Новые технологии нефтегазопоисковой вибрационной сейсморазведки

Выводы:

— применение способа группирования равнолинейных понижающихся свипов эффективно решает задачу повышения реальной динамической разрешённости виброразведки при изучении различных интервалов осадочного комплекса пород, на основании чего данный полевой приём обеспечивает создание технологии высокоразрешающей сейсморазведки (ВРС);

— во всех случаях применения технологии ВРС на временных разрезах отмечается существенное увеличение объёма геологической информации, необходимой для точного, как структурного, так и сейсмостратиграфического анализа сейсмических данных;

— повышенная динамическая выразительность материалов ВРС обогащает метод новыми возможностями в изучении нетрадиционных геологических объектов, имеющих сложную пространственную конфигурацию и заметнее проявляющихся в динамических параметрах отражённых волн;

— данные сейсморазведки ВРС незаменимы при картировании структурных несогласий и литологостратиграфических неоднородностей, обнаружении сейсмических аномалий типа «залежь», решения прямых задач выявления нефтегазоносности комплексов пород;

Авзрывы под змс Б-ЛЧМ-аип (166−16 Га") В- «вю—нички* сип (16−166 Гц).

Рис. 32.Сравнение качества сейсмической информации, полученной с применением различных сейсмических источников в технологии ВРС, А — взрывы минимизированных зарядов.

Б — вибраторы МЕРП7−18, способ группирования понижающихся свипов <-с> В — вибраторы МЕПИ-18, логарифмический свип-сигнал.

— развитие способа вибросейсморазведки ВРС связано с внедрением в практику полевых работ новых аппаратурно-технических средств возбуждения вибросигналов и систем управления ими, обладающими широкими возможностями в излучении широкодиапазонных зондирующих сигналов и снабжёнными специальными аппаратурно-програмными средствами в создании приёмов компенсации частотно-зависимых потерь сейсмической энергии.

5.2 Виброразведка повышенной разрешённости с применением специальных нелинейных сигналов.

Современные технические средства генерирования вибросигналов, в основном зарубежного производства, снабжены столь совершенными, как правило, компьютеризованными системами управления, что представляют дополнительные возможности в формировании компенсационных методик. Кроме того, для целей нефтегазопоисковой сейсморазведки применяются преимущественно тяжёлые вибраторы, уровень энергии у которых на низких частотах оказывается слишком большим даже при использовании единичного вибратора. Использование таких вибраторов при создании технологии ВРС позволяет успешно применять иные методические решения. Изучение волновых картин с применением различных типов ЛЧМ-сигналов и анализ первичных сейсмограмм показали, что соотношение сигнал-помеха во многом зависит от доли низкочастотной части энергии в излучении. В только что рассмотренном способе с использованием равнолинейных понижающихся свипов фактически происходит уменьшение энергии низкочастотной области виброизлучения, так как в группе вибраторов лишь один генерирует низкочастотную часть диапазона. Поэтому становится достаточно эффективным средством обеспечения высокой степени разрешённости при сохранении достаточной помехоустойчивости применение нелинейных развёрток управляющих сигналов, НЧМсигналов [ 107, 114 ].

В литературных источниках, особенно отечественных, приводится не очень много сведений о применении нелинейных свипов, что вызвано причинами скорее аппаратурно-технического характера, нежели методическими. Отсутствие нужных технических средств электронного формирования нелинейного свипа, блоков надёжного управления гидросистемой вибратора и контроля за качеством их работы, ограничили сферу и объёмы применения виброразведки с нелинейными развёртками. Поэтому изложенные в данном параграфе методические вопросы являются весьма актуальными для дальнейшего развития теории виброразведки с нелинейными свипами и практического применнения её.

Типичный НЧМсигнал описывается также уравнением (1.3), но скорость изменения частоты в неём, в отличие от ЛЧМ-сигнала, не постоянна и является функцией времени, то есть и = С/ Так как и может быть как положительной величиной, так и отрицательной, то по этому признаку принято различать все нелинейные свипы увеличенной энергией в области низких частот, когда и есть величина отрицательная, и в высокочастотной области, если положительно. Нелинейные сигналы с отрицательным значением и являются низкочастотными, призванными решать задачи увеличения разведки и в данной работе не рассматриваются, потому что не отвечают её целям.

НЧМ-сигналы с положительной величиной и могут создаваться с использованием различных законов, но наиболее распространёнными являются степенные и логарифмические. Первые описываются степенными функциями вида Т и применяются для компенсации частотно-зависимого поглощения энергии свипа. Но поскольку нелинейные поглощающие свойства земных недр подчиняются логарифмическому закону [ 2, 34, 84 ], то в большей мере компенсационным целям служит нелинейный свип с логарифмическим законом изменения параметра С/.

На Рис. 33а показан нелинейный свип, у котрого скорость изменения частоты подчиняется логарифмическому закону. Чтобы описать подобный управляющий логарифмический сигнал, необходимо определить параметр йа выраженный в дБ, представляющий собой отношение крутизны в конце кривой на Рис. 33а к крутитизне в начале кривой, в точке графика Т0. Таким образом:

Иа = 201. одю (— или — 702О (5.4) при этом -40дБ < Иа > 40дБИа Ф 0- Т — длительность базисного сигнала. Если йа = О, то 1-Од10() = О, следовательно отношение =7, значит сигнал является линейным, а не логарифмическим.

Метод изображения нелинейных свипов в децибеллах, определяющих кривизну соответствующей кривой и. стало быть, скорость наростания частоты со временем, получил развитие при конструировании блоков управляющих сигналов компанией Пелтон (США). В таблице 3 приведены нелинейные свипы, которые могут быть созданы с помощью оборудования фирмы. Таблица даёт представление о том, сколько времени в общей длительности управляющего сигнала отводится на каждую октаву частотного диапазона по сравнению со временем, затрачиваемым на частоты первой октавы, принимаемой за единицу.

Так, например, для линейного частотно-модулированного сигнала (Яа = ОдБ) на вторую октаву частот затрачивается вдвое больше времени, чем на первуюна 3-ю — в четверо большена 4-ю — в восемь раз и т. д. Если таким же образом рассмотреть нелинейный сигнал, скажем 12дБ/октаву, то у него на 2-ю октаву частот тратится 8 единиц времени, на 3-ю — 64 единицы, а на 4-ю — 512единиц. В результате, с повышением частот в нелинейном частотно-модулированном логарифмическом управляющем сигнале в логарифмической пропорции растёт время на формирование высокочатотных составляющих, что и обеспечивает перераспределение внутренней энергии свипа в область высоких частот.

Форма спектра мощности нелинейного сигнала становится перекошенной, такой, как это показано на Рис. 336. В зависимости от параметров нелинейного свипа наклон в огибающей спектра, который выражается в дБ/Гц, будет различным и может быть определён по формуле:

5 — ½-, соответственно, йа = - 2Б (- Г3) (5.5).

Очевидно, что по амплитудному спектру также можно формировать логарифмические управляющие сигналы, придавая конкретные значения указанным параметрам и Ре Повышающийся свип, при этом, будет характеризоваться.

Fe, а ь u • t.

CO A F.

ЧГи) A в I.

50%.

TO" .

40Гц, lOOru, oo.

F ¦

Сг u.).

40 1.

Рис. 33. Изображение нелинейного изменения частоты свипа во времениа, амплитудный спектр нелинейного сигналаб, схема задания мощности излучения в НЧМ-сигналах вида LOG Р положительным значением параметра 5, поэтому берётся отрицательная величина /?а, а понижающийся, следовательно, — отрицательной величиной параметра 5 и положительным значением /?а, соответственно. Для определения их с помощью кросс-корреляционного спектра вместо ½Яа следует брать величину Яа.

Заключение

.

Современная экономика предусматривает внедрение высокоэффективных и ресурсосберегающих, экологически чистых производственных процессов. Всем этим требованиям соответствуют разработанные автором и изложенные в данной диссертации технологии вибросейсмических работ.

Их высокая геологическая эффективность определяется обеспечением требуемого уровня самых важных параметров сейсморазведки: помехоустойчивости и разрешающей способности. Внедрённые в разное время, в разных объёмах, в разных структурно-тектонических и природно-климатических условиях все технологии без исключения позволили различным производственным организациям успешно решать самые разнообразные геологические задачи по картированию сложнопостроенных объектов.

При разработке любых новых технологических процессов, будь то в целях обеспечения высокой помехоустойчивости, как, например, в случае конструирования виброполоза, или для повышения разрешающей способности, как при создании способа группирования равнолинейных понижающихся свипов автором в обязательном порядке производилась оценка производственных характеристик и только с учётом их создавались окончательные полевые приёмы.

По этим причинам все рассмотренные в данной работе технологии нашли применение в практике нефтегазопоисковых исследований и повсеместно дали положительные геологические и технико-экономические результаты.

В результате выполненных теоретических и экспериментальных опытно-методических исследований научно обоснованы такие технико-методические приёмы нефтегазопоисковой вибросейсморазведки, которые позволяют достигать высокой геологической эффективности при минимальном уровне затрат.

Перечислим основные преимущества вибросейсмического метода, которые могут быть реализованы на практике с современным полевым оборудованием:

1. Универсальность и гибкость в управлении многочисленными параметрами виброизлучения, позволяющие достигать требуемого геологического результата.

2. Максимальновозможная помехоустойчивость полевых систем наблюдений по отношению к широкому классу генерируемых виброисточником волн-помех.

3. Высокая информационная ёмкость системы, позволяющая извлекать обширные данные о всех интервалах осадочного чехла и рельефе фундамента.

4. Полная механизация процесса полевых измерений, исключение из состава полевых работ дорогостоящих, трудоёмких и опасных буровзрывных операций и ручного труда при смотке-размотке сейсмических кос и установке приборов.

5. Высокая производительность полевых работ, в 2−4 раза превышающая производительность взрывной сейсморазведки, достигаемая за счёт непрерывной многосменной организации производственного процесса.

6. Существенное, в сравнении с традиционными методами сейсморазведки, основанными на применении взрывных источников, снижение трудовых и материальных затрат на производство полевых наблюдений.

7. Возможность проводить сейсмические работы в пределах действующих нефтяных или газовых комплексов, вблизи строений, промышленных и сельскохозяйственных объектов.

8. Пониженное вредное воздействие полевых работ с виброисточниками на сельхозугодья и окружающую среду.

Защищаемые положения состоят в следующем:

1. Изучение вопроса о динамическом диапазоне виброразведки и практическое измерение его с помощью высокоточных современных аппаратурно-технических средств показало, что его реальная величина достигает 90дБ, то есть вполне достаточна для решения самых «тонких» геологических задач. Часто указываемое в литературе ограничение динамического диапазона ВСМ, ставящее его в заведомо неравное положение по отношению к взрывной сейсморазведке, оказывается не столь значительным и является следствием несовершенства применённых средств измерений, а не принципиальных свойств метода Вибросейс.

2. Виброразведка обладает более высокими, нежели другие традиционные технико-методические приёмы сейсморазведки, свойствами помехоустойчивости, а создание помехоустойчивой технологии вибросейсморазведки базируется на синэргетическом объединении всех звеньев сейсморегистрирующего канала таким образом, чтобы параметры баз групп приёмников и источников, частотный диапазон зондирующего сигнала, количество виброизлучений и интервалы перемещения вибраторов после единичного сеанса, находились в строгом соответствии с требованием максимального подавления генерируемых источником помех при минимальном искажении регистрируемых отражённых волн.

Определение оптимальных параметров в технологии вибросейсморазведки высокой помехоустойчивости логически увязано с теорией интерференционных систем и теорией антенн в радиосвязи, аналогично конструированию каскада полосовых частотных фильтров, и производится с учётом конкретных данных о сейсмогеологических свойствах исследуемой территории и характеристиках применяемых аппаратурно-технических средств.

3. Постановка вибросейсморазведочных работ в тундровых районах Заполярья наиболее эффективна с санным типом вибратора — виброполозом, устойчиво работающим в сложных природно-климатических условиях и обеспечивающим получение качественного сейсмического материала достаточно простыми методическими приёмами, и транспортёрами сейсмических приёмников — ТСП, механизирующих процесс установки сейсмоприёмников и улучшающих их контакт с поверхностью земли.

4. Вибросейсморазведка высокого разрешения требует применения широкополосного трёх-пяти-октавного виброизлучения с достаточно высокой средней частотой диапазона, полевого регистратора с мгновенным динамическим диапазоном на уровне 120дБ и специальных технико-методических приёмов компенсации потерь выскочастотных компонентов сейсмической энергии при распространении упругих колебаний в геологической среде.

5. Способы расширения спектрального состава регистрируемых отржённых волн должны включать в себя изучение амплитудно-частотных характеристик сейсморегистрирующего канала и конкретного геологического разреза, расчёт декремента поглощения по реальным спектрам, определение практических приёмов выравнивания энергетического уровня низкочастотных и высокочастотных составляющих упругих колебаний как на стадии виброизлучения, так и на этапе регистрации отражённых волн.

При использовании ЛЧМ-сигналов в расчётах параметров виброизлучения для целей повышенной разрешающей способности следует учитывать требования принципов помехоустойчивости к начальной частоте свипа, т. е. она должна быть определена из условий согласования каскада полевых полосовых частотных фильтров.

Нелинейные зондирующие сигналы могут успешно применятся с целью повышения разрешающей способности вибросейсморазведки и будут эффективны только в том случае, если для этого используется совершенное геофизическое полевое оборудование, а компенсация частотнозависимого поглощения сейсмической энергии производится не только за счёт выбора логарифмического закона изменения частоты свипа во времени, но и в результате энергетического регулирования виброизлучения в разных частях широкополосного диапазона, как, например, это достигается в свипахтипа 1одР.

6. Вибросейсморазведка обладает несравнимыми возможностями в расширении класса решаемых геолого-геофизических задач за счёт увеличения объёма сейсмической информации в полевых данных на основе применения технологии совмещения сейсмических методов (КМПВ, МОГТ, МПВ) в едином производственном цикле. Используя приёмы разделения некоррелируемых между собой частотнои фазо — модулированных зондирующих сигналов, действующих одновременно в общем сейсмическом канале, можно решать практические задачи либо геологометодического характера по повышению разрешающей способности и помехоустойчивости метода, либо производственного назначения по увеличению производительности полевых работ и снижению их стоимости.

7. Геологическая эффективность виброразведки при решении конкретных задач является прямым следствием научно обоснованного и экспериментально реализованного оптимального управления параметрами виброизлучения, учитывающего сложность поставленной геологической задачи и особенности сейсмогеологических условий площади работ. Так, например, успешность поиска месторождений нефти и газа в Якутии виброразведкой достигала в годы наиболее интенсивных геологоразведочных работ 75−80% и позволяла применять метод на самом ответственномдетализационном этапе исследований.

Невыразительные, с плохой прослеживаемостью отражающих горизонтов материалы вибросейсморазведки свидетельствуют об ошибочном определении одного или нескольких параметров виброисточников или о пренебрежении теорией метода Вибросейс при расчётах и оптимизации технико-методических приёмов и полевых систем наблюдений. Многочисленные практические примеры, основанные на постановке производственных работ вибросейсмическим методом в различных структурно-тектонических и природно-климатических условиях, содержащие данные по тысячам отработанных сейсмических профилей, подтверждают это заключение.

8. Современный научно-методический уровень вибросейсморазведки и её полевое аппаратурно-техническое обеспечение достаточно высоки. Это позволяет применять данный метод не только для надёжного и качественного решения типичных структурных геологических задач, но и выполнять исследования более сложного пространственного характера при детальном изучении не традиционных геологических объектов, картировании выклиниваний и литолого-стратиграфических неоднородностей, обнаружении сейсмических аномалий типа «залежь», а также осуществлять сейсмостратиграфические построения по исследованным териториям.

АВТОР.

1. Авербух А. Г., Крылов И. Б., Лугинец А. И. и др. Сейсморазведка на нефть и газ с вибрационными источниками колебаний // Нефтегазовая геология и геофизика: Научно-техническое обозрение. -М.: ВНИОЭНГ, 1977. с. 5−23.

2. Авербух А. Г. Изучение состава и свойств горных пород при сейсморазведке. -М.: Недра, 1982. с. 38−56.

3. Аки К. и Ричарде П. Количественная сейсмология: Теория и методы. В 2-х томах. -М.: Мир, 1983, с. 450−590.

4. Бевзенко Ю. П. Опыт эксплуатации поверхностного источника СВ-10/100 в условиях Западной Сибири // Вибросейсмические методы исследования Земли. Всесоюзная конференция. ВЦ СО АН СССР, Новосибирск, 1982, с. 27−34.

5. Беспятов Б. И. Методические основы повышения эффективности сейсморазведки методом отражённых волн. -Саратов: Изд-во СГУ, 1972, с. 22−26.

6. Варакин Л. Е. Теория сложных сигналов. -М.: Советское радио, 1970, 376 с.

7. Вендик О. Г. Антенны с немеханическим движением луча. -М.: Советское радио, 1965, с. 142−156.

8. Вялков В. Н., Матвеев В. Д., Гребёнкин Т. Я. Комплексные геофизические исследования нефтегазоносных районов Якутии // Геология и геофизика № 12, Новосибирск, 1983, с.120−124.

9. Вялков В. Н., Хараз И. И., Иванчук А. М., Миронов В. В. Способ сейсмической разведки. -Патент № 1 065 797, приоритет от 07.01.1984.

10. Вялков В. Н., Берзин А. Г., Гребёнкин Т. Я. Картирование сложнопостроенных структур сейсморазведкой МОГТ в Восточной Сибири // В сб. Тезисы докладов семинара «Использование приповерхностных источников в сейсморазведке» .1. Саратов, 1985, с. 27−29.

11. Вялков В. Н. Технико-методические приёмы сейсморазведки МОВ-ОГТ при подготовке сложнопостроенных структур в Якутии.- Автореферат дисс. на соискание уч. ст. канд. техн. наук. -М., 1987.

12. Вялков В. Н. Способ сейсмической разведки. А. С. № 1 448 900, приоритет от 14.08.1988.

13. Вялков В. Н. О выборе параметров группирования в вибросейсморазведке. // Геология и геофизика N910, Наука, Новосибирск, 1989, с. 102−107.

14. Вялков В. Н., Гребёнкин Т. Я. Пути совершенствования технологии сейсморазведочных работ в условиях Крайнего Севера // Разведочная геофизика, вып.З. ВИЭМС. -М 1989, 41с. с илл.

15. Вялков В. Н. Вибросейсморазведка в условиях Крайнего Севера. -Якутский научный центр СО АН СССР, Якутск, 1990, 76с. с илл.

16. Вялков В. Н. Разработка и внедрение технологии совмещённых сейсмических методов (ТССМ) на основе излучения некоррелированных вибросигналов.

17. Тематический сб. Новые геологические и методические результаты применения сейсморазведки MOB в тресте «Запприкаспийгеофизика». Изд-во НижнеВолжского НИИ геологии и геофизики, Саратов, 1991, с. 86- 103.

18. Вялков В. Н. Концепции, проблемы, перспективы организации и эксплуатации современных вычислительных систем для решения геолго-геофизических задач // Недра Поволжья и Прикаспия, Саратов, 1991, с.58−63.

19. Вялков В. Н., Беспятов Б. И., Гаврюшин В. Б., Вялков В. В. Способ вибросейсмической разведки с использованием некоррелированных свип-сигналов. А. С. № 1 798 749, Б. И. № 8, 28.02.93.

20. Вялков В. Н. Технико-методические приёмы повышения разрешающей способности вибросейсморазведки // Недра Поволжья и Прикаспия, третий вып., Саратов, август 1992, с. 34−41.

21. Вялков В. Н., Кобылкин И. А., Андреев Г. Н., Ужакин Б. А., Колосов Б. М., Худяков Н. М. Новая модификация высокоразрешающей сейсморазведки.

22. Сб. рефератов SEG/Москва, 1992, с. 372−373.

23. Вялков В. Н. Теоретическое обоснование принципов сейсморазведки высокого разрешения // Недра Поволжья и Прикаспия, 7 вып., Саратов, 1994, с. 13−20.

24. Гогоненков Г. Н. Прогнозирование геологического разреза на основе данных сейсморазведки // Геология нефти и газа, 1981, № 1, с. 48−55.

25. Гогоненков Г. Н. Изучение детального строения осадочных толщ сейсморазведкой. М.: Недра, 1987, с. 3−21.

26. Голошубин Г. М., Епинатьева А. М. Комбинированный метод сейсмической разведки. М.: Недра, 1994, с. 98−122.

27. Гольдин С. В. Линейные преобразования сейсмических сигналов. -М.: Недра, 1974, с. 16−34.

28. Гольцман Ф. М. Основы теории интерференционного приёма регулярных волн. -М.: Недра, 1964, с. 19−46.

29. Гродзенский В. А., Жуков А. П. О динамическом диапазоне вибрационных данных // Сб. Вибросейсмические методы исследования Земли. Всесоюзная конференция ВЦ СО АН СССР, Новосибирск, 1982, с. 71−78.

30. Гродзенский В. А., Иноземцев А. Н., Лев И. С., Шнеерсон М. Б. Разрешающая способность вибрационной разведки и пути её повышения // Сер. Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. ВНИИОЭНГ, -М., 1984, с. 19−22.

31. Гродзянская Т. М., Лукашин Ю. П. Сейсморазведка на непрерывных волнах //Обзор зарубежной литературы. -М., Изд-во ВНИИОЭНГ, 1969, с. 78.

32. Гурвич И. И., Боганик Г. Н. Сейсмическая разведка. -М., Недра, 1980, с. 388−411.

33. Гурвич И. И., Кондратьев О. К., Пузырёв Н. Н., Рябинкин Д. А., Урупов А. К. Современное состояние и направление развития сейсмических методов при поисках и разведке полезных ископаемых //Методика и техника разведки.М.:Недра, 1979, с. 85−92,.

34. Гурьянов В. М. Разложение сейсмического волнового поля по бегущим волнам // В кн. Применение ЦВМ и средств вычислительной техники в геологии и геофизике. Изд-во Саратовского университета, 1974, с. 3−18.

35. Гурьянов В. М., Карева О. В. Годографы некоторых модификаций MOB с единой точки зрения // В кн. Применение ЦВМ и средств вычислительной техники в геологии и геофизике. Изд-во Саратовского университета, 1974, с. 68−79.

36. Джапаридзе А. Ю. Совершенствование методики полевых наблюдений с целью повышения разрешающей способности сейсморазведки MOB ОГТ. Автореферат дисс. на соиск. учён, степени канд. техн. наук. М., 1988.

37. Дженкинс Г., Ватте Д. Спектральный анализ и его приложения. -М.: Мир, 1971, с. 78−101.

38. Епинатьева А. М. Физические основы сейсмических методов разведки.

39. Изд-во Московского госуниверситета, 1970, с. 104.

40. Ермаков Б. Д. Особенности регистрации слабых сигналов в сейсморазведке. -М.: АОЗТ «Геоинформмарк», 1995, 46с. с илл.

41. Иноземцев А. Н., Потапов О. А., Шнеерсон М. Б., Колесов С. В. и др. Повышение разрешающей способности вибрационной разведки // Разведочная геофизика, -М.: ВИЭМС, 1987, 75с. с илл.

42. Каузов А. А., Лугинец А. И. Применение вибрационных источников сейсмических колебаний // Сб. докладов второго научного семинара стран-членов СЭВ по нефтяной геофизике., Т.1. Сейсморазведка. М., 1982, с. 375−384.

43. Клаербоут Дж. Ф. Теоретические основы обработки геофизической информации. -М.: Недра, 1981, с. 2−28.

44. Кобылкин И. А. Состояние разработки и результаты внедрения способа возбуждения сейсмических колебаний ЛДШ при работах МОВ-ОГТ в Нижнем Поволжье. -Саратов, Изд-во Саратовского госуниверситета, 1974, с. 3−12.

45. Коган С. Я. О сейсмической энергии, возбуждаемой источником, находящимся на поверхности // Сер. геофиз. № 7, М.: Изд. АН СССР, 1963, с. 1000−1013.

46. Козак Б. М. Результаты экспериментального исследования способа возбуждения упругих колебаний линиями детонирующего шнура // Экспресс-информация. ВИЭМС. Сер. Региональная, разведочная и промысловая геофизика, 1971, вып. 71, с. 3−9.

47. Козлов Е. А., Гогоненков Г. Н., Лернер Б. Л. и др. Цифровая обработка сейсмических данных. -М.: Недра, 1973, с. 9−40.

48. Козлов Л. Г., Лукашин Ю. П., Силлер В. М. Способ сейсмической разведки.

49. А. с. 817 634 (СССР), Б.И. 1981, № 11.

50. Колесов С. В., Иноземцев А. Н. Повышение временной и динамической разрешённости вибросейсмических данных // Инф. лист МГЦНТИ, М., 1984, с. 1−3.

51. Комбинированный метод сейсмической разведки. / Гамбурцев Г. А., Ризниченко О. В., Берзон И. С., Епинатьева А. М. Доклады АН СССР, 1984, с. 433−435.

52. Кондратьев И. К., Колесов С. В., Иноземцев А. Н. Повышение разрешённости вибросейсмических данных с помощью фильтрации по методу максимальной энтропии // Разведочная геофизика, ВИЭМС, М., 1985, вып. 2, с. 14−21.

53. Конторович А. Э., Сурков В. С., Бакин В. Е. и др. Ресурсы нефти и газа Западной Якутии и перспективы их освоения // В сб. Проблемы методики поиска, разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений Якутской АССР. Якутск, 1983, с. 17−18.

54. Корбанский И. Н. Антенны. -М.: Энергия, 1973, с. 3−68.

55. Корн Г. и Корн Т. Справочник по математике. -М.: Недра, 1977, с. 134−158.

56. Крей Т. Система «Вибросейс». -Материалы Континентайл Ойл, с. 3−16.

57. Крылов И. Б. Совершенствование технологии вибрационной сейсморазведки на нефть и газ. Автореф. дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. М., 1980.

58. Крылов И. Б. Теоретический динамический диапазон корреляционной модификации вибросейсморазведки // Сб. Вибросейсмические методы исследования Земли. Всесоюзная конференция, ВЦ СО АН СССР, Новосибирск, 1982, с.63−71.

59. Леворсен А. А. Геология нефти и газа. М.: Мир, 1970.

60. Левшин А. Л. Поверхностные и каналовые волны. -М.:Наука, 1973, с. 13−58.

61. Лезин Ю. С. Оптимальные фильтры и накопители импульсных сигналов. -М.: Советское радио, 1963.

62. Лугинец А. И. Электрогидравлические вибраторы для возбуждения упругих колебаний в сейсморазведке // Per., развед. и промысл, геофизика на нефть и газ. -Обзор ВИЭМС, М., 1981, с. 3−32.

63. Методические рекомендации по проведению работ вибросейсмическим методом с использованием источников СВ-5−150 / В. А. Гродзенский,.

64. М. Б. Шнеерсон, И. С. Лев и др. М.: Недра, 1981.

65. Методические указания по высокоразрешающей сейсморазведке (методика полевых работ) / А. В. Михальцев, И. К. Кондратьев, Г. Н. Гогоненков и др. М.: ВНИИГеофизика, 1988.

66. Николаев А. В. Проблемы нелинейной сейсмики. -М.: Наука, 1987, с. 5−20.

67. Николаев А. В. Сейсмические исследования Земли вибрационными источниками // Вестн. АН СССР. 1984, № 10, с. 76−87.

68. Особенности регистрации и обработки аналоговых вибросейсмических данных. Гродзенский В. А., Иноземцев А. Н., Лев И. С. и др. // Развед. геофизика, -М., 1983, с. 51−58.

69. Потапов О. А. Технология проведения полевых сейсморазведочных работ. -М.: Недра, 1987.

70. Потапов О. А. Внедрение ЛДШ в практику сейсморазведочных работ (материалы семинара). -М.: ВИЭМС, 1977.

71. Проспект и документация фирмы Input/Autput «Телеметрическая сейсмостанция System Two». 1993.

72. Проспект и документация фирмы AMG «Вибратор Р 27». 1994.

73. Рапопорт М. Б., Тумаркин В. А. Выбор разрядности кодирования сигналов вибросейсмического метода // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. -М: ВНИОЗНГ, 1977, № 1, с. 32−35.

74. Саваренский Е. Ф. Сейсмические волны. -М.: Недра, 1972.

75. Сейсмическая стратиграфия. Использование при поисках и разведке нефти и газа. Под ред. Ч. Пейтона, в 2-х томах. -М.: Мир, 1982, с. 34−57.

76. Сейсморазведка. Справочник геофизика. Под ред. Гурвича И. И., Номоконова В. П., -М.: Недра, 1981, с. 381−391.

77. Сейсморазведка. Методическое руководство по сейсморазведочным работам в районах широкого распространения траппов Восточной Сибири. М., Изд-во Нефтегеофизики, 1984, 140с. с илл.

78. Смит M. Анализ помех и теория группирования сейсмографов. -М., ОНТИ ВИМС, 1959, 30с. с илл.

79. Способ сейсмической разведки. А.С. 851 298, Б.И. № 28, 1981, с.329−332.

80. Способ сейсмической разведки. А.С. 1 056 100 СССР, Б.И. № 43, 1983, с. 214−216.

81. Уотерс К. Отражательная сейсмология. -М.: Мир, 1981, с. 96−122.

82. Урупов А. К. Изучение скоростей в сейсморазведке. М.: Недра, 1966.

83. Федынский В. В. Разведочная геофизика. М., Недра, 1984.

84. Хараз И. И., Райхер Л. Д., Бендерский В. Я. Способ регулирования управления фронтами сейсмических волн (РУФ). А.С. N9 166 502, Б.И., 1964, № 22.

85. Хараз И. И. Отличительная особенность метода управления фронтами волн в сейсморазведке и комплексная обработка сейсморазведочной информации. Геофизический журнал «Наукова думка», Киев, 1975, с. 90−98.

86. Харкевич А. А. Спектры и анализ. -М.: Гостехтеоретиздат, 1957, с. 3−39.

87. Харкевич А. А. Борьба с помехами. -М.: Наука, 1965.

88. Цукерник В. Б. Системы цифровой регистрации данных сейсморазведки. Регион., развед. и промысл, геофизика. Обзор. -М., ВИЭМС, 1977.

89. Чичинин И. С. Вибрационное излучение сейсмических волн. М.: Недра, 1984.

90. Чичинин И. С., Юшин В. М. Частотный метод вибросейсмических исследований // Проблемы вибрационного просвечивания Земли.-М.: Недра, 1977. с.79−96.

91. Шагинян А. С. Исследование динамических характеристик поверхностных источников сейсмических сигналов ,/,/ В кн.: Труды 24-го Международного геофизического симпозиума. Краков, 1979, Т. 1, с. 310−334.

92. Шестаков В. И., Ходычкин Ю. И. Динамическая разрешающая способность цифровых сейсмостанций // Разведочная геофизика, вып. 89, М.: Недра, 1980, с.25−33.

93. Шестаков Н. С. Выделение оптических сигналов на фоне помех. -М., Сов. радио, 1967, с. 45−69.

94. Шериф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка. -М.: Мир, 1987.

95. Ширман Я. Д., Манжос В .Н. Теория и техника обработки радиолокационной информации на фоне помех. М., «Радио и связь», 1981.

96. Шнеерсон М. Б., Майоров В. В. Наземная сейсморазведка с невзрывными источниками колебаний. -М.: Недра, 1980, с. 45−60.

97. Юшин В. М., Сперанский Н. Ф. К теории гидравлического сейсмического вибратора // В кн. Измерительная аппаратура для разведочной геофизики. Ин-т автоматики и телеметрии СО АН СССР, Новосибирск, 1973, с. 186−192.

98. Anstey N. A. Vibroseis Gentle Message Obtains Structural Data Safely, Economicaly. Oil and Gas journal, March, 18, 1963, p.p. 38−46.

99. Anstey N. A. Signal characteristic and instrument specifications. A Reprint fromthe Vol. 1 of Seismic Prospecting Instruments Journal, Berlin, 1970.

100. Attewell P. B. and Ramana Y. V. Wave attenuation and internal friction as function of frequancy in rocks. Geophysics, 31, 1966, p.p. 1049−1056.

101. Barr F. Т., Doescher L. A. Factors and Techniques to Improve the Quality of Seismic Data Acquired through the Use of Vibroseis Energy. 20-th Geophysical Symposium, Budapest, 1975, p.p. 514−526.

102. Beitzel J. E., Randall C. R. Seismic amplitude variations and detection of sand bodies. A Reprint from October 5, 1981 edition of Oil and Gas Journal.

103. Chapman W. L., G. L. Brown, and D. W. Fair. «The Vibroseis system: A high-friequency tool», Geophisics, Vol. 46, № 12, pp. 1657−1666, Desember, 1981.

104. Cobb A. Tom «Vibroseis» application in the Arctic. A Reprint from SEG, Calgary, Alberta, 1973.

105. Cunningham A. B. «Some alternate vibrator signals», Geophisics, Vol. 44,№ 12, pp. 1901;1921, Desember, 1979.

106. Dale G. Stone. Designing Seismic Surveys in Two and Three Dimention. SEG, Tulsa, Oklahoma, 222 p. with illustr.

107. Denham L. R. «Extending the Resolution of Seismic Reflection Exploration» Joural of the Canadian Society of Exploration Geophysicists, Vol.17, № 1, pp.43−54,1981.

108. Edelman H. A. K., and H. Werner. «The encoded sweep technique for Vibroseis» Geophysics, Vol. 47, № 5, pp. 809−818, May, 1982.

109. Eddy-Seis. A new type of geophone, OYO-Geospace prospect.

110. Gann E., Lanslev R., Wood G. Improved Vibroseis quality control. A Reprint from SEG meeting Las Vegas, USA, 1983.

111. Geyer R. L. «Vibroseis» parameter optimization. A Reprint from the Oil and Gas Journal, 1970, v. 68, № 15.

112. Geyer R. L. Catalogue of Klauder wavelets. SSC, 1971, p.p. 6−8.

113. Goupillaud P. L. Signal design in the «Vibroseis» technique. Geophysics, 41, 1976, p.p. 1291−1304.

114. Hawes W. S. The band-stop filter: its construction and role in recording seismic data. Petty-Ray Geophysical Division. Houston, 1976.

115. Hawes W. S. and D. G. Lang. Surface and quided wave attenuation by use of band-stop filters. Petty-Ray Geophysical Division, 1974.

116. Jolly R. N. and J. F. Mifsud. Experimental studies of sours-generated seismic noise, Geophysics, Vol. 36, 1971.

117. Knapp R. W. and Steeples D. W. «High-resolution common depth point seismic reflection profiling, instrumentation», Geophysics, 51, pp. 276−282, 1986.

118. Koefoed O. «Aspects of Vertical Seismic Resolution», Geophysical Prospecting, Vol. 29, № 1, pp. 21−30, February, 1981.

119. Krey T. Remarks on the Signal to Noise Ratio in the Vibroseis System.Geop. Prosp. № 3, 1979, p.p. 206−218.

120. Lang D. G. Vibroseis. Petty-Ray Geophysical Division, Houston, 1977.

121. Lerwill W. E. «The Amplitude and Phase Response of a Seismic Vibrator», Geophysical Prospecting, Vol. 29, № 4, pp. 503−529, 1981.

122. Lincoln A. Martin. Seismic methods with vibrators. Патент США, № 4 037 190, кл. 340/ 15 фирма Geop. Systems Corpor., опубл. 19.07.77.

123. Mayne W. H. Common-reflection-point horisontal data-stacking techniques. Geophysics, 27, 1962, p.p. 927−938.

124. Mayne W. H. Practical considerations in use the of common reflection pointtechniques. Geophysics, 32, 1967, p.p. 225−229.

125. Meissner R. Multiple events in refraction shooting. Geophysical Prospecting, Vol. 13, 1965.

126. Nichols James F., Bemmel P. Van. Method of compensation seismic data for effects of frequancy depent attenuation. Патент США, № 4 339 810, опубл. 13.07.82.

127. Postma G. W. Wave propagation in a stratified medium. Geophysics, 20, 1955, p.p. 780−806.

128. Ricker N. The form and laws of prapagation of seismic wavelets. Geophysics, 18, 1953, p.p. 10−40.

129. Robinson E. A. Theoretical aspects of vibroseis processing. SEG., 1969, p.p.12−36.

130. Salas I. I. Seismic Vibrator Control and Downgoing P-wave. Geophysics, Vol. 49, № 6, 1984, p.p. 345−358.

131. Sheriff R. E. Encyclopedic Dictionary of Exploration Geophysics. Tulsa, SEG, 1973.

132. Sheriff R. E. Limitation on resolution of seismic reflections and geologic detail derivable from them. Tulsa, AAPG Memoir 26, 1977, P. 3−14.

133. Schrodt I. K. Techniques for Improving Vibroseis Data. Geophysics, Vol. 52, № 4, 1987, p.p. 469−482.