений УВ На стадии поиска месторождений нефти и газа в связи с ограниченным объемом бурения, исследователи испытывают дефицит информации, необходимой для калибровки параметров-индикаторов. Поэтому по выявленным аномалиям (одновременно поглощения и дисперсии скорости), при их устойчивости к выбору параметров обработки, можно выделить только наиболее перспективные участки. При этом учитывается, естественно, их структурно-тектоническое положение.
Разведка и доразведка нефтегазовых месторождений.
Данная технология наиболее проработана и опробована. Наличие наблюдений в скважинах (ВСП) позволяет более строго связать выявляемые по данным сейсморазведки аномалии поглощения с залежами. Калибровка параметров-индикаторов по результатам испытаний скважин (на данном или аналогичном соседнем месторождении) необходима для определения порогового уровня, соответствующего контуру залежи. При этом могут быть выявлены (независимо от литологии и типа ловушки) непродуктивные участки внутри залежи, продуктивные участки вне ее (месторождения - спутники), уточнен контур.
В диссертации рассмотрены примеры решения ряда геологических задач в различных регионах мира на основе метода изучения неупругих свойств среды:
оценка перспектив нефтегазоносности на месторождении в Саудовской Аравии, уточнение контура месторождения в Колумбии, разведка месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях, поиск неструктурных ловушек на Вьетнамском шельфе и др.
В большинстве случаев, удалось получить дополнительную информацию об углеводородном потенциале изучаемых площадей. Полученные результаты свидетельствуют о том, что частотно-зависимые параметры: декремент поглощения и дисперсия скорости в благоприятных геологических условиях служат важными атрибутами при поисках и разведке месторождений углеводородов, особенно в случае неантиклинальных ловушек.
Рисунок 4.
Сопоставление величины декремента поглощения и нефтенасыщенной толщины.
На рисунке 4 показана зависимость величины декремента поглощения от нефтенасыщенной толщины, полученная для одного из месторождений в Западной Сибири. При наличии достаточного числа скважин в благоприятных условиях можно определить пороговый уровень декремента поглощения и разделить не только области с высоким и низким углеводородным потенциалом, но и разделить продуктивные и непродуктивные участки.
Для использования параметров неупругости в производственных целях мы предлагаем комплексную технологию построения геологической фациальной модели, состоящую из трех независимых сейсмических технологий, основанных на изучении различных характеристик сейсмической записи:
- оптимизационная сейсмическая инверсия (И.К.Кондратьев). Решаемые задачи: детальное расчленение разреза по акустическим жесткостям, построение карт эффективных толщин коллектора и эффективной пористости;
- сейсмофациальный анализ по данным сейсморазведки и геоакустического моделирования (А.Б.Кривицкий и др.). Решаемые задачи: построение карт литофациального строения целевого объекта, определение контуров наиболее перспективных участков;
- прогноз насыщения углеводородов на основе изучения частотнозависимого поглощения сейсмических волн (Рапопорт М.Б., Рыжков В.И.).
Решаемые задачи: прогноз контуров нефтегазоносности по сейсмическим данным при наличии эталонных скважин, определение мест, наиболее перспективных для бурения в слабоизученных районах.
В диссертации приведены результаты комплексного подхода на эталонном месторождении в Западной Сибири. Работа состояла из двух этапов:
на первом этапе целевыми объектами являлись продуктивные пласты БВ3, БВ5, БВ6, на втором этапе - нефтенасыщенная часть пластов ПК1-2. Сопоставление карт сейсмофаций, эффективных толщин и декрементов поглощения позволило выделить перспективные объекты (Рисунок 5). Результаты бурения подтвердили полученный прогноз в двух пластах из трех. Для третьего пласта тенденция увеличения глинизации разреза была спрогнозирована правильно.
Все пласты оказались продуктивными.
Рисунок 5. Изучения свойств пласта БВ5 на месторождении в Западной Сибири.
Глава 4. Изучение изменений неупругих свойств среды в процессе разработки месторождений на основе 4Д сейсморазведки.
В начале 90-х годов нами проведен эксперимент по анализу величины частотно-зависимого поглощения в разные годы эксплуатации месторождения.
Объектом исследования был сейсмический профиль, отработанный в 1980 году и повторенный в 1992 году на нефтегазовом месторождении в Краснодарском крае. В результате анализа получено, что за 12 лет разработки залежи уровень поглощения существенно уменьшился. Было высказано предположение, что величина декремента поглощения зависит от количества углеводородов в порах (М.Rapoport, V.Ryjkov, 1995). Данный эксперимент в общепринятом смысле не являлся мониторингом месторождений.
Для контроля разработки месторождений используются данные 4Д сейсморазведки. Изучаются вариации сейсмического волнового поля в календарном времени, связанные с изменениями упругих свойств среды, происходящих из-за отбора углеводородного флюида (E.Kragh, 2002, R.Calvert, 2005). Схема наблюдений при сейсмическом мониторинге представляет собой фиксированную на длительный срок (несколько лет) приемную систему и повторяемые через определенный промежуток (3-6 месяцев) возбуждения упругих колебаний. Как правило, анализируются изменения амплитуд и времен отражений. Изучаемые эффекты являются очень слабыми, поэтому чрезвычайно важным является повторяемость условий возбуждения и приема.
В основном, 4Д системы применяются ведущими нефтяными компаниями на крупных морских месторождениях, где, с одной стороны, стоимость бурения скважин делает дорогостоящую 4Д систему экономически оправданной, с другой стороны - имеется возможность обеспечить высокую стабильность условий приема (сейсмоприемники заглубляются в морское дно) и возбуждения (использование пневматических корабельных источников и высокоточной навигации).
Как отмечено ранее, основной проблемой при определении частотнозависимого поглощения является неравномерный амплитудный спектр последовательности коэффициентов отражений. 4Д сейсмические наблюдения дают возможность уменьшить (практически исключить) влияние тонкослоистой среды, используя предположение, что среда не меняется (или слабо меняется) за временной интервал между повторными сейсмическими съемками (несколько месяцев). Возможной причиной искажений в данном случае является несоблюдение условия повторяемости возбуждения (изменение положения источника, поверхностных условий и т.д.).
С целью исследования возможности использования сейсмического поглощения как параметра, чувствительного к изменению содержания углеводородного флюида в порах, научным коллективом под руководством автора, в рамках совместного научного проекта с компанией SHELL были проанализированы данные 4Д съемки на морском месторождении в Северном море.
Применительно к специфике 4Д измерений были разработаны два способа измерения поглощения:
1. Стандартный способ, модернизированный для 4Д съемки. Декременты поглощения рассчитываются независимо для каждого 3Д куба. Затем, результаты, полученные для одного месяца, вычитаются из результатов другого месяца. Эффект слоистости, проявляющийся во флуктуациях кривой декремента поглощения обоих знаков, должен в этом случае компенсироваться.
Как указывалось ранее, декремент поглощения - относительный параметр, независящий от изменчивости возбуждения и приема.
2. Оптимизационный способ. Этот способ основан на параметризации амплитудного спектра сейсмического сигнала и оператора поглощения (М.С.Денисов, Д.Б.Фиников, 1999). Проблема выбора параметров аппроксимации реальных данных решается оптимизационными методами.
Стабильность достигается совместным анализом спектров для различных временных интервалов и съемок.
С целью контроля разработки месторождения компаниями SHELL и BP была реализована схема 4Д мониторинга, представляющая собой систему OBC (Ocean Bottom Cable) - сейсмические косы расположены параллельно и заглублены в морское дно. Возбуждение колебаний производится со специализированного судна. Система позволяет получить хорошую повторяемость условий возбуждения и приема, регистрировать продольные и обменные волны, проводить повторные наблюдения только с использованием судна с источниками.
Месторождение носит блоковый характер и разрабатывается с помощью горизонтальных скважин. Основная задача - установить области, вовлеченные в разработку и изолированные блоки.
С целью анализа геологических условий и оценки самой возможности измерений эффекта неупругости среды предварительно были обработаны данные ВСП на месторождении и выполнено моделирование. В результате анализа получено, что фиктивное поглощение, вызванное помехами, очень мало и хотя оно возрастает до 0.01 в интервале продуктивного пласта, все равно это существенно меньше значений (до 0.04), установленных по реальным данным. Результат анализа позволил сделать вывод, что геологические условия изучаемого месторождения благоприятны для анализа частотно-зависимого поглощения.
Разработка способа оценки вариаций поглощения по данным 4Д сейсморазведки. В рамках традиционной сверточной модели сейсмической трассы запишем линеаризованные уравнения в области логарифмов амплитудных спектров для данных после бинирования в двух временных окнах (над и под продуктивным интервалом):
x x x x x D1x () = S () + R1x (), D2 () = S () + R2 () + P (), y y y y y D1y () = S () + R1y (), D2 () = S () + R2 () + P (), (4.1) где D1x () - усредненный в пределах бина лог-спектр трасс месяца x, x полученный для верхнего окна настройки, S () - лог-амплитудный спектр импульса источника в месяце x и R1x () - лог-спектр импульсной трассы для верхнего временного окна, Px () - оператор, описывающий эффект поглощения. Аналогичные обозначения введены для трасс месяца y и нижнего y временного окна. Таким образом, Px () - P () описывает 4Д поглощение.
Нам известны только функции, входящие в левые части уравнений. В правой части стоят неизвестные. Получены 4 уравнения и 8 неизвестных, т.е. в общем случае однозначного решения не существует. Необходимо сделать некоторые физически обоснованные предположения, которые обеспечат единственность решаемой задачи.
Решение 1 (непараметрический метод, без оптимизации) Пусть слоистость не зависит от месяца наблюдений, т.е. R1x() R1y () и x y R2 () R2 (). Тогда, вычитая первое уравнение из второго и третье из четвертого, получим:
x y y (D2 () - D1x ()) - (D2 () - D1y ()) = Px () - P () (4.2) Разность поглощений, фигурирующая в правой части, выражения, аппроксимируется линейной функцией, а получаемый коэффициент связан с величиной относительного поглощения.
Заметим, что здесь не потребовалось предполагать, что фрагмент импульсной трассы есть реализации белого шума (т.е. имеет равномерный амплитудный спектр), и не потребовалось тождество амплитудных спектров x y импульсов S () и S ().
Решение 2 (параметрический подход, оптимизация по критерию минимума дисперсии ошибки предсказания) Допустим, что импульсная трасса может зависеть от месяца наблюдений, т.е. не x y требуется соблюдения условий R1x () R1y () и R2 () R2 (), но она есть реализация случайного процесса типа белого шума. Традиционный способ x совместной обработки двух спектров D1x () и D2 () с целью определения относительного поглощения подразумевает их раздельный статистический анализ. В работе (М.С.Денисов, Д.Б.Фиников, 1999) предлагается способ улучшения статистики оценивания при помощи совместного рассмотрения x двух фрагментов D1x () и D2 (). Воспользуемся этим способом для улучшения статистической устойчивости оценок декремента поглощения при 4Д наблюдениях.
Будем искать одинаковый для обоих фрагментов импульс в виде x разложения по гладким функциям его лог-спектра S () i (), где i - i i коэффициенты, которые предстоит оценить, i () - базисные функции. Однако, x второй фрагмент D2 () отличается от первого наличием поглощения, которое описывается оператором с линейным лог-амплитудным спектром G().
Обычно G() = , но здесь нам потребуется центрированная линейная функция, где - искомый параметр поглощения.
Тогда можно доказать, что минимум функционала 2 () 2 ()+2G() ii ii x i i J = (d1x ())2e + (d2 ())2e d (4.3) достигается на истинных параметрах i и , где d() - амплитудный спектр.
Аналогично запишем уравнение и для месяца y. В результате минимизации выражения (4.3) получим ix и x - оценки коэффициентов разложения логамплитудного спектра импульса и параметр поглощения для наблюдений x,iy y и - оценки для наблюдений y.
x y Если использовать предположение, что S () = S (), то можно улучшить статистическую устойчивость оценивания и все неизвестные могут быть сведены в один функционал 2 i ( ) i x i J = ())2 + (d1y ())2 )e + [((d xG() yG() 2 ()+2 2 ()+2 ii ii x y i i + (d2 ())2e + (d2 ())2e ]d. (4.4) После минимизации получим один набор i, отвечающий за форму y импульса, и два параметра поглощения x, .
Здесь приведена общая схема расчетов, позволяющая получать оптимальные оценки как самих значений коэффициентов относительного поглощения для каждого набора данных, так и их разности, а все вычисления объединены в один функционал (4.4). При сейсмическом мониторинге месторождения искомой величиной является изменение относительного коэффициента поглощения, но не его абсолютное значение. Таким образом, функционал допускает дальнейшее упрощение, при этом количество искомых параметров сокращается. Упрощение связано с исключением из функционала окон настройки, лежащих выше отражения от целевого горизонта - D1x () и D1y (), а разности относительных коэффициентов поглощения будут непосредственно являться искомыми параметрами, т.е. (4.4) преобразуется в xy 2 i () 2 i ()+2 G() i i x y i i J = ())2e + (d2 ())2e ]d. (4.5) [(d Единственным информативным искомым параметром в (4.5) является xy, соответствующий разности коэффициентов относительного y x поглощения xy = - .
Заметим, что статистические свойства оценки, полученной при минимизации функционала (4.5), отличны от оценки, полученной из (4.4).
Таким образом, разность соответствующих значений может являться критерием проверки адекватности гипотез, лежащих в основе алгоритмов, а также служить одним из критериев контроля качества (QC) результатов оценивания.
Исследования на модельных и реальных данных. С целью тестирования разработанных способов оценки поглощения были рассчитаны теоретические сейсмограммы для условий изучаемого месторождения на шельфе Северного моря. Отметим основные результаты моделирования (величины даны в единицах декремента поглощения):
- точность измерений по 3Д сейсмограмме в 3(!) раза выше, чем по отдельной трассе; уровень помех 0.011 против 0.03;
- кратные волны и методы их подавления оказывают существенное влияние на оценку декремента поглощения;
- стандартный и оптимизационный способы измерения поглощения дают примерно одинаковую точность. Их совместный анализ повышает эффективность оценок;
- добавления фактора случайности в модель (вариации толщины, скорости в пластах) повышает точность определений за счет улучшения статистики на 10% ;
- добавление фактора лизменение глубины моря показывает важность оптимального подавления кратных волн и позволяет оценить уровень погрешностей оценивания вариаций поглощения, вызванных этим фактором.
При изменении глубины моря на 10м уровень помех достигает 0.004.
Следующим этапом исследований была обработка реальных сейсмических данных трех съемок, проведенных с интервалом в 3 месяца.
В результате обработки для каждой съемки были получены кубы декремента поглощения, которые показали наличие двух аномалий повышенных значений: нижняя - на временах, соответствующих продуктивному пласту и верхняя - существенно выше по разрезу, связанная с газовой шапкой. По временному срезу, соответствующему целевому пласту, были построены карты декремента поглощения и разностные карты. Получено, что величины вариаций поглощения (4Д параметр) в 10 раз меньше, чем величины 3Д поглощения и существенно отличаются по форме. Картина становится устойчивой при интервале анализа 6 месяцев. Блоково-разломная модель месторождения очень хорошо согласуется с картой 4Д поглощения. На рисунке 6 хорошо видны границы блоков, а также работающие (лотдают флюид) и неработающие блоки.
Рисунок 6. Карта 4Д поглощения и блоковая структура месторождения.
Важным является факт, что аномальные зоны для всех 4Д параметров (амплитуда, время и декремент) совпали, но карта 4Д поглощения намного лучше динамически выражена. Отметим, что в процессе добычи нефти сейсмическое частотно-зависимое поглощение уменьшается, т.е.
уменьшение доли углеводородного флюида в порах приводит к уменьшению неупругих свойств среды. Этот результат является еще одним доказательством основного положения данной работы: частотно-зависимое поглощение является индикатором наличия углеводородов в порах.
Глава 5. Неупругие эффекты среды на акустических частотах Появление многоканальных акустических зондов с возможностью направленного возбуждения и приема поперечных волн, с одной стороны, позволило повысить точность традиционных для акустического каротажа измерений динамических и кинематических характеристик волн разных типов, с другой стороны явилось средством изучения трещинной пористости и напряженного состояния горных пород. Такие зонды выпускаются компаниями Baker Atlas, Halliburton, Schlumberger. В настоящее время это направление активно развивается и в России (Петроальянс, РГУ нефти и газа, Тверьгеофизика и др.). Регистрация по стволу скважины производится с шагом 0,1-0,15 м при непрерывном движении зонда.
Рассмотрим два основных преимущества использования многоканальных акустических зондов. Первое связано со статистическим накапливанием измерений и повышением за счет этого их точности. Очевидно, что при постоянном движении зонда один и тот же минимальный интервал наблюдений (расстояние между приемниками) перекрывается 2*(N-1) раз, где N - число приемников в зонде. Данные подвергаются статистической обработке с целью получения наиболее надежной оценки.
Вторым преимуществом многоканальной регистрации при акустических наблюдениях является возможность применения известных в сейсморазведке способов фильтрации волн и оценки их параметров.
При определении частотно-зависимого поглощения продольных и поперечных волн, регистрируемых при акустических исследованиях, исследователи сталкиваются с большим числом помехообразующих факторов, обусловленных сложным строением системы скважина-порода. Влияние бурового раствора на образование головных волн (F.Paillet and C.Cheng, 1986), эффекты рассеяния, геометрическое расхождение, изменчивость профиля диаметра скважины могут существенно исказить оценки параметра поглощения. Необходимо добавить и технологические факторы: несоблюдение условий повторяемости глубин наблюдений при движении зонда, нарушение центрирования прибора и т.п.
Существующие методы оценивания декремента поглощения (параметра добротности Q) по акустическим данным можно сгруппировать следующим образом: метод спектральных отношений (H.Cheng et al., 1982, S.Patton, 1988, M.Sams and D.Goldberg, 1990, и др.), метод моделирования (H.Chuen and M.Toksoz, 1981) и метод инверсии (C.Cheng и др., 1986);
Успехи в повышении разрешающей способности и надежности результатов измерений связаны, прежде всего, с развитием аппаратуры: один источник и два приемника (1960-70-е годы), многоканальные зонды (80-е годы), комбинация монопольных и дипольных источников, векторные приемники (90-е годы). Первоначально поглощение определялось на интервале приема, при этом отклик приемников считался идентичным. Измерения Q на различных удалениях источник-приемник с последующей статистической обработкой полученных результатов предложены уже в XXI веке (X.Sun и др., 2000, А.Dasios и др., 2004). Нами предложена технология измерения поглощения по данным акустического каротажа, основанная на многократном перекрытии в процессе наблюдений.
Рассмотрим модель данных в спектральной области:
Fki() = Pi ()Vk ()Ai,k () (5.1) где верхний и нижний индексы определяют положение источника и приемника для регистрируемого спектра колебаний Fki(). Функция Pi() описывает спектр источника и частотной характеристики системы скважина-порода в близи источника на глубине i ; Vk () характеризует частотный отклик приемника и частотную характеристику системы скважина-порода ближней к приемнику зоны на глубине k. Оператор Ai,k () представляет собой потери на прохождение волны на интервале (i, k ), включающие собственно поглощение и другие частотно-зависимые эффекты (рассеяние и др.). Здесь мы предполагаем, что геометрическое расхождение не зависит от частоты. Спектр сигнала источника и частотный отклик приемника с учетом современных технологических достижений считаем постоянными на всем этапе измерений.
Если мы трансформируем данные в лог-спектральную область, то будем иметь: fki () = pi () + vk () + ai,k () (5.2) В работе показано, что на основе обобщенной модели данных, учитывающей независимое влияние основных частотно-зависимых факторов, без принятия определенных допущений, выделить поглощение теоретически невозможно.
Поглощение можно определить из данных, отсортированных по общему приемнику. В этом случае предполагается, что спектр системы источникскважина слабо изменяется с глубиной pi () - pi+l () 0. Либо поглощение можно определить из данных, отсортированных по общему источнику. В этом случае предполагается, что частотная функция системы скважина-приемник слабо меняется на базе зонда vk () - vk+l () 0. Однако, возможны ситуации когда высказанные предположения не работают. Примером может служить каверна, когда функции pk () и vk () могут существенно меняться на небольшом интервале глубин. Предположим, что частотная характеристика системы источник-скважина на определенной глубине совпадает с характеристикой скважина-приемник на этой же глубине, т.е. она зависит только от глубины и неважно, что расположено на данной глубине: источник или приемник. Таким образом, мы не имеем отдельных операторов скважинаприемник и источник-скважина, а имеем общий частотный оператор на каждой глубине hk () = pk () = vk () :
fki () = hi () + hk () + ai,k () (5.3) Воспользуемся преимуществом многократных перекрытий наблюдений.
i Рассмотрим четыре спектра зарегистрированных трасс fii (), fii (), fi++m (), +l +m m+l i fi++l (), как показано на рисунке 7:
m+l fii () = hi () + hi+l () + ai,i+l () ; fii () = hi () + hi+m () + ai,i+m () ;
+l +m fii+m () = hi+m () + hi+m+l () + ai+m,i+m+l () ; fii+l () = hi+l () + hi+m+l () + ai+l,i+m+l () +m+l +m+l Чтобы исключить оператор hi (), вычтем спектры, которые его содержат:
i i i fi+m () - fi+l (). Затем, чтобы исключить hi+m+l () вычтем fi++m () - fii+l ().
m+l +m+l Наконец, сложим эти разности и получим:
i ( fii () - fi+l ()) + ( fii+m () - fii+l ()) = 2am,l () (5.4) +m +m+l +m+l В последнем выражении скомпенсировано влияние системы скважина-порода.
Рисунок 7. Положение четырех пар источникприемник, включенных в расчет для компенсации влияния системы скважинапорода.
Используя данный подход, мы модифицировали метод спектральных отношений, чтобы использовать для анализа трассы, сгруппированные не только по пунктам взрыва, но и по пунктам приема. В этом случае, для 8-ми канального зонда мы имеем 56 трасс для анализа: 14 пар для минимального интервала глубин, 12 пар для двойного интервала глубин и т.д. Используя многоканальный зонд, мы получаем несколько кривых поглощения с различным разрешением, которые могут быть обработаны совместно с целью улучшения точности, надежности и разрешения вычислений. Для этих целей предлагается использовать многоканальную деконволюцию.
Надежность любой схемы вычислений зависит от компактности модели, используемой для аппроксимации реальных данных. Ключевое предположение - амплитудный спектр сигнала (и, следовательно, его лог-амплитудный спектр) является гладкой функцией и большая часть его энергии сосредоточена в некотором интервале частот (1,2 ). Для определения параметра поглощения i на элементарном интервале используем подход, предложенный в работе (М.С.Денисов, Д.Б.Фиников, 1999). Введем функцию D(), чтобы вычленить возможное частотно-зависимое поглощение из Fki() :
n i,k i,k Fki() exp( () + D()) (5.3) j j j =k 2 + i,k i,k где D() = - ;коэффициент связан с i следующим образом: =.
j j=i +Соответствующий выбор вида базисных функций приводит к тому, что появляется возможность использования для определения коэффициентов разложения лог-амплитудного спектра критерия минимума дисперсии ошибки предсказания. Этот критерий хорошо изучен и его использование, как правило, приводит к получению надежных результатов.
Применив этот метод к параметризованному спектру, и получим:
n 2 r i,k i,k i,k J (i,k, ) = Fki () exp2 () + 2 D()d (5.4) j j j =1 Можно легко показать, что функционал является выпуклым. Таким образом, r i,k минимизация J (i,k, ) будет сводиться к определению обратного фильтра, и r i,k полученные параметры после изменения знака ( -i,k,- ) будут представлять собой параметризацию исходного спектра. В работе приведены уравнения, необходимые для вычислений параметра поглощения на основе модели общего источника (приемника).
Исследования на модельных данных. Был подготовлен набор волновых полей многоканального акустического каротажа, рассчитанных на основе лучевого метода для скважины с переменным по глубине диаметром и с добавлением аддитивного шума и частотно-зависимых помех (феноменологические модели), на которых протестировали разработанные технологии: усовершенствованный метод спектральных отношений и метод лог-спектрального разложения. Обе эти технологии были сравнены с наиболее современным на данный момент методом (А.Dasios и др., 2004). Разработанные методы показали улучшение надежности оценки поглощения в условиях случайного аддитивного шума. Когда в модель добавлялась помеха, зависящая от глубины (например, переменный диаметр скважины или каверна), надежными оказались лишь наши оценки. Метод (А.Dasios и др., 2004) в этом случае испытывает серьезные трудности.
Кроме того, были рассчитаны волновые поля акустического каротажа для модели насыщенной пористой среды Био с учетом скважины, заполненной промывочной жидкостью. Объект исследований: пласт песчаника, различной толщины и пористости, заполненный флюидом, расположенный в интервале глин (программа предоставлена компанией Schlumberger в рамках научноисследовательского гранта). Данные по физическим свойствам взяты из работы (M.Batzle, Z.Wang, 1992) для температуры 60оС и давления 33 МПа. Для усложнения задачи добавлялась промытая область типа каверны. Во всех случаях рассчитывалось необходимое число наблюдений, формирующих непрерывный каротаж. Модельное волновое поле в среде Био имеет достаточно сложное строение, включает в себя все виды полезных волн (продольную, поперечную, Стоунли) и помех.
В результате анализа получено, что вблизи границ пласта песчаника искажения в методах общего источника и общего приемника достаточно сильны, а способ компенсации позволяет ослабить эти эффекты. Влияние каверны на стандартный метод спектральных отношений (A.Dasios и др., 2004) очень велико. Применение нашего метода позволило в значительной мере ослабить помехи, вызванные наличием каверны. Предложены способы расчета функций контроля качества. При разработке технологии измерения поглощения по данным акустического каротажа большое внимание было уделено уменьшению влияния субъективного фактора геофизика-интерпретатора на точность оценок.
Разработанные способы оценки поглощения тестировались на данных, зарегистрированных зондами XMAC (Baker Atlas) и Sonic Scaner (Schlumberger) в двух эталонных скважинах.
Рисунок 8. Сопоставление кривой декремента поглощения поперечной волны (слева) и объемной модели газонасыщенного коллектора.
Применение разработанного метода оценки поглощения позволило установить следующее:
- поглощение продольной волны в акустическом диапазоне частот очень мало и не является диагностическим параметром;
- поглощение поперечной(изгибной) волны резко возрастает в интервале газо- и нефтенасыщенного коллектора и может быть использовано при интерпретации ГИС (Рисунок 8).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ Автором теоретически обоснованы и разработаны методические и технологические средства для использования эффекта неупругости насыщенных углеводородами пористых сред при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений. В процессе исследований рассмотрены различные аспекты решения прямой и обратной задач в поглощающих средах для методов сейсмоакустики - многоволнового акустического каротажа, вертикального сейсмического профилирования, сейсморазведки 2Д, 3Д и 4Д (сейсмического мониторинга):
- проведен анализ основных физических механизмов поглощения упругих колебаний в насыщенных пористых средах и установлена зависимость доминирующего механизма от термодинамических условий и компонентного состава флюида;
- проанализированы существующие и предложены новые, статистические устойчивые способы определения декремента поглощения по сейсмоакустическим данным.
Разработана технология изучения неупругих свойств среды по данным ВСП. На большом количестве практических примеров по данным ВСП показано наличие эффекта аномального возрастания частотно-зависимого поглощения и дисперсии скорости в интервале продуктивных пластов в различных геологических условиях.
Разработана комплексная технология построения геологической модели, учитывающей распределение сейсмофаций, коллекторских свойств и углеводородного насыщения.
Приведены результаты, показывающие эффективность применения технологии прогнозирования углеводородов в различных геологических условиях на территориях России, Казахстана, Колумбии, Саудовской Аравии, Вьетнама, Китая, шельфа Северного моря.
Разработан способ сейсмического мониторинга, основанный на контроле изменения неупругих свойств продуктивного пласта.
Опробование способа сейсмического мониторинга на нефтяном месторождении позволило выявить работающие и неработающие блоки.
Показана связь декремента поглощения с количеством углеводородного флюида в порах.
Разработана технология измерения поглощения по акустическим данным.
Полученные результаты показали большой потенциал декремента поглощения поперечных волн для комплексной интерпретации данных ГИС.
СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ 1. Рыжков В.И. Исследование способа коррекции влияния слоистости среды на оценку декремента поглощения - ЭИ ВНИИОЭНГ,1990.
2. Рыжков В.И. Статистически устойчивый метод оценивания декремента поглощения в спектральной области - ЭИ ВНИИОЭНГ,1990.
3. Рыжков В.И. Интегральные методы анализа волнового поля ВСП при изучении поглощающих свойств околоскважинной среды - Ж. Нефтегазовая геология и геофизика, - ЭИ ВНИИОЭНГ,1990 (Соавтор Рапопорт М.Б.).
4. Рыжков В.И. Методика выделения нефтегазовых объектов по их неидеальной упругости на основе совместной обработки поверхностных и скважинных сейсмо-акустических данных. - Дисс. Еканд. техн. наук, M., МИНГ,1990.
5. Рыжков В.И. Специализированная система экспресс-обработки данных ВСП на мини-ЭВМ - ЭИ ВНИИОЭНГ, 1990, (Соавторы Рапопорт М.Б., Рачинский А.Г.).
6. Системы обработки данных скважинной сейсморазведки на персональной ЭВМ типа IBM PC - Современные методики сейсмических исследований в нефтегазовых районах, Сборник трудов ВНИГНИ, Москва, 1992. (Соавторы Кривицкий А.Б., Рачинский А.Г.).
7. Рыжков В.И. Поглощение и дисперсия скорости сейсмических волн в залежах углеводородов - Материалы международной конференции SEG, Москва, 1993. (Соавторы Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И.).
8. Рыжков В.И. О влиянии залежей углеводородов на сейсмическое волновое поле - XII Губкинские чтения, ГАНГ, 1995. (Соавторы Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И.).
9. Рыжков В.И. Поляризационная деконволюция - средство формирования сейсмических сигналов с заданными свойствами при изучении анизотропии - Материалы международной геофизической конференции SEG, СанктПетербург, 1995. (соавторы Бродов Л.Ю., Кузнецов В.М.).
10. Рыжков В.И. Поглощение и дисперсия скорости сейсмических волниндикаторы для изучения нефтяных месторождений Западной Сибири - Сб.
Фундаментальные проблемы нефти и газа, Труды Государственной академии нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва, 1996. (Соавторы Парникель В.Е., Катели В.А., Рапопорт М.Б).
11. Рыжков В.И. Оценка возможности сейсмического мониторинга нефтяных залежей на основе математического моделирования фильтрации флюидов в них - ХIV Губкинские чтения, ГАНГ, 1996. (Соавторы Кац Р.М., Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И.).
12. Рыжков В.И. New Technology of Current Oil Saturation Determination - Transactions of 96Т International symposium on well logging techniques for oil field development under waterflooding, Beijing, China, 1996. (Соавторы Городнов А.В., Добрынин В.М., Черноглазов В.Н.).
13. Рыжков В.И. Эффект сейсмической неупругости залежей УВ и его использование при поисках, разведке и эксплуатации нефтегазовых месторождений - Ж. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 8. (Соавторы с Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И.).
14. Рыжков В.И. Временные вариации поля сейсмической неупругости нефтяного месторождения в сравнении с его динамической геофлюидальной моделью - Материалы международной конференции SEG, Москва, 1997.
(Соавторы Рапопорт М.Б., Рапопорт Л.И., Кац Р.М.).
15. Рыжков В.И. Сейсмические индикаторы УВ и новые возможности сейсморазведки при поисках, разведке и разработке нефтегазовых месторождений - Материалы юбилейной конференции, ИПНГ, Москва, 1997.
(Соавтор Рапопорт М.Б.).
16. Рыжков В.И. Эффект сейсмической неупругости на месторождении в Колумбии - Материалы конференции Геофизического общества Колумбии, 1998. (Соавторы Толоза В., Рапопорт М.Б).
17. Рыжков В.И. Обработка волновых акустических полей и комплексная интерпретация данных ГИС в системе "Камертон" - Материалы международной конференции и выставки по геофизическим исследованиям скважин SPWLA, Москва, 1998. (Соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н).
18. Рыжков В.И., Проблемы и новые возможности сейсморазведки на шельфе Вьетнама - Материалы конференции Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России, РГУ нефти и газа, 1999. (Соавтор Рапопорт М.Б.).
19. Рыжков В.И. Картирование небольших неструктурных залежей нефти методом ПДС по сейсмическим данным 3Д - Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр, Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва, 1999. (Соавтор Рапопорт М.Б.).
20. Рыжков В.И. Применение системы КАМЕРТОН для обработки волновых акустических полей и комплексной интерпретации данных ГИС - Научно-технический вестник АИС УКаротажникФ, Выпуск 71, 2000. (Соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н.).
21. Рыжков В.И. Метод разведки нефти и газа, основанный на их сейсмической неупругости - Ж. Нефть, газ и бизнес, 2000, № 2. (Соавторы Рапопорт М.Б., Крылов Д.Н.).
22. Рыжков В.И. Возможности комплексирования методов AVO и сейсмической неупругости при изучении нефтяных и газовых залежей - Материалы конференции Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России, РГУ нефти и газа, Москва, 2001. (Соавторы Рапопорт М.Б.).
22. Рыжков В.И. Учет анизотропии реальной среды при миграции данных ВСП - Материалы конференции XV Губкинские чтения, Москва, 2002.
(Соавторы Урупов А.К., Мухтаров Т.Э., Тихонов А.А.).
23. Рыжков В.И. Многоволновая акустика - прецизионный инструмент для изучения трещиноватых сред - Материалы международной конференции SEG, Москва, 2003. (Соавторы Стенин В.П., Добрынин С.В., Мухтаров Т.Э., Бродов Л.Ю.).
24. Рыжков В.И. Изучение трещиноватых сред по данным многоволновой акустики - Материалы конференции XVII Губкинские Чтения, Москва, 2004.
(Соавторы Мухтаров Т.Э., Добрынин С.В.).
25. Рыжков В.И. Современные требования к специализированной системе обработки данных ВСП - Материалы конференции XVII Губкинские Чтения, Москва, 2004. (Соавторы Кузнецов В.М., Шехтман Г.А., Попов В.В., Мухтаров Т.Э., Филимоненко С.В.).
26. Рыжков В.И. Обработка и интерпретация данных МВС-ВСП в специализированной системе 3с-Interact - Материалы конференции Гальперинские чтения, Москва, 2004. (Соавторы Кузнецов В.М., Шехтман В.М., Попов В.В., Мухтаров Т.Э., Филимоненко С.В.).
27. Рыжков В.И. Использование геофизических технологий при разработке нефтяных месторождений - Журнал Геофизика, 2005, № 2. (Соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н.).
28. Рыжков В.И. Повышение достоверности математического моделирования разработки месторождений нефти и газа на основе соавторы й интерпретации промыслово-геофизических, гидродинамических и промысловых данных в едином обрабатывающем комплексе - Журнал Геофизика, 2005, № 4.
(Соавторы Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Афанасьева Л.А.).
29. Рыжков В.И. Роль геолого-промысловой информации и ее использование для увеличения добычи углеводородов и снижения затрат на разработку месторождений шельфа - Ж. Геофизический вестник (ЕАГО), 2005, №12.
(Соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Пименов Ю.Г., Черноглазов В.Н.).
30. Рыжков В.И. Методология прогнозирования высокопродуктивных участков и зон обводнения в природных резервуарах нефти и газа сложного литологического состава на основе геодинамической неоднородности Проблемы геологии природного газа России и сопредельных стран - Сборник научных трудов, ООО "Научно-Исследовательский Институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ", Москва, 2005.
(Соавторы Сидорчук Е.А., Ульмасвай Ф.С.).
31. Рыжков В.И. Геолого-промысловая информация и ее роль в увеличении добычи углеводородов и снижении затрат на разработку месторождений нефти и газа - Журнал Технологии ТЭК, 2006, №3 (Соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Пименов Ю.Г., Черноглазов В.Н.).
32. Рыжков В.И. Опыт применения компанией Газпром нефть автоматизированного обрабатывающего комплекса и корпоративной базы данных исследований Гидра-тест - Ж. Нефтяное хозяйство, 2006, №10.
(Соавторы Фахретдинов Р.Н., Кременецкий М.И., Ипатов И.А., Кричевский В.М., Кокурина В.В., Афанасьева Л.А.).
33. Рыжков В.И. Изучение коллекторских свойств и углеводородного насыщения по данным сейсморазведки - Материалы международной конференции EAGE, С-Пб.,2006. (Соавторы Рапопорт М.Б., Кондратьев И.К., Кривицкий А.Б.).
34. Рыжков В.И. Геофизическая информация как источник увеличения добычи нефти на разрабатываемых месторождениях - Ж. Приборы и системы разведочной геофизики, 2006, № 04. (Соавторы Добрынин В.М., Городнов А.В., Пименов Ю.Г., Черноглазов В.Н.).
35. Рыжков В.И. Анизотропия свойств пород природных резервуаров нефти и газа и возможные методы ее оценки - Материалы Всероссийской конференции "Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и прикладные аспекты", Москва, 2007.
(Соавторы Ульмасвай Ф.С., Сидорчук Е.А., Добрынина С.А. ).
36. Рыжков В.И., Изучение коллекторских свойств и углеводородного насыщения по данным сейсморазведки - Ж. Геофизика, 2008. (Соавторы Кондратьев И.К., Бондаренко М.Т., Кривицкий А.Б.).
37. Ryjkov V.I., 1992, Usage of seismic waves absorption method in exploration of hydrocarbons, Abstract of papers, 54 EAEG Meeting, Paris. (Соавторы Rapoport M.B., Rapoport L.I.).
38. Ryjkov, V.I., 1994, Seismic velocity dispersion: An indicator of hydrocarbons:
Abstracts of papers, 64 SEG Meeting, Los Angeles. (Соавтор Rapoport, M.B.).
39. Ryjkov V.I., 1994, Study of a seismic inelasticity from VSP, Abstract of papers, 56 EAEG Meeting,Vena. (Соавтор Rapoport M.B.).
40. Ryjkov V.I., 1994, Method AVD (Absorption and Velocity Dispersion):
Testing and Using on the oil deposit in Western Siberia - Abstract of papers, EAEG Meeting,Vena. (Соавторы Rapoport M.B., Rapoport L.I., Parnikel V.E., Kately V.A.).
41. Ryjkov V.I., 1995, Interpretation of seismic inelasticity effects in oil and gas prospecting, Extended Abstracts 65 SEG Meeting, Houston. (Соавторы Rapoport M.B., Rapoport L.I., Girshgorn, L. S., Muratov, S. G).
42. Ryjkov V.I., 1995, Exclusion of the seismic signal distortions in overburden on 3C data processing, Extended Abstracts 57 EAGE Meeting, Glasgow. (Соавтор Brodov L.Y.).
43. Ryjkov V.I., 1996, The comparative test of AVO and AVD methods on gas and oil fields, Extended Abstracts 58 EAGE Meeting, Amsterdam (Соавторы Rapoport M. B., Rodriguez A.).
44. Ryjkov V.I., 1996, The changes of seismic wales attenuation on oilfield during exploration, 58 EAGE Meeting, Extended Abstracts, Amsterdam. (Соавторы Taranenko V.V., Rapoport M.B.).
45. Ryjkov V.I., 1997, The Oil Prospecting Using Seismic Attributes as Predictors of Reservoirs Properties and Fluid Saturation, 67 SEG Meeting, Extended Abstracts, Dallas. (Соавторы Rapoport, M.B., Rapoport, L.I., и другие).
46. Ryjkov V.I., 2004, Direct detection of oil and gas fields based on seismic inelasticity effect, The Leading Edge, 23, 276Ц278. (Соавторы Rapoport M.B., Rapoport L. I.).
47. Ryjkov V.I., 2005, Oil recovery evaluation for late stage of oil field development. 67 EAGE Meeting, Extended Abstracts, Madrid. (Соавторы Dobrynin V.M., Gorodnov A.V., Chernoglazov V.N.).