Nbsp;   Гармонически изменяющиеся поля, способы возбуждения, их структура. 2 страница

 

Основные характеристики неустановившегося поля:

1) параметр становления поля

, м; T=2πt, где 2πt - аналог периода гармонических колебаний.

2) эффективная глубина проникновения устанавливающихся вихревых токов:

3) параметр u - относительная мера удаления пункта наблюдения от источника:

 

Ближняя зона – область малых значений параметра u: , дальняя зона – область больших значений u: .

Сейсмические комплексы осадочного чехла Западной Сибири. (неоком-баррем-аптские отложения)

Неокомские отложения являются главными нефтеносными толщами Западной Сибири. Глубоководный режим осадконакопления, создавшийся в поздней юре, сохранился в неокоме. Вертикальные амплитуды клиноформных комплексов возрастают с востока на запад от 200 до 500-600 м, что свидетельствует об увеличении глубин неокомского бассейна от берриаса к готериву.

Неокомский комплекс приурочен к интервалу между ОГ Б (баженовская свита) и М (кошайская пачка глин, апт). В настоящее время в этом интервале выделяется от 20 до 30 клиноформных сейсмогеологических комплексов. По формационному делению неокомский комплекс включает в себя пестроцветную прибрежно-континентальную формацию (вартовская свита), сероцветную мелководно-морскую шельфовую, склоновую (клиноформную) ачимовскую (мегионская свита), депрессионную глинисто-битуминозную формацию (верхняя часть баженовской свиты) (рис.8.15, 8.16). Эти формации составляют единый латеральный регрессивный ряд, иллюстрирующий боковое (с востока на запад) заполнение осадками неокомской палеодепрессии большей части Западно-Сибирской плиты.

В региональных стратиграфических схемах 1978 г. в качестве основных подразделений верхнеюрско - неокомских отложений центральных районов провинции, в частности Среднего Приобья, выделены (снизу вверх): васюганская (абалакская), георгиевская, баженовская, мегионская (с ачимовской толщей в нижней части), вартовская и алымская свиты.

В верхнеберриас - барремских отложениях Западно-Сибирской провинции, подразделенных на мегионскую и вартовскую свиты, в разных ее районах выделено до нескольких десятков песчано-алевролитовых пластов (горизонтов), образующих группы А (сверху) и Б. Принадлежность разреза к той или иной районной схеме определяется дополнительным буквенным индексом (например, АС и БС для Сургутского, АВ и БВ для Нижневартовского районов и т.п.), который в сочетании с номером пласта (например, АС4 или БС10) указывает на положение его в разрезе. Выделен также ряд наиболее выдержанных глинистых пачек, которые получили собственные наименования, нашедшие отражение в стратиграфических и корреляционных схемах (пимская, сармановская, чеускинская и др), в качестве реперных горизонтов. В региональных стратиграфических схемах 1978 г. граница между мегионской и вартовской свитами в Сургутском районе проведена в основании песчано-алевролитовых пластов БС8-9, или в кровле чеускинской глинистой пачки, а в Нижневартовском – по кровле глинистой пачки, разделяющей пласты БВ8 и БВ7.

По фауне аммонитов и фораминифер граница между валанжинским и готеривским ярусами была приурочена в Сургутском районе к кровле сармановской глинистой пачке (основанию пластов БС6-7 ), а в Нижневартовском – к основанию пласта БВ4. В мегионской свите, помимо пластов БС10-13 и БВ8-12, в нижней ее части обособлена ачимовская толща. К ачимовской толще относились преимущественно песчаные отложения, индексированные как пласты БС16-22 и БВ16-22. Такая «субпараллельная» стратификация неокома существовала до 1975 г. Выявленная позже регионально – косослоистая модель строения верхнеюрско – нижнемеловых отложений Зап. Сибири, типичная для погребенных некомпенсированных бассейнов с терригенным заполнением, вызвала необходимость существенного пересмотра стратиграфической и корреляционной схем неокомского нефтегазового комплекса.

В волжско - неокомских осадочных образованиях прослеживается большое количество сейсмических горизонтов. Основные из них приурочены к глинистым пачкам, отражающим наиболее ярко выраженные кратковременные субрегиональные трансгрессии (пимская, чеускинская, урьевская, савуйская и др.) в Среднем Приобье; глинистыми пачками над песчаными пластами БН7, БУ8-10, БУ18-20 в Надым-Тазовском междуречьи. В настоящее время универсальная индексация в пределах всего региона отсутствует. На севере основным ОГ присвоены индексы с востока на запад и снизу вверх: Бя, В4, В3, В2, В1, В0, В. (рис 8.8) В среднем Приобье по названию глинистых пачек –Дп и Дч (соответственно пимская и чеускинская), либо по времени их регистрации –Д19, Д20, либо по индексу песчаного пласта – ДБС1, ДБС10 и т.д.

В пространстве комплексы представляют собой серию последовательно налегающих друг на друга клиноформных тел, вытянутых в субмеридиональном направлении (рис 8.8.). Границы их составные. Верхние части границ, субпараллельные ОГ Б-М, либо примыкают к поверхности эрозионного среза, с которым связано отражение М, либо прослеживаются до области налегания на кровлю более древнего сейсмического комплекса, либо теряются в разрезе в восточном направлении. Снизу сейсмические комплексы ограничены ОГ Б.

Внутреннее строение всех волжско – неокомских сейсмических комплексов севера региона характеризуется следующими закономерностями. Начало формирования каждого комплекса представлено, как правило, косослоистой сейсмофацией, которая налегает на поверхность ранее сформировавшегося комплекса В2. Сейсмофация II типа (рис.8.27) связана с осадками, формирующимися при медленном повышении уровня моря. Она характеризуется сигмовидно – линзовидно – косослоистым рисунком записи, свойственным образованиям

прибрежно – морского генезиса. III тип сейсмофаций, завершающих внутреннее строение сейсмокомплекса, характеризуется выдержанными по амплитуде и форме записи сигмовидными отражениями.

Комплексный анализ волновой картины, т.е. корреляция сейсмокомплексов по «пакетам» отражений, связанных как с внешними, так и внутренними границами сейсмогеологических тел, позволили протрассировать одноименные сейсмические комплексы от Среднего Приобья до Крайнего севера, выделить в вертикальном разрезе нижнемеловых отложений соответствующие им проницаемые пачки и толщи и приблизительно установить их возрастные интервалы. (рис.8.8.).

Сейсмический комплекс Б-Бя приурочен к отложениям пород яновстанской свиты. Кровля его сопоставляется с глинистыми пачками над пластами БТ14-БТ16 (Тазовский р-он) и с пластами БВ10-12 (Вартовский р-он).

Сейсмический комплекс Бя-В4 соответствует отложениям верхнеберриас – нижневаланжинского возраста. Кровля его (В4) сопоставляется на севере плиты с глинистыми пачками над пластами БУ18-БУ20 (Пурский р-он), БТ8-БТ10 (Тазовский р-он), в Среднем Приобье- с глинистой покрышкой над пластом БВ6.

Сейсмический комплекс В43-верхневаланжинский. Кровля его приурочена к глинистой пачке над пластом БУ10 (север) и чеускинской глинистой пачке над пластом БС10 (Среднее Приобье).

В31- нижнеготеривский проницаемый комплекс. Кровля соответственно сопоставляется с пластами БН5-7 и БС1.

В10 соответствует образованиям верхнее-готерив-барремского возраста. Данные проницаемые комплексы разделяются в вертикальном разрезе глинистыми флюидоупорами, а латерально они последовательно в западном направлении замещаются мелководными и глубоководными глинами зон некомпенсированного прогибания.

Особое место внутри неокомских комплексов занимают песчано – алевритовые осадки ачимовской толщи. Сейсмогеологический анализ позволил стратифицировать ачимовские отложения и выделить основные глинистые пачки, являющиеся региональными флюидоупорами: соснинская глинистая пачка, залегающая над пластом БВ12, тагринская, залегающая над пластом БВ10, ватинская, залегающая над пластом БВ8, покачевская – над пластом БВ4, чеускинская (БС10), сармановская (БС8), пимская (БС1), быстринская (АС7), глинистая пачка, залегающая над пластами АС1-4.

В среднем Приобье и на Ямале верхняя граница барремского подкомплекса определяется глинами нижнего апта (кошайская пачка. алымская свита, нейтинская пачка). Нижней границей является во Фроловском районе быстринская пачка глин. При ее опесчанивании на восток нижней границей подкомплекса является пимская пачка глин (верхнеготерив-барремский подкомплекс). Описываемый подкомплекс разобщен на две части – северную и южную-субширотной полосой. Проходящей к востоку от Салехарда. В ее пределах нижнеаптская глинистая покрышка размыта или замещена песками вследствие общего воздымания этой полосы в конце барремского и начале аптского веков.

Отложения апта трансгрессивно перекрывают неокомский комплекс и представляют собой трансгрессивно-регрессивный циклит. В его основании залегают глины, относимые к алымской свите (апт). В составе свиты выделяется кошайская маркирующая пачка, сложенная тонкоотмученными глинами. В восточном направлении в основании свиты появляется базальный песчаный горизонт сложного строения, развитый в Вартовском районе и индексируемый как АВ1. В его составе выделяется несколько различающихся по литологии пластов: АВ11, АВ21, АВ31. Верхняя часть горизонта представлена интенсивно биотурбированными породами – тонким линзовидным переслаиванием светло-серых песчано-алевритовых и черных глинистых слойков с обилием ходов илоедов (так называемый «рябчик»). Нижние песчаные прослои имеют массивное строение и сложены хорошо проницаемыми песчаниками. В западном направлении горизонт АВ1 глинизируется. На Сургутском своде, расположенном западнее Нижневартовского, в основании комплекса резко возрастают мощности глин. В северо-западной части Сургутского района появляется серия песчаных пластов (АС1-АС3).

В Приуралье в нижней части разреза апта выделяются песчаные пласты А13, относимые к леушинской свите.В верхней части разреза апта, на алымской и кошайской свитах, залегает викуловская свита, имеющая песчаный состав и включающая песчаные пласты группы ВК.

В аптском сейсмокомплексе прослеживается два опорных отражающих горизонта- М и М’. Первый из них приурочен к кошайской глинистой пачке, второй – к подошве ханты-мансийской свиты и кровле викуловской свиты. Комплекс характеризуется параллельно-волнистым рисунком сейсмической записи, сравнительно протяженными осями синфазности, умеренными амплитудами и средними периодами ОВ. ОГ М’ имеет региональное распространение и выделяется в зоне опесчанивания ханты-мансийской свиты.

Отложения апта характеризуются серией субгоризонтальных отражений, слабой амплитудной выразительности, непротяженными осями синфазности, интерференционными осложнениями. Однообразием рисунка записи и т.д.. что свидетельствует об однотипности осадков, формирующихся в основном в прибрежно-континентальных условиях. Появление на отдельных участках высокоамплитудных осей синфазности протяженностью 10-20 км, приуроченных к границам песчаных пластов и перекрывающих их глинистых пачек (мощностью 20-30 м) прибрежно-континентального или прибрежно – морского генезиса, не изменяет общей волновой картины.

 

 

Аппаратура для полевых сейсмических исследований 3D.

1. Телеметрическая система SN-388 фирмы SERSEL (Франция)

 

Система ориентирована на трехмерную сейсморазведку и дает возможность реализовывать произвольные системы наблюдений.

Блоки:

- SU (station unit) - прием от сейсмоприемника и пол­ная обработка сейсмического сигнала по одному каналу (предварительное усиление, фильтрация, усиление с плава­ющей запятой, преобразование аналог-код, заданные дис­танционно из центрального блока управления CCU), пере­дача информации к сейсмостанции в цифровом виде. При работе с вибратором этот блок также служит для выделе­ния аналоговой головной волны. Один блок имеет входы (обеспечивает сбор информации) от 8 пунктов приема. Блок не имеет автономной батареи и получает энергопитание по электрическому кабелю от блока PSU.

- CSU (crossing section unit) - связь между сейсмостанцией и профилем, а также между профилями при много­профильной системе наблюдений. Передача управляющих сигналов от сейсмостанции на модули SU, сбор сейсмичес­кой информации от модулей на профиле и передача ее на сейсмостанцию. Этот блок также подпитывает линию на­блюдения током напряжения 488 от 12-вольтного источ­ника.

- RU (repeat unit) повторитель (ретранслятор) сигналов, обеспечивает передачу информации на длину стандартного электрического кабеля (110 м). Этот же блок устанавлива­ется при использовании оптического кабеля на стыке двух отрезков (через 110 м).

- TB/UH используется при обработке с взрывным ис­точником и служит для передачи команды на взрыв и ре­гистрации вертикального времени.

- DAUX (digital auxiliary unit) служит для регистрации каких-либо вспомогательных цифровых сигналов, напри­мер, пилот-сигнал при работе с вибратором.

- PSU (power supply unit) генерирует 48-вольтное на­пряжение и питает модули сбора SU, и устанавливается через каждые 40-50 модулей, а также между двумя опти­ческими кабелями.

- FOI (fiber optic interface) устанавливается на стыке секций оптического кабеля. Оптический кабель использу­ется для длинных линейных соединений, когда необходимо обойти часть расстановки или когда центральный блок СС находится далеко от ближайшей линии сбора. FOI преобра­зует электрические сигналы в световые и наоборот. Макси­мальная длина секции оптического кабеля - 1000 м.

- CCU (central control unit) центральный контрольный блок состоит из блоков, осуществляет контроль за расста­новкой модулей и линий, управляет их работой, принимает и записывает форматированные сейсмические данные. Блок СС дополняется периферийным оборудованием для изменения конфигурации всей системы в соответствии с решаемыми задачами.

- MCU (master conrol unit) осуществляет программиру­емое управление полевой системы до 120 каналов с шагом дискретизации 1 мс, 240 каналов с шагом дискретизации 2 мс, 480 каналов при 4 мс в одном или нескольких про­филях.

- LXU (line extension unit) обеспечивает линейное рас­ширение конфигурации системы сбора сейсмической ин­формации; взаимодействует с блоком MCU при записи бо­лее чем от 240 каналов с шагом дискретизации 2 мс и поз­воляет регистрировать информацию до 1200 каналов при 2 мс на каждой линии.

- PU - источник 12 В для блока MCU

- PXU - источник 12 В для блока LXU

- DU (display unit) - дисплейный блок, который демонс­трирует рабочие параметры системы сбора сейсмической информации и ее состояние.

Дисплейный блок визуализирует:

параметры расстановки моделей сбора, параметры записи, параметры воспроизведения, состояние селектора программ, ошибки передачи, регистрации ошибок, ввод-вывод, работу персонального компьютера оператора, режимы питания блоков системы.

При работе с SN-388 можно варьировать коли­чеством каналов и профилей наблюдения путем простого наращивания одних и тех же блоков. Одно такое наращивание количества каналов ограничива­ется тем, что при этом возрастает количество выносного оборудования, что значительно усложняет организацию ра­бот. Как показывает опыт работ с такими системами, при большом количестве каналов резко возрастает объем "смоточно-размоточных" работ, возрастает вероятность повреж­дения сейсмических кабелей гусеничной техникой и т.д.

Методика и техника работ методом ЗСДЗ и ЗСБ.

Метод становления поля – один из вариантов индукционного электромагнитного зондирования, основанного на изучении поля переходных процессов, возбужденного в земле посредством импульсного или ступенчатого переключения тока в питающей установке. ЗСДЗ основано на изучении поля переходных процессов, возбужденного в земле удалённым источником. Схема установки метода ЗС приведена на рис.1:

 

 

 


Кажущееся сопротивление для всех ti с момента выключения ступени тока и до окончания его исчезновения в земле до нуля вычисляют по формуле:

ЗСБ основаны на изучении неустановившегося поля, обусловленного возбуждением второго рода (гальванические или индукционные токи, существующие непосредственно под питающими установками). Кажущееся сопротивление вычисляют по формулам:

 

ОСОБЕННОСТИ ПОВЕДЕНИЯ ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ И СЕЙСМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК В ОБЛАСТИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ. Аномалии типа залежь (АТЗ).

Изменения физических свойств пород, отражаются в особенностях поведения волновых полей и сейсмических характеристик. Основными диагностическими признаками насыщения (ДПН) коллектора углеводородами являются:

а) изменение амплитуд колебаний, при переходе от водонасыщенной части пласта к газонасыщенной (аномалии типа «яркое пятно» - увеличение амплитуды, “тёмное пятно” - уменьшение интенсивности);

б) появление колебаний, отражённых от контактных поверхностей (аномалии типа “плоское пятно”);

в) интерференционные явления в краевых частях залежей углеводородов либо в контуре насыщения (при небольших высотах залежей);

г) изменения волновой картины, фазовая инверсия в периферийных частях залежи;

д) изменения частотного состава волн, контролирующих залежь;

е) повышенное энергетическое затухание волн, проходящих через залежь, изменение их частотного состава;

ж) увеличение интервальных времен в области залежи;

з) понижение интервальных скоростей в области залежи;

и) уменьшение значений средних скоростей волн, отражённых от границ залежи. к) уменьшение интервальных скоростей над залежью;

л) понижение средних скоростей сейсмических волн, контролирующих залежь;

м) повышенное частотное поглощение в зоне, расположенной под залежью.

Насыщение пластов-коллекгоров в меловых отложениях (преимущественно газом и газоконденсатном) отображается в виде различных аномалий волнового поля. Основным динамическим параметром сейсмической записи - индикатором наличия углеводородов - является изменение энергии сейсмических волн, отраженных в зоне развития залежи. В основном это эффекты типа “яркого пятна”; эффекты ослабления записи типа “тёмного пятна”; смены полярности волны, сопровождающиеся изменениями частотного состава сейсмической записи; теневые эффекты; увеличение интервальных времён, связанное с уменьшением интервальных скоростей. Большое количество нефтегазонасыщенных пластов регистрируются в волновом поле неустойчивой волновой картиной и без использования геолого-геофизической информации выделить аномалию на сейсмических разрезах практически невозможно.

В пределах одного месторождения, одного осадочного комплекса различные залежи, однозначно отображаясь в волновом поле, существенно различно влияют на характеристики отражённых волн, что связано с особенностями их геологического строения. Иными словами, каждый песчаный пласт и каждая залежь уникальна в своём роде. Аномалии сейсмических характеристик возникают в местах резкой смены литологического состава пород, фациальных замещений, в зонах разрывных нарушений, трещиноватости и т.д. Главная задача “прямых поисков” сводится к отбору из общего числа зарегистрированных аномалий волновых полей или сейсмических параметров именно тех, которые по тем или иным признакам могут быть обусловлены залежами углеводородов. Целью выделения аномалий, вызываемых в сейсмическом поле залежами углеводородов, можно сделать следующие выводы.

1.Залежи углеводородов находят отображение на сейсмических временных разрезах.

2. Эффекты залежей в сейсмическом поле различны и многообразны. Наиболее контрастно выделяются сейсмические эффекты от мощных газовых залежей. Нефтяные залежи на сейсмических разрезах проявляются существенно слабее.

3. Эффекты залежей в сейсмическом поле регистрируются на фоне аномалий литологической природы, что затрудняет их выделение. На сейсмических разрезах фиксируется значительное количество аномалий, сходных по облику с эффектами, вызываемыми залежами углеводородов, но не связанных с нефтегазоносностью. Часто однозначно расшифровать природу АТЗ (аномалии типа залежь) только по данным сейсморазведки невозможно. При отсутствии различий в скоростях характер регистрируемого сейсмического поля и соответственно аномалии типа залежь (АТЗ) определяется дифференциацией плотностей в разрезе и в залежи. Очевидно, что при отсутствии различий в скоростях характер регистрируемого сейсмического поля и соответственно аномалии типа залежь (АТЗ) определяется дифференциацией плотностей в разрезе и в залежи. К настоящему времени имеется довольно много примеров успешного выделения АТЗ по материалам сейсморазведки, но успех обнаружения залежи, как правило, зависит от имеющихся априорных данных о нефтегазоносности и акустических параметрах исследуемой толщи, то есть от данных бурения. Известны также многочисленные случаи неподтверждения выделяемых по материалам сейсморазведки АТЗ, что является следствием изменения динамических характеристик, полученных на площади с выявленной нефтегазоносностью, за пределы исследованной территории без учёта возможности изменений геологического разреза.

Интерпретация материалов 3D сейсморазведки.

Интерпретационные работы выполняются с использованием современного математического обеспечения различных компаний на рабочих станциях и персональных компьютерах по технологической схеме, обеспечивающей решение поставленных геологических задач.

Интерпретация включает в себя:

1.Формирование локальной базы геолого-геофизических данных по участку работ (включая исходные данные и результаты интерпретации сейсморазведочных работ прошлых лет, скважинных данных и т. д.). Используются материалы, подготовленные в международных стандартизованных форматах (SEG-Y, LAS и т.д.). Используется система координат 1942 г.

2.Увязка сейсмических материалов разных съёмок, в том числе по форме записи, производится в автоматизированном режиме с полным интерактивным и документальным контролем. На основе функции взаимной корреляции сейсмических трасс на пересечениях профилей определяются значения 3-х составляющих (временной, фазовой и амплитудной), затем по системе профилей методом наименьших квадратов рассчитываются постоянные поправки по каждой составляющей для каждого профиля, которые после интерактивного контроля и анализа применяются к сейсмических данным, минимизируя различия между материалами различных съёмок.

3.Обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин. Определение или уточнение положения в разрезе реперных и целевых геологических границ производится на основании анализа каротажных материалов, построения схем межскважинной корреляции и сопоставления с сейсмическими материалами. В интервалах продуктивных объектов производится обработка материалов ГИС с получением геолого-промысловых характеристик изучаемых пластов.

4.Стратиграфическая привязка отражённых волн к целевым геологическим границам с использованием одномерного геосейсмического моделирования. Для создания геоакустичекой модели среды используются данные акустического и плотностного каротажа, материалы ВСП, проведённого в скважине. Детальность исходной модели приводится в соответствие с сейсмическими данными и определяется шагом дискретизации. Расчёт синтетических сейсмотрасс производится как с использованием модельных импульсов, так и импульсов, рассчитанных из реальных сейсмических трасс методом Винера-Ливенсона. Соответствие между реальными и синтетическими сейсмотрассами определяется на основе ФВК и характеризуется значением коэффициента корреляции. Синтетическая сейсмотрасса может быть разложена на элементарные составляющие с целью качественной оценки влияния отдельно взятой границы на реальное волновое поле. При отсутствии данных акустики стратиграфическая привязка производится на основе визуального сопоставления временных разрезов и материалов ГИС, трансформированных во временной масштаб на основании данных ВСП.

5.Прослеживание целевых отражающих горизонтов с использованием методик сейсмостратиграфического анализа. Прослеженные горизонты увязываются по площади посредством постоянных, рассчитанных методом наименьших квадратов, и, по мере необходимости, переменных поправок с целью минимизации остаточных невязок на пересечениях профилей. Использование корректирующих поправок протоколируется и хранится в базе данных.

6.Создание модели тектонического строения площади на основе выделения тектонических нарушений на временных разрезах и трассирование их в плане с использованием априорной информации.

7.Построение карт изохрон. При картопостроении используется современное программное обеспечение позволяющее использовать множество алгоритмов расчёта равномерных сеток: от простейших до основанных на сложном статистическом анализе исходных материалов. Параметры расчётов выбираются исходя из плотности и качества исходных данных и решаемых конкретных геологических задач.

8.Кинематическая интерпретация. Построение карт скоростей и структурных карт с использованием тектонической модели. В зависимости от степени изученности конкретной площади и сложности её строения могут применяться различные способы пересчёта из временной области в глубинную. Когда скоростные свойства среды на исследуемой территории изучены достаточно полно, строится объёмная скоростная модель, с помощью которой производятся любые преобразования время-глубина и наоборот.

9.Изучение истории развития геологического строения площади на основе палеотектонического анализа. Воспроизведение истории тектонического развития производится на основе анализа изменения схем толщин между изучаемыми границами, профилей выравнивания и др. На основании полученных выводов даётся оценка нефтегазоперспективности исследуемой территории с точки зрения тектонического развития.

10.Определение и картирование динамических характеристик сейсмической записи в интервалах продуктивных горизонтов. Могут быть рассчитаны погоризонтные и интервальные атрибуты сейсмической записи. Могут изучаться мгновенные характеристики, основанные на Гильберт-преобразованиях временных разрезов. В результате совместного анализа схем распределения динамических атрибутов и скважинной информации и выявления корреляционной зависимости между ними на основе статистического анализа выполняется прогноз литологических, коллекторских и др. свойств интересующих объектов.

11.Определение зон наиболее вероятного развития коллекторов в продуктивных интервалах на основе изучения условий осадконакопления с использованием методик палеогеоморфологического и сейсмостратиграфического анализа, на основе районирования динамических полей.

12.Комплексный анализ полученных материалов с выделением прогнозных ловушек углеводородов и выдачей рекомендаций на дальнейшее изучение площади. Рекомендации на дальнейшее изучение территории оцениваются с точки зрения геологии, экологии и экономической ситуации.

При интерпретации данных используются различные подходы. Один из самых распространённых – восстановление акустической характеристики среды по динамическим параметрам отражённых, что позволяет перейти к определению и картированию скоростей распространения волн. Определение строения и свойств среды по отражённым волнам представляет собой одну из обратных задач рассеяния волн.

Асимптота правой ветви кривой МТЗ при непроводящем основании (ρn→ ∞).

При ρ3=∞ основная формула для вычисления кажущегося сопротивления имеет вид:

Подставив для 3-х слойного разреза k1, k2, μ1 и μ2 и преобразовав, получим

А это есть уравнение прямой, проходящей под углом 63º26' к оси абсцисс и называется линией S. Она отсекает горизонтальную ось графика с отметкой |ρТ|=1 в точке с абсциссой








Дата добавления: 2015-03-19; просмотров: 2352; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию, введите в поисковое поле ключевые слова и изучайте нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам понравился данный ресурс вы можете рассказать о нем друзьям. Сделать это можно через соц. кнопки выше.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2019 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.017 сек.