Цибульський Віталій Олександрович КОМПЛЕКСНА ГЕОЛОГО-ГЕОФІЗИЧНА МОДЕЛЬ НИЖНЬОМАЙКОПСЬКИХ ВІДКЛАДІВ ПРИКЕРЧЕНСЬКОГО ШЕЛЬФУ

Краткое описание

У вступі обґрунтовано актуальність теми дисертаційної роботи,
зазначено її мету, об'єкт і предмет дослідження, наукову новизну та практичну
4
цінність отриманих результатів. Наведено відомості про особистий внесок
автора, апробації результатів, публікації, загальний обсяг і структуру роботи.
Перший розділ дисертації присвячено огляду геолого-геофізичної
вивченості та історії розвитку уявлень про геологію Прикерченського регіону.
Починаючи з 1950-х до теперішнього часу на території досліджень
проведено сейсмічні зйомки у модифікаціях МЗХ СГТ, МСГТ, МВХ СГТ, 3Д
СГТ. За результатами інтерпретації отриманих даних у 1976 році об'єднаннями
«Южморгео» та «Кримморгеологія» виявлено на Прикерченському шельфі 27
локальних підняття та виділені сейсмічні горизонти по відкладам ерозійної
передпліоценової поверхні, покрівлі сарматських відкладів, покрівлі
майкопської серії, покрівлі олігоцену і підошві майкопської серії.
Отримані об'єднаннями «Южморгео» та «Союзморгео» матеріали
детальних сейсморозвідувальних робіт 1978-1982 рр. дозволили встановити
геологічну будову неоген-палеогенових відкладів на ділянках структур
Субботіна, Привітна, Калкан, Дрейфова, Союзна, Кавказька та Гранична. По
майкопським, еоценовим і покрівлі відкладів крейди виявлена структура
Глибока. Надані рекомендації стосовно проведення буріння на структурах
Субботіна та Глибока.
В 1989 році по локальним підняттям Свободне, Сміле, Безіменне,
Личагіна, Маячне Керченсько-Таманського шельфу побудовані структурні
карти масштабу 1:50000 по горизонтах Iа (покрівля майкопської серії), IIа
(покрівля еоцену) та I (покрівля міоцену). З 1995 по 2011 рр.
сейсморозвідувальні нафтогазопошукові роботи на шельфі виконувались
компаніями «British Gas», «Western Geophysical», «Севморнефтегеофизика»,
«Укргеофізика», «Науканафтогаз» та іншими. До основних результатів слід
віднести інтерпретацію 10 000 км регіональних сейсмічних профілів та
побудову комплекту структурних карт масштабу 1:200000. Виконано
тектонічне районування Прикримського шельфу і деталізовано крупні
структурні форми поверхні мезозойських відкладів. Також проведено першу
сейсмічну зйомку 3-D на площі Субботіна-Абіха.
Перші гідромагнітні дослідження масштабу 1:2 500 000 датуються 1958-
59 роками і виконувались ГО ВНДІМоргео під керівництвом Я. Маловицького.
Далі слідує гравіметрична зйомка масштабу 1:2 500 000 виконана ІФЗ АН СРСР
у 1959-61 роках під керівництвом Ю. Буланже. Фахівці НПО
«Кримморгеологія» у 1978 та 1979 роках виконували гравімагніторозвідувальні
роботи масштабу 1:100 000 під керівництвом В. Самсонова. У 2003 році
проведено високоточні аерогравіметричні та магнітометричні зйомки
Прикерченського шельфу масштабу 1:50 000. Інтерпретація даних виконана
працівниками ПДРГП «Північгеологія». Також у 2003 році, Чернігівським
відділенням УкрДГРІ, під керівництвом В. Кукурузи проведені
електророзвідувальні дослідження ЕПНГ. Результатом стало виділення
аномалій характерних для продуктивних піднять у межах структур Субботіна
та Абіха.
Незважаючи на доволі тривалу історію вивчення Прикерченського
шельфу перша параметрична свердловина Субботіна-403 пробурена лише у
5
2005 році, в апікальній частині однойменної структури і досягла глибини в
4300 м, отримані промислові притоки нафти з відкладів майкопу. Відбулося
відкриття родовища. Надалі пробурені свердловини Субботіна-1 (3140 м),
Субботіна-2 (3200 м), Субботіна-3 (3100 м) відповідно у 2007, 2009, 2010 роках.
В Російській економічній зоні у 1984 році на Керченсько-Таманському шельфі
пробурена свердловина Рифова-302 глибиною 2000 м. Таким чином, можна
констатувати, що Прикерченський шельф вивчений бурінням недостатньо і
нерівномірно.
Згідно нафтогазогеологічного районування східна частина
Прикерченського шельфу відноситься до Сорокінсько-Субботінського, а
західна – до Південнокерченського нафтогазоносних районів Індоло-
Кубанської нафтогазоносної області. В останньому виділяється Мошкарівська
зона нафтонагромадження. У тектонічному відношенні вона пов’язана зі
східним зануренням Гірського Криму. Доведена промислова нафтогазоносність
еоценових і майкопських утворень, поклади залягають у комбінованих і
літологічно обмежених пастках.
У розрізі Прикерченського шельфу виділяється п’ять нафтогазоносних і
перспективних комплексів: нижньокрейдовий, верхньокрейдовий, палеоцен-
еоценовий, олігоцен-нижньоміоценовий (майкопський) і середньоміоцен-
пліоценовий. На родовищі Субботіна розкрито лише три останні комплекси.
Свердловинами 403, 1 і 2 розкриті поклади нафти у шести горизонтах відкладів
нижнього майкопу (горизонти М-1-М-6) у двох блоках (північному і
південному). Всі пастки пластові напівсклепінні, тектонічно екрановані чи
тектонічно обмежені.
Структурно-тектонічний нарис Прикерченського шельфу розроблено у
відповідності до розвитку уявлень про формування Чорноморської западини.
Існують концепції тектонічного розвитку регіону з поглядів теорії
геосинкліналей, тектоніки літосферних плит, так і змішаних, заснованих на
взаємодії тектоноплитних та плюмтектонічних процесів. Результати
геотектонічних досліджень регіону розглядаються в працях О. Афанасенкова,
К. Бенкса, М. Герасимова, В. Гончарова, Ю. Казанцева, В. Коболева,
Є. Мілановського, М. Муратова, А. Нікішина, І. Попадюка, Е. Робінсона,
В. Старостенка, Д. Туголєсова, В. Юдіна та інших.
Вивчаючи Керченсько-Таманський прогин, до якого належить
Прикерченський шельф, наштовхуєшся на різноманіття поглядів стосовно історії
тектонічного розвитку. Так, В. Муратов розглядає його, як накладений поперечний
прогин на зону переклінального замикання гірськоскладчастих споруд Гірського
Криму та Кавказу, застосовує термін «переклінальний прогин». З цього приводу
Д. Туголесов відмічає, що у даному випадку немає повної відповідності до
обраного тектонотипу. Виходячи з уявлень про кулісоподібне з’єднання
мегантикліноріїв Кавказу та Гірського Криму, для Керченсько-Таманського
прогину, що їх розділяє, запропоновано термін «міжпереклінального» прогину.
Колектив науковців ДГП «Укргеофізика», під керівництвом М. Ночвая,
встановлюють приналежність Керченсько-Таманської області до релікту древньої
6
континентальної окраїни пасивного типу (або до релікту серединного масиву,
виходячи із геосинклінальної концепції).
О. Афанасенков та інші розглядають Керченсько-Таманський басейн, як
складнопобудовану зону з’єднання декількох структурних областей: орогенів
Великого Кавказу і Південного Криму, а також крайових прогинів Сорокіна та
Індоло-Кубанського.
Структура Субботіна розглянута в якості тектонічного елементу нижчого
порядку, що сформований в процесі еволюції, як Прикерченського шельфу, так
і Чорноморського басейну в цілому. Локальне підняття Субботіна по мезо-
кайнозойським відкладам є антиклінальною складкою розірваною
тектонічними порушеннями, переважно підкидо-насувами північно-східного
простягання. Серед підкидо-насувів і за кількістю і за амплітудами зміщення
переважають диз’юнктиви північно-західного падіння.
Аналіз науково-дослідних робіт направлених на встановлення історії
тектонічної еволюції Керченсько-Таманського прогину, як елемента
глобальних геодинамічних перетворень, схиляє автора до дотримання гіпотези
про приналежність Прикерченського шельфу до релікту пасивної
континентальної окраїни. Остання висвітлена в роботах М. Ночвая,
О. Афанасенкова, І. Попадюка, хоча існують певні розбіжності у виділені меж
та структурних елементів даної зони. На користь такого твердження свідчать
результати інтерпретації матеріалів сейсмічних та гравімагнітних досліджень.
Незважаючи на доволі велику кількість регіональних
геологорозвідувальних робіт, літолого-стратиграфічна будова осадових
відкладів Прикерченського шельфу залишається з’ясованою не в повній мірі,
перш за все це пов'язується з недостатньою кількістю пробурених свердловин.
Аналіз звітних матеріалів за результатами досліджень різних років
показав, що в межах структури Субботіна розкриті відклади палеогенової,
неогенової та четвертинної систем. Відклади тріасу, юри та крейди, що беруть
участь у будові північно-східної частини акваторії Чорного моря, розкриті
бурінням на територіях Керченського і Таманського півостровів, тому в тексті
дисертації наводяться в скороченому вигляді.
Для визначення особливостей геологічного розрізу, що можуть чинити вплив
на сейсмічне хвильове поле, створено концептуальну модель відкладів нижнього
майкопу на основі систематизації наявної інформації про об’єкт досліджень.
Зроблено висновок про складний, сингенетичний тип локалізованого покладу
вуглеводнів майкопської товщі, що акумулюється в гранулярних колекторах двох
типів та контролюється тріщинуватістю в умовах аномально високих тисків, як
наслідок перетворення органічної речовини.
В другому розділі розглянуто сучасний стан технологій та методів
побудови геолого-геофізичних моделей. Наведено принципові можливості і
обмеження використання сейсмічного методу для петрофізичного
прогнозування при розвідувальних роботах на нафту та газ. Огляд заснований
на аналізі закономірностей, що пов’язують пружні та дисипативні властивості
осадових відкладів з їх літологічним складом і пористістю, глибиною та
7
термодинамічними умовами залягання, а також з властивостями порових
флюїдів та тріщини, з неоднорідністю і іншими геологічними особливостями.
Висвітлені напрямки сучасного розвитку теорії та методів сейсмічної
розвідки в Україні та Світі. Особлива увага приділена класифікаціям моделей в
геології за О. Павловим; У. Крамбейном; Є. Козловим. Описані основні етапи
створення тривимірних моделей.
Тривимірне геолого-геофізичне моделювання родовищ нафти та газу
надійно увійшло у практику виробничого процесу провідних
нафтогазовидобувних компаній світу. Така тенденція насамперед пов’язана з
високою ефективністю використання геолого-геофізичної моделі при виборі
стратегії оптимізації, контролю, раціонального управління процесами розвідки,
розробки та експлуатації родовищ вуглеводнів.
Серед геофізичних методів, сейсморозвідка займає домінуючу позицію в
технологічному ланцюжку моделювання родовищ вуглеводнів. Окрім
традиційних задач встановлення геометричної будови нафтогазоносних
об’єктів, став можливим перехід до безпосереднього визначення фізичних
параметрів середовища за сейсмічними даними. Теорія та методи сейсмічної
розвідки активно розвиваються в роботах багатьох зарубіжних та вітчизняних
вчених.
Серед іноземних видань, що безпосередньо торкаються проблем геолого-
геофізичного моделювання родовищ нафти та газу на основі сейсмічних даних,
особливе місце займає монографія Є. Козлова «Моделі середовища в
розвідувальній сейсмології». В ній детально розглянуті питання класифікації та
використання моделей геологічного середовища, що використовуються при
нафтогазопошукових роботах сейсмічним методом.
Теоретичні та практичні аспекти впливу якості первинних сейсмічних
записів на кінцеві геологічні результати в залежності від вибору технологій та
методів сейсмічної зйомки розглянуті в працях Ю. Ампілова, А. Білоусова,
В. Левянта, В. Мешбея, У. Прітччета та ін.
Дослідження В. Пилипенка, О. Верпаховської, О. Костюкевича,
В. Червені направлені на вирішення прямої задачі сейсморозвідки засобами
променевої теорії розповсюдження сейсмічних хвиль.
Фундаментальною зарубіжною працею, що присвячена інтерпретації
тривимірних сейсмічних даних, є робота Алістаіра Р. Брауна «Interpretation of
three-dimensional seismic data». В ній розкривається проблематика оптимального
підбору кольорових палеток з метою якісної інтерпретації сейсмічних даних,
розглянуті особливості структурної інтерпретації при наявності розривних
порушень різного генезису. Наведено приклади стратиграфічної інтерпретації
сейсмічних даних, ідентифікації покладу вуглеводнів методом «яскравої
плями» та атрибутами хвильового поля.
П. Авсет, Г. Мавко, Т. Мукер’ї в монографії «Кількісна інтерпретація
сейсмічних даних» розглядають взаємозв’язки між сейсмічними
характеристиками середовища (швидкості VP та Vs хвиль, розподіл імпедансу,
амплітуди) та властивостями гірських порід (літологія, пористість, проникність,
насичення, температура, тиск). Автори використовують в дослідженнях моделі
8
пружних параметрів, сейсмічних швидкостей та моделі, отримані методами
геостатистики.
Вивченням динамічних та кінематичних характеристик хвильового
сейсмічного поля, аналізом їх математичних трансформант (сейсмічних
атрибутів) з метою оптимізації процесу інтерпретації та виявлення кількісних і
якісних характеристик досліджуваного середовища займались такі вчені як
Ю. Ампілов, А. Браун, Ю. Костригін, К. Марфурт, С. Птецов, С. Чопра, та ін.
Теорія та методи геостатистики, розроблені для потреб моделювання
родовищ корисних копалин, висвітлені в роботах О. Дюбрюла, Д. Каерса,
Є. Ковалевського, Ж. Матерона. Розглянуто місце геостатистики в процесі
побудови моделі родовища, моделювання неперервних геологічних даних,
побудова високороздільних коміркових моделей, детерміністичні та
стохастичні методи моделювання. Введено поняття коваріації та варіограми.
Теорія сейсмостратиграфії, аналізу зв’язків між зображенням сейсмічних
відбиттів і умовами накопичення відкладів відбиваючої товщі, розроблена
А. Неждановим, Ч. Пейтоном, І. Приєзжевим, Е. Хеллемом та ін.
Алгоритми створення комплексних геолого-геофізичних моделей, у
контексті сучасних програмних продуктів сейсмічної інтерпретації GeoFrame,
Petrel (Schlumberger, США), Irap RMS (Roxar, Норвегія), TEMIS 3D
(Французький Інститут Нафти, Франція), StrataModel (Landmark, США),
FastTracker (Fugro Jason, Нідерланди), GOCAD (Paradigm), CHARISMA
(Норвегія), INTEGRAL (Франція), TIGRESS (Великобританія), DV (Центральна
геофізична експедиція, РФ), описані в роботах С. Білібіна, К. Закревського,
І. Хромової.
В Україні теоретичними та практичними аспектами створення
комплексних геолого-геофізичних моделей в різні часи займалися такі науковці
як: О. Верпаховська, С. Вижва, В. Гладун, В. Горбунов, Т. Довжок, М. Жуков,
Д. Кекух, П. Кузьменко, В. Курганський, В. Маляр, В. Мерщій, О. Петровський,
Г. Продайвода, С. Стовба, А. Тищенко, Ю. Тяпкін, Ю. Філатов, М. Харченко та
багато інших. Динаміка розвитку систем геологічного моделювання в Україні,
дещо занижена в порівнянні з світовою. Це перш за все пов’язано з порівняно
невеликою вуглеводневою базою, загальною виснаженістю, а отже і меншою
кількістю інвестицій в нафтогазову галузь. Незважаючи на це, науковими та
виробничими установами України за останні 3-5 років виконано велику
кількість робіт, що в своїй основі вміщують геолого-геофізичне моделювання з
використанням новітніх програмних засобів.
В третьому розділі роботи викладено теоретичні основи та практичне
застосування методів дослідження сейсмогеологічних умов
складнопобудованих родовищ нафти та газу, що за результатом аналізу
сучасних геотехнологій, найкращим чином підходять для вирішення завдань
дослідження. Це синтетичне моделювання хвильових полів, аналіз ефективних
швидкостей підсумування (спеціалізована обробка), теорія атрибутного аналізу.
Моделі геологічної будови та фізичні властивості відкладів
нижньомайкопської серії Прикерченського шельфу Чорного моря обрані об’єктом
дослідження не випадково. Значні за обсягом поклади вуглеводнів на родовищі
9
Субботіна так і Прикерченському шельфі в цілому, пов’язують з відкладами
майкопу. Складні сейсмогеологічні умови, у комплексі з низьким ступенем
розбуреності, роблять задачу інтерпретації (трасування) продуктивної товщі в
сейсмічному хвильовому полі досить важкою, оскільки сигнал за спектрально-
енергетичними характеристиками є слабким і невираженим. Окрім того,
встановлення залежностей між особливостями геологічної будови та фізичними
властивостями середовища, дозволять підвищити надійність прогнозування зон
покращених колекторських властивостей.
Сейсмологічні умови визначають характер хвильового поля. Врахування
сейсмогеологічних особливостей геологічного розрізу дозволить в результаті
отримати сейсмічний матеріал високої якості запобігши похибок на всіх етапах
сейсморозвідувальних робіт від планування та проведення, до обробки –
інтерпретації.
Наразі можливості методів сейсмічної розвідки суттєво розширились.
Вони дозволяють враховувати та компенсувати небажані хвильові ефекти за
рахунок застосування нових технічних засобів як при польових дослідженнях
(розширення спектра зареєстрованого сигналу, збільшення кратності
досліджень), так і при обробці даних (використання кінематичних та
динамічних параметрів).
Однією з методик дослідження хвильових полів отриманих на структурах
з складними сейсмогеологічними умовами є повнохвильове синтетичне
моделювання, що в своїй основі використовує розв’язок прямої задачі
сейсморозвідки. Засобами синтетичного сейсмічного моделювання
вирішуються наступні задачі:
теоретичні дослідження розповсюдження хвиль в складних
середовищах з метою вивчення принципових зв'язків між будовою моделі і
структурою утвореного в ній хвильового поля, а також з метою
експериментальної перевірки аналітичних рішень;
прогнозування хвильових полів для заданих сейсмогеологічних
умов з метою обґрунтування проектної методики сейсморозвідки шляхом
аналізу властивостей корисних хвиль і хвиль завад;
співставлення розрахункових хвильових полів з спостереженими
при обробці і інтерпретації геолого-геофізичних матеріалів з метою оптимізації
параметрів обробки, підвищення повноти і достовірності результатів
геологічної інтерпретації.
Наразі існує можливість застосовування синтетичних сейсмічних даних
для вирішення задач верифікації та уточнення геолого-геофізичних моделей
родовищ нафти та газу отриманих в складних сейсмогеологічних умовах.
Таким чином постає питання розробки обґрунтованого алгоритму такого
моделювання та його місця в процесі нафтогазопошукових робіт.
Звертаючись до обробки, задача розкладення первинного поля по
множині хвиль із сферичними фронтами (гіперболічними годографами)
розглядається як базова для побудови динамічних зображень родовищ нафти і
газу у зонах тріщинуватості теригенних, карбонатних та вулканогенних порід.
При цьому передбачається збереження інформації про аномальні утворення, які
10
генерують багатократні відбиття та різноманітні механізми розсіювання
пружної енергії, включаючи дифракцію.
Одним з головних чинників, що впливає на точність побудови
трьохвимірної геолого-геофізичної моделі досліджуваного об’єкту є побудова
куба розподілу швидкостей спільної глибинної точки (СГТ). Сьогодні побудова
швидкісного кубу виконується вручну на стадії обробки сейсмічних даних. Але
ручний підбір швидкості виконується не для кожної СГТ і не для кожного
часового відліку. Це призводить з одного боку до виграшу у часі підбору
швидкостей, але з іншого боку втрачається інформативність хвильового поля в
цілому. Особливо це стосується водонафтових, газоводних та газонафтових
контактів, які характеризуються значною диспергуючою властивістю і відбиті
сейсмічні хвилі мають різні частотно-швидкісні характеристики. Окрім втрати
даних при ручному переборі швидкостей слід враховувати вплив
неортогональності розміщення системи спостереження до пошукового об‘єкту.
В такому випадку висока точність побудови геолого-геофізичних моделей буде
напряму залежати від рівня професіоналізму геофізика і алгоритмічної бази
обробки сейсмічних даних. Викладено теоретичні основи методики
спеціалізованої обробки в режимі автоматичного перебору швидкостей СГТ.
Атрибутний аналіз сейсмічного поля широко застосовується в світовій та
вітчизняній практиці нафтогазопошукових робіт. Хвильове сейсмічне поле
давно перестали розглядати лише як джерело інформації про структурну
будову досліджуваного об’єкту. Зміна динамічних параметрів сигналу несе в
собі в неявному вигляді характеристику просторового розподілу геологічних
зон та властивостей. Сейсмічний атрибут, це певна трансформанта хвильового
поля, що може виражати його геометричні, кінематичні, динамічні та
статистичні особливості. Основні атрибути пов’язані з такими параметрами як
амплітуда сигналу, потужність, відбиваюча здатність та енергетична
характеристика формації, глибина залягання та азимут відбиваючого елементу,
комплексна амплітуда та частота, когерентність, AVO-ефекти, локалізована
частотна компонента та інші. В залежності від стадійності
сейсморозвідувальних робіт розрізняють атрибути, що використовують при
обробці, структурній та стратиграфічній інтерпретації. Поза розглядом
підрозділу залишились досить громіздкі математичні викладки кожного з
методів, натомість увага зосереджена на механіці та практичному застосуванні.
Одним з ключових елементів повнохвильового моделювання є ефективна
сейсмогеологічна модель досліджуваного середовища, яка отримана в результаті
двомірного моделювання в свердловинах Субботіна–2-1-403. На ній відображені
особливості геологічного середовища, до яких належать: швидкості
повздовжніх і поперечних хвиль (Vp, Vs), густина (ρ). Ефективною називають
таку сейсмогеологічну модель мінімальної складності, для якої розрахункове
хвильове поле задовільно узгоджується з реальним. У випадку тонкошаруватої
будови відкладів нижнього майкопу використовується ефективна модель, що є
комбінацією тонкошаруватих пачок у межах відбиваючих горизонтів М1-М7, з
товстими шарами перекриваючих і підстилаючих порід. Розрахунок
оптимальної потужності тонких пропластків розраховувався як чверть довжини
11
найкоротшої хвилі, що має достатню інтенсивність в спектрі зареєстрованих
коливань. Така структура моделі відображає неоднакову диференціацію
пружних властивостей у розрізі, забезпечує швидкість та економічність процесу
моделювання за рахунок спрощення характеристик інтервалів що не мають
самостійного інтересу при вивчені, а лише виступають у якості вміщуючої
товщі. Абсорбція сейсмічної енергії враховувалась за рахунок визначення
параметру добротності для потенційно поглинаючих товщ.
При побудові моделі використовувався принцип представлення
геологічного розрізу у вигляді набору перекритих багатокутників (полігонів) з
заданими акустичними параметрами середовища.
Система спостережень по профілю задавалась аналогічно до тієї, що
використовувалась при реальних морських сейсморозвідувальних роботах.
Загалом синтетичні сейсмічні траси розраховувались для 520 пунктів
збудження, що розташовані по профілю на відстані 25 метрів один від одного.
Довжина сейсмічної коси в перерахунку склала 3000 метрів. Тип сигналу
симетричний з частотою 50 Гц.
Розроблений алгоритм аналізу сейсмогеологічних умов засобами
синтетичного моделювання сейсмічних даних полягає у співставленні реального
хвильового поля, отриманого в результаті польових сейсморозвідувальних
робіт на площі Субботіна, з набором синтетичних хвильових полів отриманих у
результаті сейсмічного моделювання.
Основна задача полягає у розрахунку синтетичних сейсмограм, що
проводиться за принципом поетапного ускладнення початкової моделі з
поступовим наближенням до моделі реального геологічного розрізу, тобто в
кожну наступну модель додавались параметри, що частково ускладнювали
сейсмогеологічні умови, як результат і хвильову картину. До таких параметрів
належать: структурні елементи будови об’єкту досліджень, пружні властивості
середовища, врахування ефектів поглинання. Перерахунок синтетичних
сейсмограм відбувався кожного разу при внесені змін в модель. Таким чином,
згенеровані синтетичні сейсмограми надалі опрацьовувались за графом
динамічної та спеціалізованої обробки, отримані синтетичні сейсмічні розрізи
піддавалися атрибутному аналізу та подальшому співставленню з реальним
хвильовим полем.
Узагальнений алгоритм еволюції початкової моделі наведено на
рисунку 1. В основі методичних підходів динамічної обробки сейсмічних даних
покладені алгоритми контролювання амплітуд корисного сейсмічного сигналу
та підвищення роздільної здатності. На вхід подаються сейсмограми спільного
пункту збудження сейсмічних коливань. За допомогою методичних підходів
контролювання амплітуд послаблюється вплив на однократно відбитий сигнал
різних типів завад та короткоперіодних реверберацій. При відповідному підборі
параметрів обробки, алгоритми контролювання амплітуд дозволяють зберегти в
записах сейсмограм інформацію про літологічний склад цільових горизонтів
завдяки корекції амплітуди сигналу за сферичне розходження фронту хвилі,
непружне поглинання та корекції амплітудних, частотних і фазових
характеристик сигналу.
12
Для підвищення роздільної здатності сейсмічних даних виконується
процедура деконволюції, яка забезпечує відновлення частотного спектру
корисного сейсмічного сигналу та послаблення багатократних відбиттів-
реверберацій. Фінальною процедурою контролювання амплітуд є
широкосмугова фільтрація, корекція частотного спектру вхідних сейсмограм та
формування сумарного часового розрізу. Широкосмугова фільтрація
виконується в широкому частотному діапазоні для збереження частотного
спектру корисних відбиттів.