Трехмерное геологическое моделирование с учетом фациальных условий осадконакопления

проксимальной зоне.

Полученный куб нефтегазонасыщенно-сти соответствует модели переходной зоны (рис. 8б).

Выводы

Реализована технология геологического моделирования, которая позволяет учесть в полной мере всю исходную информацию: условия образования отложений, данные исследования керна, сейсморазведку Эй, обработку ГИС, данные испытаний и гидродинамических исследований скважин, геологическую и статистическую информацию по конкретным фациальным условиям осадконакопления. Построенная модель, а именно — кубы и карты эффективных толщин, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности — полностью согласуются с картами фаций изучаемых объектов.

В данной технологии моделирования осуществлен переход от качественного уровня знания о месторождении, условиях образования отложений к количественной оценке параметров моделирования. По результатам изучения месторождений с известными условиями осадконакопления необходимо создавать электронную базу данных по количественному

'CGE, Moscow, Russian Federation Abstract

Three-dimensional geological modeling of facial conditions of sedimentation makes the transition from a qualitative level of knowledge about the field, conditions of deposition to the quantitative assessment of field parameters. This technology of geological modeling allows to consider fully all initial information: conditions of formation of deposits, these studies core, 3D seismic survey, processing, GIS, test data and hydrodynamic researches of wells, geological and statistical information on specific facies conditions of sedimentation

Conclusions

Geological modeling technology is implemented, which allows to consider fully all the background information: Conditions deposits, core analysis data, seismic 3D, GIS processing, test data and well testing, geological and

описанию различных фациальных обстано-вок. Без этого осуществить переход к количественной реализации определенных фациальных условий практически невозможно. Такой способ моделирования позволяет создать трехмерную геологическую модель, в которой объем коллектора принципиально не отличается от модели построенной стандартным путем. Однако коллектор распределен в трехмерном объеме пласта в соответствии с условиями осадконакопления и увязан с геологическими законами, а не с выбранным методом интерполяции.

Подход к построению геологической модели с количественным учетом условий осадконакопления позволяет повысить вероятность адекватного распределения запасов УВ в объеме месторождения. Это, в свою очередь, должно ускорить и повысить точность адаптации гидродинамической модели для создания качественного прогноза на разработку месторождения.

Список используемой литературы

1. Арешев Е.Г., Мавринский Ю.С., Ковальчук В.С. и др. Отчет о научно-исследовательской работе: Геологическое строение и подсчет запасов нефти, газа и конденсата

statistical information on specific depositional facies conditions. Built model — namely, cubes and maps of the effective thickness, porosity, permeability and hydrocarbon saturation — are fully consistent with the facies maps of the studied objects. In this simulation technology changed from a high-quality level of knowledge about the field, the conditions of formation of deposits to quantify the simulation parameters. According to the results of the study fields with known depositional environments must create an electronic database for the quantitative description of the various facial conditions. Without this, the transition to the implementation of certain quantitative facies conditions is almost impossible. This method allows you to create a three-dimensional modeling of the geological model, in which the volume of the reservoir is not fundamentally different from the model constructed

месторождения Одопту-море, Сахалинской области, РСФСР (по состоянию на 01.01.1984г.). СахалинНИПИнефтегаз, Охин-ская морская экспедиция по геофизическим исследованиям скважин, трест «Даль-неморнефтегазгеофизика», Оха, 1984.

2. Баранова Н.А. и др. Поисково-рекогносцировочные и детальные геофизические исследования на шельфе Северо-Восточного Сахалина. ТГФ, 1973.

3. Буш Д.А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. Москва: Мир, 1977. С. 216.

4. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. М.: Недра, 1979.

5. Харахинов В.В. Нефтегазовая геология Сахалинского региона. Москва: Научный мир, 2012.

6. Clare Davies, Sarah Poynter, David Macdonald, Rachel Flecker, Larisa Voronova, Vladimir Galverson, Pavel Kovtunovich, Lidiya Fot'yanova, Eric Blanc. Facies analysis of the neogene delta of the Amur river, Sakhalin, russian far east: controls on sand distribution. SEEM Special Publication NTc. S3, Copyright © 2005. SEPM (Society for Sedimentary Geology), ISBN Д-5б57б-113-8 р. 207-229.

UDC 550.8.02

by the standard. However, the collector is distributed in three-dimensional volume of the formation in accordance with the conditions of sedimentation and linked to the geological laws, and not to the selected interpolation method. Approach to the construction of the geological model with a quantitative view of the depositional environment can increase the probability of an adequate distribution of hydrocarbon reserves in the amount of the deposit. This, in turn, should accelerate and improve the accuracy of the adaptation of the hydrodynamic model for creating high-quality forecast for the field development.

Keywords

geological modeling, facial analysis, conditions of sedimentation, lithotypes, porosity, oil&gas saturation, the oil and gas reserves

References

1. Areshev E.G., Mavrinskiy Yu.S., Koval'chuk V.S. i dr. Otchet o nauchno — issledovatel'skoy rabote: Geologicheskoe stroenie i podschet zapasov nefti, gaza i kondensata mestorozhdeniya Odoptu-more, Sakhalinskoy oblasti, RSFSR (po sostoyaniyu na 01.01.1984g.). SakhalinNIPIneftegaz, Okhinskaya morskaya ekspeditsiya po geofizicheskim issledovaniyam skvazhin, trest «Dal'nemorneftegazgeofizika», Okha, 1984.

2. Baranova N.A. i dr. Poiskovo-rekognostsirovochnye i detal'nye

geofizicheskie issledovaniya na shel'fe Severo-Vostochnogo Sakhalina [Search and reconnaissance and detailed geophysical surveys offshore northeastern Sakhalin]. TGF, 1973.

3. Bush D.A. Stratigraficheskie lovushki vpeschanikakh [Stratigraphic traps in sandstones]. Moscow: Mir, 1977, 216 p.

4. Konibir Ch.E.B. Paleogeomorfologiya neftegazonosnykh peschanykh tel [Paleogeomorfologiya petroleum sandbodies]. Moscow: Nedra, 1979.

5. Kharakinov V.V. Neftegazovaya geologiya

Sakhalinskogo regiona [Petroleum Geology of the Sakhalin region]. Moscow: Nauchnyy mir, 2012.

6. Davies C., Poynter S., Macdonald D., Flecker R., Voronova L., Galverson V., Kovtunovich P., Fot'yanova L., Blanc E. Facies analysis of the neogene delta of the Amur river, Sakhalin, russian far east: controls on sand distribution. SEEM Special Publication NTc. S3, Copyright © 2005. SEPM (Society for Sedimentary Geology), ISBN D-5b57b-113-8, p. 207-229.

ENGLISH GEOLOGY

Geological modeling of facial conditions of sedimentation

Svyatoslav I. Bilibin — d.t.s., deputy general manager of the new technologies1; sibilibin@cge.ru

Nadezhda F. Velichkina — chief specialist on geology department geoinformation technologies1; nfvelichkina@cge.ru

Andrey V. Vovk — head of the department of geology department of geoinformation technologies1; avvovk@cge.ru

ГЕОФИЗИКА

УДК 550.3 27

Сейсморазведка высокой четкости (СВЧ) — бескомпромиссный подход к регистрации и обработке сейсмических данных

A.А. Табаков

к.т.н., генеральный директор1 vsp@geovers.ru

B.Н. Ференци

ведущий геофизик1 vfern@mail.ru

Л.В. Калван

геофизик1

lvuba.kalvan@gmail.com

Ю.А. Степченков

физик-программист2 urn.stepchenkov@gmail.com

А.С. Колосов

геофизик-программист2 kolosovas@gmail.com

1ООО «Геоверс», Москва, Россия 2ООО «Универсальные Интеллектуальные Системы», Санкт-Петербург, Россия

На основе анализа ограничений методики сейсморазведки на поверхности и использования подходов, разработанных в методе ВСП, предлагаются усовершенствования полевых работ и обработки данных. В результате предполагается увеличить информативность сейсморазведки примерно в 2 раза за счет увеличения ширины спектра с 3-3.5 октав до 7 октав, что позволяет называть такую технологию «Сейсморазведкой высокой четкости» (СВЧ). Представлены результаты применения разработки на модельных и реальных данных, полученных в сложных условиях.

Материалы и методы

Сейсморазведка высокой четкости.

Ключевые слова

сейсморазведка на поверхности, вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП), трехмерная геометрия наблюдений, высокая четкость, инновация, ширина спектра

Введение

Многие концепции современных приемов регистрации, обработки и интерпретации данных сейсморазведки исходит из традиционных подходов, основанных на упрощенных моделях строения геологической среды и соответствующих им упрощенных алгоритмах обработки.

Построенные на этих концепциях технологии позволяют во многих случаях получать удовлетворительные и даже хорошо согласующиеся с данными бурения результаты, но в условиях, которые сильно отклоняются от упрощенных моделей, например, в зонах вариаций мощностей многолетне мерзлых пород (ММП) в верхней части разреза, в горных районах и других — заключения по данным сейсморазведки не являются объективным критерием для проектирования бурения или источником надежной информации для построения моделей продуктивных пластов.

В статье предложен и описан комплекс концепций и технологий, основанных на фундаментальных подходах, устраняющих очевидные противоречия и недостатки, ограничивающие рост эффективности применения метода сейсморазведки. Основные положения этого комплекса не являются принципиально новыми, во всяком случае, они уже применяются с конца 70-х годов в разработке определенных направлений метода вертикального сейсмического профилирования (ВСП).

В статье обращается внимание на потенциальную эффективность предлагаемых инноваций. Поскольку важнейшим достижением нового подхода является существенное увеличение ширины спектра выделяемых отражений, которое приводит к получению более четких изображений строения среды, метод получил название Сейсморазведки

Высокой Четкости (СВЧ — High Definition Seismic).

Основные положения

Существенные недостатки общепринятых методик наземной сейсморазведки в целом заключаются в следующем:

• Фактическая двумерность системы наблюдений 3D очевидно неадекватна трехмерным средам.

• Невозможность регистрации формы импульса возбуждения.

• Установка сейсмоприемноков без достаточного прижима к грунту, что приводит к появлению резонансов.

• Полный вектор колебаний либо не регистрируется, либо не используется в полной мере из-за неадекватности систем обработки.

• Не регистрируются шумы до начала записи (опережение начала записи), что не позволяет оценивать и использовать при обработке свойства шумов.

• При использовании вибрационных источников ширина спектра возбуждения ограничивается 3-3.5 октавами.

• Концепция статических поправок не соответствует реальности при наличии высокоскоростных слоев в ВЧР.

В связи с этим отмечается ряд принципиальных ограничений:

• Селекция волновых полей выполняется как процедура выделения сигналов на фоне помех, тогда как с фундаментальной точки зрения это задача анализа интерференционных волновых полей, и селекция является частью итеративного процесса.

• Статические поправки рассматриваются как общая для всех времен компонента, что не соответствует реальности в условиях сильной латеральной неоднородности верхней части разреза (ВЧР) и наличия в

Рис. 1 — Схематическое изображение трехмерной системы наблюдений в технологии СВЧ

ней высокоскоростных включений.

• Оцениваемые переборами параметры гипербол интерпретируются как информация о скоростной модели, что в условиях, описанных в предыдущем пункте, не работает в силу сильного отличия годографов отражений от гипербол.

• Используемая концепция линии приведения имеет ограниченное применение и не пригодна для сложных геологических моделей, например, в условиях горного рельефа.

• Алгоритмы миграции не соответствуют сути решаемых задач при условии больших углов наклона, что ясно проявляется при рассмотрении объектов шарообразной формы.

• Не разработана концепция количественного использования динамических характеристик обменных волн для обработки трехкомпонентных данных.

• Сложность и многовариантность систем обработки требует высоких затрат на обучение персонала.

Для устранения приведенных выше принципиальных ограничений метода сейсморазведки новая технология предлагает реализовать следующие подходы: а) В области регистрации:

• Использовать трехмерные системы наблюдения, включающие данные поверхностной сейсморазведки Эй и скважинные наблюдения по методу вертикального сейсмического профилирования

(Эй+ВСП), обеспечивающие оценку истинных скоростей и истинной формы импульса возбуждения.

Полностью перейти на регистрацию трех-компонентными датчиками. Выполнять запись сейсмического фона до возбуждения.

Сократить шаг наблюдений и увеличить вынос.

б) В области обработки данных: Использовать предлагаемый ниже способ аддитивного итеративного анализа волновых полей вместо выделения сигналов на фоне помех.

Вычислять переменные во времени выравнивающие сдвиги вместо статических поправок.

Использовать для описания реальных годографов дополнительно к гиперболам корректирующие полиномы необходимой степени.

Формировать изображение волнового поля с использованием скоростной модели среды, рассчитанной по реальным годографам (сумма выравнивающих поправок, гиперболы и полиномы), от поверхности, полученной скоростной инверсией годографов первых вступлений. Использовать обменные поперечные волны для компенсации зависимости величины коэффициента отражения продольных волн от угла падения путем суммирования отражений продольных и поперечных волн с расчетными весами.

• Использовать векторную конечно-разностную миграцию для получения динамически представительных результатов.

• Использовать элементы искусственного интеллекта для автоматизации процесса обработки.

Применение рекомендуемого комплекса может увеличить ширину спектра со стандартных 3-3.5 октав до 7 октав, как это будет продемонстрировано на реальных данных, полученных в условиях меняющихся мощностей зоны ММП, при интенсивных звуковых, ветровых, техногенных помехах и больших перепадах рельефа.

Трехмерные системы наблюдений

Единственной полностью адекватной геометрией наблюдений для изучения трехмерных сред является трехмерная. В реальности вертикальная координата может быть реализована при проведении наблюдений в скважине, тогда возможно построение квазитрехмерной геометрии наблюдений, как в предлагаемой ниже методике Эй + ВСП [1, 4, 5, 6, 7]. Термин требует пояснений. «Эй» — это традиционная площадная сейсморазведка на поверхности, а «+ВСП» означает, что третья ось координат может быть реализована только в имеющейся на площади системе скважин.

Геометрия размещения сейсмоприемни-ков при проведении работ Эй+ВСП в технологии СВЧ схематически изображена на рис. 1.

Применение технологии на практике

Рис. 2 — Результаты оценки скоростей ВЧР, включающей ММТ, по результатам 3D+ВСП на одной из площадей Западной Сибири

Рис. 3 — Сопоставление сечений куба 3D (А) и 3D+ВСП (Б) на одной Рис. 4 — Селекция волновых полей сейсмограмм на поверхности из площадей Западной Сибири А — исходная сейсмограмма; B — сейсмограмма выделенных шумов;

С — остатки

означает, что одновременно с проведением поверхностных наблюдений производится регистрация сигналов в скважине и, таким образом, устраняются два принципиальных ограничения наземной сейсморазведки — невозможность определения истинных скоростей и истинной формы сигнала.

На рис. 2 приведен пример определения скоростей в ВЧР, включающей ММП на одной из площадей Западной Сибири с помощью наблюдений ЭЭ+ВСП. Зоны понижения скоростей хорошо коррелируют с зонами растяжения вдоль русел малых рек. Вариации скоростей ВЧР определены по разнице модельных и фактических времен прихода прямых волн на глубинном приборе вблизи забоя.

На рис. Э приведено сопоставление временных разрезов, полученных по одним и тем же данным ЭЭ на поверхности с использованием одновременных наблюдений ВСП вблизи забоя скважины (В) и без него (А).

Хорошо заметны различия в структурном плане за счет учета вариаций ММП и в динамике отражений — устранение резонансных явлений благодаря стандартизации сигналов по данным ВСП.

Анализ волновых полей

Зарегистрированные сейсмограммы волновых полей представляют собой интерференцию упругих полезных волн, волн-помех различного типа и квазислучайных помех различного типа. Ширина спектра полезных волн, в котором обеспечивается заданное отношение сигнал/шум, используемых в дальнейших преобразованиях и интерпретации, зависит от успешности процедуры разделения волновых полей. В классе линейных систем эта задача решается как оптимальная многоканальная фильтрация. Недостатком этого подхода является необходимость использования на входе параметров разделяемых волн, которые могут быть определены после разделения.

В данной работе представлены результаты использования альтернативного подхода - адаптивного итеративного метода, который впервые был предложен С.А. Нахамкиным [2, Э]. С 1970 г. метод развивается сотрудниками ООО «Геоверс» и реализован для обработки данных ВСП [9], а так же успешно применяется для обработки первичных сейсмограмм наземной сейсморазведки.

Суть метода заключается в том, что сначала выявляется наиболее сильный сигнал сейсмической записи, оцениваются его параметры, ищется проекция сигнала в поле параметров и затем выделенный сигнал с найденными параметрами вычитается из волнового поля. После последовательного выделения всех или части отражений возможно провести уточнение каждого сигнала путем выделения его из суммарного поля остатков и искомой волны, исключив при этом искажающее влияние интерференции остальных сильных отражений. В результате этой процедуры получается аддитивный набор сигналов и остатки, которые не превышают заданного порога относительно выделенных сигналов, либо содержат только нерегулярные сигналы.

При селекции все выделяемые сигналы равноценны и их разделение на полезные и помехи разных типов выполняется после завершения анализа. Тем не менее, для основных типов отражений задается модель и

выделение каждого сигнала выполняется путем нахождения ближайшей проекции на область допустимых решений, чем достигается решение проблемы единственности.

Однако эта задача не только не соответствует принципу единственности решения, но может и расходиться. Для решения этой проблемы эмперически подобраны адаптивные и в том числе нелинейные процедуры, обеспечивающие правдоподобные устойчивые решения.

На рис. 4 приведен пример анализа реальной сейсмограммы, зарегистрированной на поверхности (4А). Результаты анализа представлены суммой всех регулярных шумов (4В) и разницы между исходной сейсмограммой и совокупностью шумов (4С). Помещенные там же результаты перебора скоростей (слева) показывают, что в поле помех отсутствуют разрастания, связанные с полезными волнами, эти разрастания начинают доминировать после вычитания шумов.

Оценка статических поправок по методу «Поликор» и результаты применения технологии в условиях ММП

Система «Поликор», предложенная одним из авторов более Э0 лет назад, основана на корреляции трасс равных удалений и

корреляции и накапливании рядов корреляционных функций. Особенностью этой системы является независимость статпоправок за ПВ и ПП и неиспользование информации о скоростях.

На рис. 5 приведены статические поправки, определенные в условиях Восточной и Западной Сибири. На левом рисунке видно, что поправки за ПВ и ПП с особенностями длиной 20 км хорошо совпадают друг с другом и с рельефом.

На рис. 6 приведены временные разрезы ОГТ, полученные по технологии СВЧ (слева) и по стандартной технологии с использованием наиболее известных мировых систем обработки (справа).

По оценке авторов относительная гладкость отражающих горизонтов более адекватна морским условиям осадконакопления в условиях Западной Сибири. На разрезе, полученном по стандартной технологии, отсутствует антиклинальный перегиб из-за недостоверных статических поправок и известный по геологическим данным косослоистый горизонт на временах 2400-2450 мс.

Итоги

Предположенные концепции Сейсморазведки Высокой Четкости реализованы на

Рис. 5 — Оценка статических поправок по методу «Поликор» в условиях Восточной Сибири

Time sections fragments Фрагменты еремвнных рззреэов

HDS processing ™,,m Top Brand Soriware

Обработка no технологам СВЧ Стандартная обработка

Рис. 6 — Фрагмент временного разреза ОГТ в условиях севера Западной Сибири (ММП) по технологии СВЧ (слева) и по стандартной технологии

нескольких примерах в сложных условиях ММП в Западной и Восточной Сибири с положительными результатами.

Выводы

Результаты опробования технологии СВЧ показывают возможность значительного повышения эффективности сейсморазведки в условиях ММП.

Список используемой литературы

1. Баранов К.В., Бикеев В.С., Стариков Н.В., Табаков А.А. Результаты применения методик 3й+ВСП локальный проект и 2й+ВСП локальный проект в условиях Западной Сибири // Технологии сейсморазведки. 2014. №1. С. 19-22.

2. Нахамкин С.А. Оптимальный алгоритм выделения сейсмических волн на фоне регулярных волн-помех // Известия АН СССР

Abstract

Based on analysis of restrictions of surface seismic prospecting and application of approaches invented for VSP processing the improvements in acquisition and processing of seismic data are proposed. It is supposed that informative content of seismic result may be approximately doubled due to widening of band-width from 3-3.5 octaves to 7 octaves. The technology is called «High Definition Seismic» (HDS). The technology is illustrated by application

сер. Физика Земли. 1966. №5. С. 52-60.

3. Нахамкин С.А. Математические алгоритмы вычитания регулярных помех при разделении сейсмических волн // Известия АН СССР сер. Физика Земли. 1966. № 5. С. 23-31.

4. Табаков А.А., Бикеев В.С., Баранов К.В., Яковлев И.В., Барков А.Ю. Методика совмещенных наземно-скважинных наблюдений Локальный проект 3D+ВСП для детального изучения околоскважинного пространства: сборник тезисов докладов научно-практической конференции Состояние и перспективы развития метода ВСП. Москва. 2001. С. 32-34.

5. Tabakov А.А. 3D Acquisition Geometries as the Way to Overcome Drawback of Conventional Seismic Technologies. Translations of International Borehole Geophysical Symposium. Kunming, China,2006, pp. 1-4.

to model and real data obtained in complex surrounding.

Materials and methods

High definition seismic.

Results

Assumptions of seismic High Definition implemented several examples in difficult conditions of the IMF in Western and Eastern Siberia with positive results.

6. Tabakov A.A.Baranov K.V. Integrated land seismic and VSP survey geometries offer improved imaging solution. First Break journal, 2007, issue 25, pp. 97-101.

7. Табаков А.А. Трехмерные системы наблюдений — новый этап в развитии нефтегазовой геофизики // Геофизика. 2007. №4. C. 153-156.

8. Табаков А.А., Елисеев В.Л., Мухин А.А., Степченков Ю.А., Огуенко Д.В. Сейсморазведка Высокой Четкости (СВЧ) — бескомпромиссный подход к регистрации и обработке сейсмических данных. Тезисы докладов на конференции Гальперинские чтения. 2009. C. 5—7.

9. Ференци В.Н., Табаков А.А., Севастьянов Л.В., Фурсова Е.А., Елисеев В.Л. Автоматическая селекция волн при модельбазиро-ванной обработке данных ВСП // Технологии Сейсморазведки. 2008. C. 35-39.

UDC 550.3

Conclusions

Results of application of HDS show that proposed technology provides sufficiently more efficient results of seismic prospecting in presence of permafrost layers.

Keywords

seismic prospecting, vertical seismic profiling, three-dimensional geometry of survey, high definition, innovation, spectrum width

References

1. Baranov K.V., Bikeev V.S., Starikov N.V., Tabakov A.A. Rezul'taty primeneniya metodik 3D+VSP lokal'nyy proekt i 2D+VSP lokal'nyy proekt v usloviyakh Zapadnoy Sibiri [Results for applying the 3D + VSP local project and 2D + VSP local project in Western Siberia]. Tekhnologiiseysmorazvedki, 2014, issue 1, pp. 19-22.

2. Nakhamkin S.A. Optimal'nyy algoritm vydeleniya seysmicheskikh voln na fone regulyarnykh voln-pomekh [Optimal allocation algorithm of seismic waves on the background of regular waves-interference]. Fizika Zemli, Izvestiya USSR Academy of Sciences, 1966, issue 5, pp. 52-60.

3. Nakhamkin S.A. Matematicheskie algoritmy vychitaniya regulyarnykh pomekh pri razdelenii seysmicheskikh voln [Mathematical algorithms subtraction regular interference in the separation of seismic waves]. Fizika Zemli, Izvestiya

USSR Academy of Sciences, 1966, issue 5, pp. 23-31.

4. Tabakov A.A., Bikeev V.S., Baranov K.V., Yakovlev I.V., Barkov A.Yu. Metodika sovmeshchennykh nazemno-skvazhinnykh nablyudeniy Lokal'nyy proekt 3D+VSP dlya detal'nogo izucheniya okoloskvazhinnogo prostranstva [Technique combined land-borehole observations Local project 3D + VSP for detailed study borehole environment]. Book of abstracts of scientific and practical conference Status and prospects of VSP, Moscow, 2001, pp. 32-34.

5. Tabakov A.A. 3D Acquisition Geometries as the Way to Overcome Drawback of Conventional Seismic Technologies. Translations of International Borehole Geophysical Symposium. Kunming, China, 2006, pp. 1-4.

6. Tabakov A.A., Baranov K.V. Integrated land seismic and VSP survey geometries offer improved imaging solution. First Break journal, 2007, issue 25, pp. 97-101.

7. Tabakov A.A. Trekhmernye sistemy

nablyudeniy — novyy etap v razvitii neftegazovoy geofiziki [Three-dimensional observation system is new stage in the development of petroleum geophysics]. Geofizika, 2007, issue 4, pp. 153-156.

8. Tabakov A.A., Eliseev V.L., Mukhin A.A., Stepchenkov Yu.A., Oguenko D.V. Seysmorazvedka Vysokoy Chetkosti (SVCh) — beskompromissnyy podkhod k registratsii i obrabotke seysmicheskikh dannykh. [High Definition Seismic» (HDS) — uncompromising approach

to the registration and processing of seismic data]. Abstracts of the conference Galperin Readings. 2009, pp. 5—7.

9. Ferentsi V.N., Tabakov A.A., Sevast'yanov L.V., Fursova E.A., Eliseev V.L. Avtomaticheskaya selektsiya voln pri model'bazirovannoy obrabotke dannykh VSP [Automatic selection of waves at modelbazirovannoy VSP data processing]. Tekhnologii Seysmorazvedki, 2008, pp. 35-39.

ENGLISH GEOPHYSICS

High definition seismic (HDS) — uncompromised approach to acquisition and processing of seismic data

Authors:

Alexander A. Tabakov — ph.d., chief executive1; vsp@geovers.ru

Valery N. Ferenczi — senior geophysicist1; vfern@mail.ru

Lyubov' V. Kalvan — geophysicist1; lyuba.kalvan@gmail.com

Yuriy A. Stepchenkov — physicist programmer2; urij.stepchenkov@gmail.com

Aleksey S. Kolosov — geophysicist-programmer2; kolosovas@gmail.com

1Geovers, Moscow, Russian Federation

2Universal Smart Systems, St.Petersburg, Russian Federation