СПОСОБ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СИСТЕМА "ЛИТОСКАН" ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

1. Способ комплексной обработки геофизических данных, включающий последовательное накопление измерительной информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, причем измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов, отличающийся тем, что накопление информации осуществляют в базе данных (БД) априорной геологической информации, в БД акустического каротажа (АК) опорных скважин и в БД сейсмограмм общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D в окрестности опорных скважин, данные обрабатывают последовательно в семь основных этапов: на первом этапе обрабатывают данные АК и метода ОГТ и формируют априорные скорости ОГТ, на втором этапе формируют горизонты отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временные поля сейсмограмм метода ОГТ, на третьем этапе формируют детальное поле скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, на четвертом этапе формируют среднеслоистую модель скоростей упругих волн, на пятом этапе формируют тонкослоистую модель скоростей упругих волн, на шестом этапе формируют тонкослоистую модель упругих параметров, на седьмом этапе формируют тонкослоистые модели фильтрационно-емостных свойств и тип флюидонасыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве, а по данным обработки измерений на первом-седьмом этапах проводят анализ и комплексную интерпретацию совокупности данных с вынесением суждения о наличии объектов углеводородов малой мощности (менее 15-20 м), целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследованной площади.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что БД априорной геологической информации и БД акустического каротажа АК опорных скважин формируют в виде баз данных, которые содержат данные геофизического исследования скважин (ГИС), причем БД априорной геологической информации содержит данные литографических колонок опорных скважин, стратиграфические разбивки и данные лабораторного анализа керна, а БД АК опорных скважин содержит данные измерений акустического каротажа АК, данные гамма-гамма плотностного каротажа и данные кавернометрии, причем проводят корректировку данных ГИС с возможностью статистического формирования поправок с использованием петрофизических зависимостей.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на первом этапе обработки осуществляют преобразование интервальных скоростей по данным АК в скорости ОГТ.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что на втором этапе строят граф обработки данных сейсмограмм метода ОГТ для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что на третьем этапе обработки по данным о горизонтах отражающих границ и полей скоростей сейсмограмм метода ОГТ формируют детальное поле скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью при заданном латеральном шаге в режимах спокойной или возмущенной геологической среды.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что на четвертом этапе обработки вычисляют латеральный и вертикальный импульсы и решают обратную динамическую задачу сейсморазведки для построения среднеслоистой модели скоростей упругих волн по изменениям зависимости скорости упругих волн от плотности горных пород, используя метод упругой инверсии.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что на пятом этапе строят синтетические горизонты отражающих границ и поле скоростей ОГТ и формируют тонкослоистую модель скоростей упругих волн.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что на шестом этапе строят статистические тонкослоистые модели упругих параметров по литотипам разрезов опорных скважин по технологии многоволновой сейсморазведки (МВС) или по технологии AVO, решая обратную динамическую задачу сейсморазведки с учетом тонкослоистой модели скоростей упругих волн, латерального и вертикального изменения импульса.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что на седьмом этапе обработки формируют прогнозные тонкослоистые модели фильтрационно-емкостных свойств и тип флюидонасыщения посредством многомерных адаптивных алгоритмов на основе метода наименьших квадратов.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что накопление информации, обработку данных, анализ и интерпретацию данных осуществляют посредством программируемого процессора или посредством портативного персонального компьютера ноутбук, при этом результаты совместной обработки данных отображают на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.
11. Технологическая система для комплексной обработки геофизических данных, содержащая последовательно соединенные блок 2 накопления информации от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей и блок 3 обработки данных, выходы которого подключены к входам блока 4 анализа и интерпретации данных, отличающаяся тем, что блок 2 накопления информации содержит базу 5 данных (БД) априорной геологической информации, БД 6 акустического каротажа (АК) опорных скважин и БД 7 сейсмограмм метода общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D в окрестности опорных скважин, блок 3 обработки данных включает последовательно соединенные каналы 8-14 обработки геофизических данных (КОД): КОД 8 АК и метода ОГТ для формирования априорных скоростей ОГТ, КОД 9 для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ, КОД 10 формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, КОД 11 для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн, КОД 12 для формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн, КОД 13 для формирования тонкослоистых моделей упругих параметров и КОД 14 для формирования тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве, блок 4 анализа и интерпретации данных включает блоки 15-21 хранения результатов обработки данных (ХРД) в каналах 8-14 КОД, выходы которых соединены с входами соответствующих блоков ХРД 15-21: блок ХРД 15 априорных скоростей ОГТ, блок ХРД 16 горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ, блок ХРД 17 детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью, блок ХРД 18 среднеслоистой модели упругих волн, блок ХРД 19 тонкослоистой модели скоростей упругих волн, блок ХРД 20 тонкослоистых моделей упругих параметров и блок ХРД 21 тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения, при этом первый выход БД 5 соединен с входом БД 6, первый-третий входы КОД 8 соединены соответственно с первым выходом БД 6, вторым выходом БД 5 и выходом БД 7, первый и второй входы КОД 9 соединены соответственно с выходом блока ХРД 15 и выходом БД 7, первый-третий входы КОД 10 соединены соответственно с первым и вторым выходами блока ХРД 16 и выходом БД 7, первый-шестой входы КОД 11 соединены соответственно с выходом блока ХРД 17, первым, вторым и третьим выходами блока ХРД 16, первым и вторым выходами БД 6, первый-третий входы КОД 12 соединены соответственно с выходом блока ХРД 18, первым выходом блока ХРД 16 и первым выходом БД 6, первый-третий входы КОД 13 соединены соответственно с выходом блока ХРД 19, с первым и вторым выходами БД 6, первый-третий входы КОД 14 соединены соответственно с выходом блока ХРД 20, первым и вторым выходами БД 6, а выходы блоков ХРД 15-21 являются совокупностью выходов технологической системы.
12. Система по п.11, отличающаяся тем, что БД 5 и БД 6 содержат данные геофизического исследования скважин (ГИС), причем БД 5 априорной геологической информации содержит данные литографических колонок опорных скважин, стратиграфические разбивки и данные лабораторного анализа керна, а БД 6 содержит данные измерений акустического каротажа АК, данные гамма-гамма плотностного каротажа и данные кавернометрии и включает блок корректировки данных ГИС с возможностью статистического формирования поправок с использованием петрофизических зависимостей.
13. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 8 АК и метода ОГТ выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм преобразования интервальных скоростей по данным АК в скорости ОГТ.
14. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 9 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего граф обработки данных сейсмограмм метода ОГТ для формирования горизонтов отражающих границ, поля скоростей ОГТ и временных полей сейсмограмм метода ОГТ.
15. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 10 выполнен в, виде вычислительного устройства, реализующего по данным о горизонтах отражающих границ и полей скоростей сейсмограмм метода ОГТ алгоритм формирования детального поля скоростей ОГТ с увеличенной латеральной разрешенностью при заданном латеральном шаге, при этом КОД 10 снабжен селектором выбора режима работы для спокойной или возмущенной геологической среды.
16. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 11 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм вычисления латерального и вертикального импульса и алгоритм решения обратной динамической задачи сейсморазведки для формирования среднеслоистой модели скоростей упругих волн по изменениям зависимости скорости упругих волн от плотности горных пород, и включает блок упругой инверсии.
17. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 12 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм построения синтетических горизонтов отражающих границ и поля скоростей ОГТ и алгоритм формирования тонкослоистой модели скоростей упругих волн.
18. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 13 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего статистический алгоритм построения тонкослоистых моделей упругих параметров, дифференцированный по литотипам разрезов опорных скважин, при этом КОД 13 снабжен селектором выбора режима работы для технологии многоволновой сейсморазведки (MBС) или для технологии AVO при решении обратной динамической задачи сейсморазведки с учетом тонкослоистой модели скоростей упругих волн, латерального и вертикального изменения импульса.
19. Система по п.11, отличающаяся тем, что КОД 14 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего формирование прогнозных тонкослоистых моделей фильтрационно-емкостных свойств и типа флюидонасыщения посредством многомерных адаптивных алгоритмов на основе метода наименьших квадратов.
20. Система по п.11, отличающаяся тем, что блок 2 накопления информации дополнительно к БД 5-7 включает БД измерений параметров естественных геофизических полей: гравитационного и/или геомагнитного, и/или искусственно создаваемых геофизических полей при поисках углеводородов методами электроразведки.
21. Система по п.11, отличающаяся тем, что блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого процессора или на базе портативного персонального компьютера ноутбук, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов совместной обработки данных блоков ХРД 15-21 на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.