СПОСОБ ПОИСКА УГЛЕВОДОРОДОВ
METHOD OF HYDROCARBONS PROSPECTING

Изобретение относится к области геофизических исследований (сейсморазведки), а именно к области поиска углеводородов, и может быть использовано для уточнения геологических моделей строения объектов исследования, включающих уточнение структурно-стратиграфического каркаса опорных отражающих горизонтов, картирования тектонических нарушений и локальных морфологических неоднородностей пород продуктивных горизонтов осадочных толщ.
Вместо расстановок сети геофонов по сейсмическим профилям и применения взрывных или вибрационных источников, используемых в сейсморазведке, в предлагаемом способе используются высокочувствительные широкополосные сейсмоприемники, при помощи которых на каждой точке физического наблюдения производится регистрация и анализ естественного микросейсмического волнового поля. Важным преимуществом предлагаемого способа является экологическая безопасность - он позволяет проводить работы в природоохранных зонах, в населенных пунктах, в болотистой и горной местности. Еще одним преимуществом способа является экономическая эффективность и скорость проведения полевых и камеральных работ.
Идея о принципиальной возможности появления низкочастотных аномалий над залежами углеводородов и ее использования для решения практических задач геологоразведки высказывалась академиком М.А.Садовским еще в начале 80-х годов прошлого века (Садовский М.А., Николаев A.B. «Новые методы сейсмической разведки». Перспективы развития. Вестник АН СССР, №1, 1982 г., с.57-64). Записи колебаний Земли, полученные с помощью высокочувствительных широкополосных сейсмоприемников, содержат информацию как о природе сейсмического источника, породившего это движение, так и о свойствах среды, через которую распространялось возмущение. При распространении сейсмических волн в реальных средах наблюдается сильное затухание высокочастотных компонент волны, в то время как длинноволновые акустические колебания способны достигать глубин, сравнимых с длиной волны (частота сейсмического сигнала ν связана с длиной волны λ и скоростью распространения ν соотношением ν=v/λ). Спектральный состав микросейсм зависит от структуры распределения акустической жесткости пород, определяемой как произведение плотности пород на скорость распространения сейсмических волн, при этом сильные сейсмические границы соответствуют основным литолого-стратиграфическим и петрофизическим разделам литосферы (Сейсмические модели литосферы основных геоструктур территории СССР. М.: Наука, 1980 г.). Среди протяженных устойчивых границ литосферы можно выделить глобальные границы, которые прослеживаются по всему земному шару, и региональные, характерные для определенных регионов. Глобальными границами являются поверхность кристаллического фундамента и граница Мохоровичича (Н.И.Павленкова. Структура литосферы и задачи сейсмических исследований. В кн.: Исследования Земли невзрывными сейсмическими источниками, Москва, Наука, 1981 г., с.48-64). Локальными являются границы смены литологических комплексов пород (переслаивание карбонатных и терригенных комплексов пород, соляные купола, тектонические нарушения и т.п.).
Спектральный состав естественного микросейсмического шума Земли содержит информацию о литолого-стратиграфическом строении геофизического разреза, при этом для определенной частоты численные значения амплитуды спектральной плотности мощности микросейсм, зарегистрированных на поверхности Земли, для глубин, соответствующих высокоскоростным неоднородностям, уменьшаются, а для низкоскоростных неоднородностей численные значения спектральных амплитуд увеличиваются (О.М.Харитонов. Спектральные свойства объемных интерференционных волн в литосфере. Киев, Наукова думка, 1988 г.). Это обстоятельство позволят получать информацию о локальном строении геофизического разреза по глубине, используя информацию о спектральном составе и динамических свойствах естественного микросейсмического шума. Для проведения точной количественной «привязки» к глубине необходима априорная информация о сейсмических свойствах складывающих пород на исследуемой территории (скоростные, плотностные характеристики пород, полученные методами вертикального сейсмического профилировании (ВСП), непродольного вертикального сейсмического профилирования (НВСП), акустического каротажа (АК) скважин). Породы, содержащие залежи углеводородов, по своим акустическим свойствам соответствуют слоям с пониженными скоростными свойствами распространения сейсмических колебаний и проявляются в виде ярко выраженных аномалий в спектре микросейсм, как правило, в диапазоне частот 1-20 Гц. Важной особенностью залежей углеводородов являются нелинейные акустические свойства, проявляющиеся в динамических характеристиках сейсмических сигналов.
Известен способ сейсморазведки (см. патент SU №996964, «Способ вибросейсмической разведки», НПК G01V 1/00 за 1983 г.), включающий определение в исследуемом районе спектральной характеристики поля микросейсм и глубинного строения среды, выделение резонансных частот, из которых выделяют три частоты, генерацию сейсмического колебания на трех частотах, начиная с самой низкой при непрерывной регистрации сейсмического сигнала. Недостатком способа является низкая его достоверность, поскольку резонансные частоты не всегда присутствуют в микросейсмическом сигнале.
Известен способ низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов (см. патент РФ №2366541, «Способ низкочастотного сейсмического зондирования для поиска и разведки залежей углеводородов (варианты)», МПК G01V 1/00 за 2008 г.), включающий размещение в точке наблюдения приемника сейсмических колебаний, проведение регистрации информационных сигналов по их измеряемым компонентам в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в инфранизкочастотном диапазоне, проведение расчета спектральных характеристик с использованием Фурье-преобразования полученных сигналов, их анализ на наличие ложных сигналов и сигналов от продуктивного пласта с природными углеводородами, исключение из рассмотрения ложных сигналов, проведение анализа оставшихся сигналов с вынесением суждения о наличии или отсутствии углеводородов, отличающийся тем, что регистрацию и запись проводят по вертикальным компонентам информационных сигналов в диапазоне частот 0,5-50 Гц, соответствующем диапазону глубин залегания фундамента, Фурье-преобразование компонентов информационных сигналов проводят по их первой производной, на полученных спектрах выявляют максимум, который характеризуют местоположением на спектре в диапазоне частот Vs/H<F<Vp/H, где Vs - средняя по осадочному чехлу скорость распространения поперечных сейсмических волн в точке наблюдения; Vp - средняя по осадочному чехлу скорость распространения продольных сейсмических волн в точке наблюдения; Н - известная глубина залегания фундамента в точке наблюдения, сигнал с данным максимумом принимают за соответствующий резонансу между дневной поверхностью и фундаментом ложный сигнал - сигнал от фундамента, бесперспективной точкой наблюдения признают точку со спектром, в котором присутствует сигнал от фундамента с монотонным спадом амплитуды спектра в сторону больших частот от максимума сигнала от фундамента, точку наблюдения, в спектрах сигналов которой присутствуют максимумы на частотах, больших частоты максимума сигнала от фундамента, со смещением их относительно других измерений менее чем на половину ширины своего максимума, принимают как перспективную на наличие залежей от природных углеводородов.
Недостатком данного метода является невысокая точность сопоставления с глубиной, т.к. соотношение Vp/Vs всегда больше единицы. Кроме того, как показано в работе (М.Y. Ali, K. Berteussen., J. Small and В. Barkat, A low frequency, passive seismic experiment over a carbonate reservoir in Abu Dhabi, First Break, 2007, №25, 71-73), используемый в указанном способе критерий нефтеносности не всегда указывает на наличие залежи углеводородов, а лишь характеризует скачок акустической жесткости в диапазоне исследуемых глубин.
Известен способ сейсморазведки (см. патент РФ №2271554, «Способ сейсморазведки», МПК G01V 1/00 за 2006 г.), включающий предварительное определение дисперсионной кривой микросейсмических волн, характерной для исследуемой территории, путем проведения синхронной регистрации микросейсмических сигналов не менее чем двумя сейсмостанциями с вертикальными сейсмодатчиками и последующее использование дисперсионной кривой для привязки по глубине аномалий спектральных характеристик. Недостатком данного способа является низкая точность, поскольку использование экспериментальной дисперсионной кривой низкоскоростных поверхностных волн Рэлея приводит к значительным погрешностям при сопоставлении аномалий по глубине.
Известны способы вибросейсморазведки при поиске залежей углеводородов, согласно которым возбуждают сейсмические колебания вибратором, регистрируют их сейсмическими приемниками, а в качестве сейсмического сигнала используют сейсмический фон Земли, проводят математическую обработку, а о наличии залежи судят либо по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных колебаний при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью сигнала до генерирования колебаний, либо по появлению спектральной аномалии не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования сейсмических колебаний по сравнению с сигналом, измеренным до генерирования (см. патенты РФ №2045079, «Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений», НПК G01V 1/00, за 1995 г. и патент РФ №2161809 «Способ поиска углеводородов (варианты), контроля эксплуатации углеводородной залежи», НПК G01V 1/00 за 2001 г.).
Недостатками вышеперечисленных способов является низкая информативность, которая не позволяет определить глубину залежи, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.
Наиболее близким по технической сущности решением к изобретенному способу является способ поиска углеводородов, включающий регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, причем приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 до 500 м друг от друга, проведение регистрации одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивку временного диапазона измеренного на перспективной площади сигнала на синхронизированные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проведение расчета спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализ каждого дискретного участка на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие информационного сигнала, исключение из дальнейшего рассмотрения дискретных участков, содержащих указанные помехи, проведение спектрального анализа оставшихся дискретных участков и вынесение суждения о наличии залежи углеводородов по изменению спектральной мощности информационного сигнала на измеренных частотах. Для вынесения этого суждения проводят измерение сейсмических колебаний на участке, заведомо не содержащем углеводородов, а о присутствии углеводородов дополнительно судят по появлению отклонений в спектральных характеристиках по сравнению с участком, заведомо не содержащем углеводородов (см. патент РФ №2251716 «Способ поиска углеводородов (варианты) и способ определения глубины залегания продуктивных пластов», НПК7 G01V 1/100 за 2005 г.).
Указанные способы использует в качестве критерия нефтеносности амплитудный фактор аномалии, а поскольку амплитудный уровень микросейсмической активности связан с общей геодинамической активностью (например, Солнечно-Лунные твердотельные приливы), то он может меняться в течение суток. Кроме того, факт наличия аномалии в спектре микросейсм не всегда свидетельствует о присутствии залежи (5), что снижает достоверность и точность обнаружения залежей углеводородов и глубину их залегания.
В этом же патенте описан способ определения глубины залегания продуктивных на углеводороды пластов, включающий размещение приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать колебания в инфранизкочастотном диапазоне частот в течение определенного промежутка времени и регистрацию информационного сигнала, в качестве которого используют микросейсмический шум Земли, расчет спектральной плотности вертикальных компонент сейсмических колебаний, определение глубины залегания продуктивного пласта.
Этот способ по причинам, изложенным выше при описании известного способа поиска углеводородов, приводит к низкой достоверности и неточности определения наличия и глубины залежи углеводородов.
Задачей настоящего изобретения является повышение достоверности и точности обнаружения залежей углеводородов и глубины их залегания.
Для достижения указанного технического результата в предлагаемом способе поиска углеводородов, включающем регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, причем приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии друг от друга, проведение регистрации одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивку временного диапазона измеренного на перспективной площади сигнала на синхронизированные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проведение расчета спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализ каждого дискретного участка на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие информационного сигнала, исключение из дальнейшего рассмотрения дискретных участков, содержащих указанные помехи, проведение спектрально-временного анализа оставшихся дискретных участков и вынесение суждения о наличии залежи углеводородов по изменению динамических характеристик спектральной мощности информационного сигнала на измеренных частотах, согласно изобретению предварительно перед регистрацией сейсмических сигналов проводят сравнение амплитудной идентичности сейсмических приемников и измерительных трактов, учет суточных вариаций амплитуд микросейсмического волнового поля проводят с помощью стационарной сейсмической станции, производящей регистрацию микросейсм в течение всего времени производства работ на исследуемой территории, сейсмические приемники, проводящие основные измерения, располагают на расстоянии от 50 до 1000 м друг от друга, при этом за информационный сигнал принимают сигнал, однородный по мощности длительностью не менее 60 мин свободный от техногенных помех, а после проведения спектрального анализа оставшихся дискретных участков проводят расчет динамических характеристик спектров мощности информационных сигналов, затем строят спектр дисперсий спектральных линий спектров мощности, а о наличии залежи углеводородов судят по увеличению амплитуды спектральных линий в спектре дисперсий.
Кроме того, дополнительно проводят измерение сейсмических колебаний на участке, заведомо не содержащем углеводородов, а о присутствии углеводородов дополнительно судят по появлению отклонений в спектрально-динамических характеристиках информационных сигналов по сравнению с участком, заведомо не содержащем углеводородов, кроме того, сейсмические приемники располагают на суше, группируют и синхронизируют.
Указанный технический результат достигают также и при использовании способа определения глубины залегания продуктивных на углеводороды пластов, включающего размещение приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать вертикальные колебания в инфранизкочастотном диапазоне частот в течение определенного промежутка времени, и регистрацию информационного сигнала, в качестве которого используют микросейсмический фон Земли, расчет спектральной плотности мощности вертикальных компонент сейсмических колебаний, определение глубины залегания продуктивного пласта, согласно изобретению на исследуемой территории размещают не менее трех приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать вертикальные инфранизкочастотные сейсмические колебания в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, в течение не менее 60 мин свободных от техногенных помех, причем сейсмические приемники размещают в вершинах треугольника, а глубину залегания продуктивного пласта определяют по формуле
H=V·α/ν,
где Н - глубина залегания продуктивного пласта, м;
V - скорость распространения продольных сейсмических волн, м/сек;
ν - частота сейсмических волн, Гц;
α - экспериментально установленный числовой коэффициент, зависящий от слагающих пород.
Отличительными признаками предложенного способа являются проведение перед регистрацией сейсмических колебаний сравнения амплитудной идентичности сейсмических приемников и трактов в целом, учет суточных вариаций амплитуд микросейсмического волнового поля, который производится при помощи стационарной сейсмической станции, производящей регистрацию микросейсм в течение всего времени производства работ на исследуемой территории, расположение сейсмических приемников на расстоянии от 50 до 1000 м друг от друга, принятие за информационный сигнал однородный по мощности, длительностью не менее 60 мин, свободный от техногенных помех, а после проведения спектрального анализа оставшихся дискретных участков проведение расчета динамических характеристик спектров мощности информационных сигналов, построение спектра дисперсий спектральных линий спектров мощности, вынесение суждения о наличии залежи углеводородов по увеличению амплитуды спектральной линии в спектре дисперсий, размещение на исследуемой территории не менее трех приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать вертикальные компоненты сейсмических колебаний в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, в течение 60 мин, свободных от техногенных помех, размещение сейсмических приемников в вершинах треугольников, определение глубины залегания продуктивного пласта по формуле
H=V·α/ν,
где Н - глубина залегания продуктивного пласта, м;
V - скорость распространения сейсмических волн, м/сек;
ν - частота сейсмических волн, Гц;
α - экспериментально установленный числовой коэффициент, зависящий от слагающих пород,
Предложенный способ поиска углеводородов осуществляют следующим образом.
Перед проведением основных измерений производится сравнение амплитудной идентичности сейсмических приемников и трактов в целом. Для этого сейсмоприемники располагают в одной точке и производят одновременную запись микросейсмических сигналов не менее 30 мин. На основании полученных временных рядов производится вычисление коэффициентов, необходимых для приведения сигналов сейсмостанций к единому амплитудному уровню. Поскольку амплитудный уровень микросейсмической активности в течение суток может изменяется, для учета вышеуказанных эффектов используется стационарная станция, при помощи которой производится постоянная регистрация уровня микросейсмической активности. Выбор точки для стационарной станции определяется таким образом, чтобы расстояние до мобильных сейсмостанций, проводящих основные измерения микросейсм по площади, составляло не более 2 км.
Продолжительность времени регистрации сигнала мобильными станциями в точках физического наблюдения в предлагаемом способе зависит от общего уровня техногенной активности и определяется таким образом, чтобы количество «чистых» (однородных по мощности) участков сигнала составляло не менее 60 мин. В случае наличия техногенных помех (проезжающий транспорт, работа насосного оборудования, проходящих животных и т.п.) время регистрации сигналов увеличивается до тех пор, пока не будет накоплен часовой участок записи, свободный от помех.
Анализ полученных временных рядов на наличие помех производится при помощи вычисления спектрограмм, позволяющих проследить динамику спектра плотности мощности во времени, а также выделить узкополосные помехи и помехи ударного типа. После проведения процедуры отбраковки помех производится вычисление спектральной плотности мощности сейсмического сигнала посредством Фурье-анализа. На фиг.1 приведен спектр плотности мощности микросейсмического сигнала в точке физического наблюдения, расположенной непосредственно над залежью нефти.
Кроме построения спектров Фурье микросейсмических сигналов для каждой спектральной линии вычисляется зависимость амплитуды спектра плотности мощности от времени - производится спектрально-временной анализ (СВАН). Данная процедура реализуется следующим образом. Выбирается фиксированный размер окна, кратный степени числа 2, далее весь временной ряд разбивается на перекрывающиеся временные интервалы, и затем алгоритмом быстрого преобразования Фурье вычисляется динамика спектральных линий. В качестве иллюстрации на фиг.2 приведен график зависимости амплитуды спектральной линии на частоте 2.85 Гц как функция времени.
Полученные в результате проведения вышеуказанных процедур данные о динамике спектральных линий и спектры Фурье для всех точек физического наблюдения используются для проведения интерпретации волнового поля - для каждой спектральной линии, используя численные значения зависимости амплитуды данной линии от времени, вычисляется среднее значение <S(ν)>, дисперсия D(ν) и другие характеристики построенных временных рядов.
i
Следует особо отметить, что сам по себе факт наличия аномалии в спектре Фурье сейсмического сигнала отражает лишь факт присутствия сейсмической границы с пониженными значениями акустических жесткостей и не всегда является критерием наличия залежи углеводородов (5). Критерием наличия залежи углеводородов является наличие ярко выраженных аномалий в функции дисперсии спектральных линий. На фиг.3 приведен пример графика дисперсий спектральных линий, соответствующий спектру Фурье фиг.1. Затем производится нормировка спектральных плотностей мощности S(ν) по формуле
i
i
где коэффициенты γ есть среднее значение спектральной плотности мощности S(ν) микросейсмического сигнала в диапазоне частот от 1 до 15 Гц:
Такая же процедура нормировки используется для вычисления нормированных значений  спектров дисперсий спектральных линий D(υ). Для сопоставления аномалий к основным сейсмическим границам используются сведения о скоростных характеристиках исследуемой площади в зависимости от глубины. Данные аномалии в спектрах связываются с глубиной Н по формуле Н=α·λ, где λ - длина волны, Н - глубина, α - числовой коэффициент, который находится из экспериментальных данных. Для сопоставления аномалий в спектрах по глубине, соответствующей частоте ν, используется соотношение
где скорость v(H) есть функция глубины, которая может быть получена из данных ВСП, НВСП, АК. После сопоставления аномалий в спектрах к глубинам производится выявление основных отражающих границ и вычисление глубины их расположения, строятся структурные планы в соответствии с расположением аномалий в спектрах плотности мощности по площади. Затем производится преобразование спектров плотности мощности микросейсмических сигналов в зависимости от частоты  в функцию G(H), зависящую от глубины, численные значения которой определяются выражением
В качестве иллюстрации на фиг.4 приведен фрагмент графика функции, G(H) полученный преобразованием функции , приведенной на фиг.1.
1
2
Далее находятся верхняя и нижняя границы диапазона частот ν и ν, которые соответствуют исследуемым горизонтам.
Для количественной оценки подобия морфологической структуры спектров дисперсий в области частот Ω и определения групп спектров со сходной спектральной структурой используются методы корреляционного анализа - для каждой пары точек i и j вычисляются коэффициенты взаимной когерентности:
i
Для N точек физического наблюдения получается N(N-1)/2 значений , которые используются для выделения кластерных групп. Количественный расчет степени выраженности аномалии A в i-й точке физического наблюдения производится по формуле
Далее строят карты амплитудной выраженности аномалий, соответствующих всем исследуемым горизонтам. В случае наличия одной или нескольких скважин с установленной нефтеносностью или отсутствием таковой для каждой из точек физического наблюдения производится расчет коэффициентов когерентности с использованием эталонных спектров со скважин.
После сопоставления аномалий микросейсм с глубинами производится картирование структурно-стратиграфического каркаса основных опорных горизонтов, вычисляются глубины их залегания и проводится построение структурных планов в соответствии со стратиграфической «привязкой» выявленных аномалий в спектрах по площади исследования.
Работы выполнялись на территории Республики Татарстан, в пределах сейсмоподнятия, близ которого ранее были выявлены другие сейсмоподнятия с установленной нефтеносностью. Для сейсморазведки использовались четыре сейсмостанции со следующими характеристиками: коэффициент передачи по скорости 2000 В·м/с. Регистрация волнового поля осуществлялась в течение времени не менее 60 мин. Расстояние между точками физического наблюдения составляло 250 м. Производилось сравнение амплитудной идентичности сейсмических приемников. Учет суточных вариаций амплитуд микросейсмического волнового поля производился при помощи стационарной сейсмической станции, производящей регистрацию микросейсм в течение всего времени производства работ на исследуемой территории. Для оценки уровня техногенных помех строились спектрограммы. Однородные по мощности участки сейсмических сигналов выделялись и использовались для вычисления спектральной плотности мощности микросейсм для каждой из точек физического наблюдения.
Для сопоставления аномалий к основным сейсмическим границам были использованы сведения о скоростной характеристике ν(H) изучаемой площади, полученные методом вертикального сейсмического профилирования (до каменноугольных и девонских отложений средние скорости равны 4082 м/с и 4747 м/с соответственно). Средняя скорость распространения продольных волн до кровли кристаллического фундамента равна 5067 м/с. Для сопоставления аномалий в спектрах по глубине, соответствующей частоте ν, использовалось соотношение (3), где α брался равным 1.
Определялись диапазоны частот, соответствующие прогнозным по нефтеносности горизонтам. Методами корреляционного анализа проводилась кластеризация спектров дисперсий и были выделены типичные спектры микросейсм.
На фиг.1 приведен спектр плотности мощности микросейсмического сигнала в точке физического наблюдения, расположенной непосредственно над залежью нефти в отложениях девона.
На фиг.3 приведен график дисперсий спектральных линий, соответствующий спектру, приведенному на фиг.1. В диапазоне частот 2.8-3 Гц (соответствующая нефтеносным горизонтам девонских отложений) наблюдается ярко выраженная аномалия в спектре дисперсий спектральных линий. Из фиг.1 видно также наличие максимума шириной более 1 Гц в области частот 4-6 Гц, который связан с наличием в данной точке карстовых образований в нижнепермских отложениях.
Далее проводился количественный расчет степени выраженности аномалий, соответствующих изучаемым горизонтам. Результаты оценки структурного плана по кровлям опорных отражающих горизонтов: кристаллического фундамента, горизонтов «Д» и «У» приведены на фиг.5 и фиг.6 соответственно.
На фиг.5 представлен структурный план по опорному горизонту «Д» и прогноз перспектив нефтеносности в девонских отложениях. На фиг.6 изображен структурный план по опорному горизонту «У». На фиг.7 приведен структурный план по кровле «А» (кристаллический фундамент) и зоны развития карста в нижнепермских отложениях.
По результатам бурения двух скважин в прогнозной зоне, представленной на фиг.5, был подтвержден прогноз нефтеносности в девонских отложениях.
Таким образом предлагаемые способы позволяют повысить рентабельность поисков нефтегазовых объектов за счет оптимизации мест и глубины заложения для бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, сохранить экологическую обстановку в районах разведки, поскольку метод не требует проведения взрывных работ или использования искусственных источников возбуждения сейсмических волн.