Перспективы комплексирования нового метода сейсморазведки RTH и результатов пассивного микросейсмического мониторинга в решении задач выявления опасных объектов выбросов газа в Арктике

Prospects of the RTH seismic exploration method and the results of passive microseismic monitoring integration in solving problems of identifying hazardous gas emissions in the Arctic

Erokhin G.N.1,
Bugaev A.S.2,
Bogoyavlenskiy I.V.3
1 SRI PIiMG
I. Kant Baltic Federal University,
Kaliningrad, 236016, Russian Federation
2 Moscow Institute of Physics
and Technology, MIPT
Moscow, 117303, Russian Federation
3 Oil and Gas Research
Institute of Russian Academy of Sciences
Moscow, 119333, Russian Federation

Приведены примеры и перечислены причины выбросов газа из верхней части разреза (ВЧР) в Арктике, включая полуостров Ямал. Показано, что они несут большие угрозы жизнедеятельности человека в Арктике. Рассмотрены конкретные новые сейсмические и микросейсмические методы, способные выявить потенциально газонасыщенные зоны, угрожающие выбросами газа. Предложено комплексирование сейсмического и микросейсмического методов в выявлении опасных зон. Суть данного подхода заключается в построении высокодетальной геолого-геофизической модели ВЧР на основе нового метода обработки данных активной сейсморазведки Reverse Time Holography (RTH) и исследования выявленных аномальных зон с помощью пассивного микросейсмического мониторинга. Обосновано, что знание детального строения среды на малых глубинах и пространственно-временное распределение активных зон микросейсмической эмиссии позволит не только выделять опасные объекты, но и прогнозировать вероятность катастрофических выбросов газа на новом количественном уровне.

The paper presents examples and causes of gas blowouts from the near-surface Earth (NSE) in the Arctic, including the Yamal Peninsula. It is shown that they carry great dangers of human activity in the Arctic. Concrete new seismic and microseismic methods that can identify potentially gas-saturated zones threatening gas blowouts are considered. Integration of seismic and microseismic methods in identifying hazardous areas is proposed. The essence of this approach is to build a high-resolution geological-geophysical model of NSE based on the integration of the results of processing of active seismic data by the new method Reverse Time Holography (RTH) and the results of the study of the identified anomalous zones by passive microseismic monitoring. It is proved that knowledge of the detailed structure of the medium at shallow depths and the spatial and temporal distribution of the active zones of microseismic blowouts will allow not only to isolate dangerous objects, but also to predict the probability of catastrophic gas emissions at a new quantitative level.

Все чаще и чаще в средствах массовой информации появляются сообщения о катастрофических выбросах газа в арктических районах полуострова Ямал [1—5]. Аналогично землетрясениям выбросы происходят неожиданно и в различных местах Ямала, а также они уже зафиксированы на сопредельных территориях на суше и со дна озер. Мощные выбросы газа несут угрозу как жизни людей, так и инфраструктуре нефтегазовой отрасли, активно развивающейся в Арктике. Выявление наиболее опасных зон и объектов потенциальных выбросов газа, а также предсказание вероятности и времени чрезвычайных событий (ЧС) являются крайне важными и актуальными задачами, стоящими перед современной наукой. Решение этих задач, несомненно, должно основываться на комплексном подходе, включающем детальное изучение состояния геологической среды по данным дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) из космоса, геофизические исследования, включая георадиолокацию, высокоразрешающую сейсморазведку (ВРС), пассивную микросейсмическую локацию предвестников, мониторинг потенциально опасных объектов и другие исследования.

Выявление наиболее опасных зон и объектов потенциальных выбросов газа, а также предсказание вероятности и времени чрезвычайных событий (ЧС) являются крайне важными и актуальными задачами, стоящими перед современной наукой. Решение этих задач, несомненно, должно основываться на комплексном подходе, включающем детальное изучение состояния геологической среды по данным дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) из космоса, геофизические исследования, включая георадиолокацию, высокоразрешающую сейсморазведку (ВРС), пассивную микросейсмическую локацию предвестников, мониторинг потенциально опасных объектов

и другие исследования.

ВЗРЫВООПАСНЫЕ ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ЯМАЛЕ
В сентябре 2018 г. были проведены первые георадарные и другие сопутствующие исследования на Сеяхинском кратере выброса газа (С11 в ГИС «АМО» [4]), произошедшем 28 июля 2017 г., и на ряде других потенциально опасных объектах в восточной части Ямала, давшие чрезвычайно важную информацию о строении приповерхностных (0 – 15 м) отложений на суше, реках и озерах. На рис. 1 приведена фотография кратера С11, сделанная с применением квадрокоптера «DJI Mavic Pro», поднятого на высоту 240 м (пилот И.В. Богоявленский). Однако для выявления потенциально газовзрывоопасных объектов необходимо исследовать и более глубокие горизонты верхней части разреза (ВЧР – глубины до 500 – 900 м), что может быть достигнуто при специализированной обработке данных традиционной сейсморазведки методом общей глубинной точки (МОГТ) или специально проведенных работах ВРС [3]. В работах [4, 5] анализируются проблемы изучения газовых выбросов, и предлагается использование наряду с методами ДЗЗ из космоса активных сейсмических и пассивных микросейсмических методов.
Одним из главных затруднений в использовании обычных методов активной сейсморазведки для детального изучения всей ВЧР является ее низкое разрешение. Это связано с ориентацией традиционных методов обработки МОГТ на изучение горизонтов, слагающих геологический разрез на глубинах ниже ВЧР. В то же время очевидно, что ВЧР является зоной транзита газа при его вертикальной миграции из глубоких горизонтов по субвертикальным разломам и зонам трещиноватости-разуплотнения («газовые трубы»), а также накапливания скоплений газа в свободной и гидратной формах. При наличии малопроницаемых многолетнемерзлых пород (ММП), являющихся региональным флюидоупором, происходит переориентация миграции с субвертикальной на субгоризонтальную. При этом газ ищет ослабленные зоны в ММП (подозерные и речные талики) для продолжения вертикальной миграции и, находя их, прорывается на поверхность нередко с мощными взрывами. Дополнительный вклад вносит диссоциация газогидратов.

Очевидно, что ВЧР является зоной транзита газа при его вертикальной миграции из глубоких горизонтов по субвертикальным разломам и зонам трещиноватости-разуплотнения («газовые трубы»), а также накапливания скоплений газа в свободной и гидратной формах.

Анализ ретроспективных данных сейсморазведки МОГТ для акваторий различных морей России (Охотское, Лаптевых, Берингово) показал высокое насыщение ВЧР залежами газа, часто называемых «газовыми карманами» (gas pockets) [1, 3]. Не вызывает сомнений и высокая газонасыщенность ВЧР на Ямале [1 – 5]. В районе Бованенковского НГКМ при бурении нефтегазопоисковых и инженерно-геологических скважин многократно происходили выбросы газа, преимущественно метанового состава. Подобные залежи, расположенные вблизи промышленных и жилых объектов, являются потенциальными источниками ЧС из-за большой силы пневматического взрыва, (нередко с самовоспламенением, как на объекте С11 [4]), способной разбросать куски породы на удаления до 300 – 900 м. Поэтому, с целью повышения безопасности жизнедеятельности человека в Арктике, исследования ВЧР представляют большой интерес.

В районе Бованенковского НГКМ при бурении нефтегазопоисковых и инженерно-геологических скважин многократно происходили выбросы газа, преимущественно метанового состава. Подобные залежи, расположенные вблизи промышленных и жилых объектов, являются потенциальными источниками ЧС из-за большой силы пневматического взрыва, способной разбросать куски породы на удаления до 300 — 900 м.

В ряде случаев газ залежей в ВЧР представляет интерес для добычи, по крайней мере, для обеспечения местных потребностей. Отметим, что на шельфе Нидерландов длительное время ведется промышленная разработка трех месторождений с такими залежами [6].
Изучение ВЧР при стандартных подходах обработки данных МОГТ имеет ряд известных ограничений (низкая фактическая кратность, сильные динамические трансформации сигналов при вводе кинематических поправок при обработке МОГТ и др.) и часто малоэффективно. Поэтому представляет интерес поиск новых программно-алгоритмических решений.
Ниже рассматриваются новые сейсмические и микросейсмические методы, предлагаемые для выявления потенциально газонасыщенных зон, угрожающих выбросами газа. Дается обоснование эффективности их комплексного применения для этой цели.

НОВЫЙ МЕТОД RTH ДЛЯ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ АКТИВНОЙ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
Для выявления опасных газонасыщенных зон и прогноза выбросов газа предлагается использовать новый метод обработки сейсмических данных – Reverse Time Holography (RTH) [7 – 9]. Данный метод основывается на идеях «сейсмоголографии», развиваемых в 80-хгг. прошлого столетия в школах выдающихся советских ученых академиков А.С. Алексеева, М.М. Лаврентьева и С.В. Гольдина. К сожалению, уровень развития вычислительной техники в те годы не позволил реализовать голографический подход в сейсморазведке в полном объеме.

Изучение ВЧР при стандартных подходах обработки данных МОГТ имеет ряд известных ограничений (низкая фактическая кратность, сильные динамические трансформации сигналов при вводе кинематических поправок при обработке МОГТ и др.) и часто малоэффективно. Поэтому представляет интерес поиск новых программно-алгоритмических решений.


Метод RTH обеспечивает пересчет исходных сейсмических данных МОГТ в векторные данные «общей точки изображения» (CIG – Common Image Gathers) с сохранением детальной информации об амплитудах, фазах и частотах кругового вращения двух взаимосвязанных векторов: вектора падающей волны и вектора обращенной во времени «обратной» волны (данные VDCIG – Vector Domain Common Image Gathers). Пересчитанные векторные данные VDCIG имеют существенно больший, чем исходные данные МОГТ, объем, но обеспечивают одномоментное построение с помощью специального вида «Условий изображения» (Imaging Condition) высокоточных атрибутов, которые включают, как частный случай, все известные атрибуты глубинной миграции, AVO, AVAZ и MVO: рефлекторы, дифракторы, изображения на дуплексных волнах, углы наклонов, анизотропию рассеяния, азимутальную анизотропию, AVO атрибуты, скоростной разрез, а также другие нетрадиционные атрибуты сейсмических разрезов [7 – 8].

Метод RTH обеспечивает пересчет исходных сейсмических данных МОГТ в векторные данные «общей точки изображения» (CIG – Common Image Gathers) с сохранением детальной информации об амплитудах, фазах и частотах кругового вращения двух взаимосвязанных векторов: вектора падающей волны и вектора обращенной во времени «обратной» волны.


На рис. 2 представлен граф обработки данных МОГТ по методу RTH. Центральным и наиболее вычислительно емким этапом графа обработки является пересчет данных в векторные данные VDCIG. В среднем объем исходных данных на этом этапе увеличивается на два-три порядка.
На рис. 3 приведен пример обработки данных МОГТ по методу RTH, полученных при проведении сейсморазведки 2Д по высокократной системе наблюдений в арктических условиях Ненецкого автономного округа. Шаг между приемниками составляет 5 м, между источниками 25 м. Исходная скоростная модель среды для расчетов по методу RTH – градиентная

На рис. 3 представлены полученный скоростной разрез участка профиля длиной 13 км в общем виде до глубины 6 км (рис. 3.1) и в укрупненном виде выделенный фрагмент разреза длиной 3,5 км и глубиной от 0 до 2,3 км (рис.3.2). Здесь и далее на рисунки наложены в виде сейсмических трасс результаты глубинной миграции по методу RTH. Характерной особенностью метода RTH является то, что он позволяет оценивать сейсмические атрибуты в каждом пикселе, в данном случае размером 25 х 25 м, независимо друг от друга. Потенциально метод позволяет строить разрезы атрибутов более детально, например, для пикселя размером 5 х 5 м.
На приведенных разрезах скоростей (рис. 3) на глубинах 500 – 800 м наблюдается высокоскоростной слой, который имеет разрыв в горизонтальном простирании на глубине около 1000 м, и на участке длиной около 2000 м выделяется аномальная зона с пониженными скоростями. На глубинах 400 – 700 м размер этой аномалии по латерали уменьшается до примерно 500 м. Выделенная аномальная зона может быть обусловлена наличием субвертикальной трещиноватости пород с прорывом газа в ВЧР. Локализация таких зон и визуализация их в пространстве очень важна с точки зрения выявления зон возможных вертикальных перетоков газа, угрожающих его выбросом в атмосферу.

Метод RTH устойчиво работает с данными МОГТ — как 2D, так и 3D. На рис. 4 приведены результаты высокодетальной скоростной томографии по методу RTH на одной из площадей исследований 3D МОГТ в Ямало-Ненецком автономном округе. При этом глубина исследования ВЧР – до 500 м, разрешение по латерали — 25 х 25 м, а по глубине — 10 м, размер куба – 2300 х 2600 х 500 м. На рис. 4 видно, что газонасыщенные горизонты сеномана, расположенные на глубине свыше 400 м, отображаются снижением скоростей распространения упругих колебаний. Кроме того, точно такие же, но локально обособленные (до 1000 м) зоны аномально пониженных скоростей наблюдаются в приповерхностных отложениях в ММП на глубинах от 80 до 200 м.

Микросейсмика
В последние 20 лет появился большой интерес к методу микросейсмического мониторинга (МСМ) месторождений углеводородов, обусловленному технологической революцией при добыче нефти и газа из сланцевых коллекторов. При этом МСМ позволяет успешно решать задачу контроля многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП), регистрируя микросейсмические колебания, возникающие при растрескивании горных пород при прорыве закачиваемой воды (искусственный источник).
Подобные процессы протекают в среде при субвертикальной миграции углеводородов (в первую очередь газа), стремящихся прорваться на поверхность Земли под действием сил гравитации. Аномально высокие пластовые давления (АВПД) газа способны нарушить сплошность пластов горных пород и сформировать каналы миграции газа – «газовые трубы» (gas pipes). Проще всего газу прорваться через ослабленные зоны, к которым относятся зоны разломов и субвертикальной трещиноватости. Яркими примерами таких прорывов служат грязевые вулканы. Очевидно, что процесс прорыва смеси газа, воды и грязи сопровождается микросейсмическими колебаниями, которые можно регистрировать на поверхности земли, реализуя МСМ с помощью сети сейсмоприемников. При этом при специализированной обработке данных МСМ известны примеры изучения глубинного строения каналов грязевых вулканов [10].
Для МСМ зон потенциальных выбросов газа в Арктике предлагается использовать технологию MSPRM (MicroSeismic Permanent Reservoir Monitoring) [11], разработанную и впервые опробованную в 2002 г. в Югорском НИИ информационных технологий (г. Ханты-Мансийск).
Отличительной особенностью системы MSPRM являются ее мобильность, компактность и универсальность. Система разворачивается в течение суток на площади до 1 км2 и состоит из 70 – 100 каналов регистрации. MSPRM позволяет решать задачи не только микросейсмического контроля МГРП, но и другие задачи с менее интенсивными событиями, связанными с проведением геолого-технических мероприятий [12, 13], что особенно важно для проблемы выявления зон потенциальных выбросов газа:
– оценки продуктивности портов после проведения МГРП;
– контроля фронта вытеснения при закачке рабочего агента в пласт;
– выявления зон питания добывающих скважин (на истощении);
– выявления разломно-блоковой структуры вблизи забоя скважины.
На рис. 5 в качестве примера эффективности метода приведен результат обработки длительных микросейсмических измерений в районе работы фонтанирующих скважин на одном из месторождений севера Западной Сибири. На рис. 4 явно выделяется контур микросейсмической эмиссии, связанный, по мнению авторов, с релаксацией напряжений в коллекторе при оттоке нефти и замещении ее водой.
Преимущество технологии MSPRM перед другими поверхностными системами мониторинга, ориентированными преимущественно на МСМ МГРП, состоит в математическом подходе к решению задачи. В отличие от обычного подхода, основанного на энергетическом или корреляционном суммировании сигнала и алгоритмах типа PSET (Passive Seismic Emission Tomography) [14], в технологии MSPRM строго решаются обратные кинематические и динамические задачи сейсмики [15, 16]. Это обеспечивает универсальность применения технологии. Технология MSPRM одинаково эффективна как в контроле МГРП, так и в контроле других, менее интенсивных геолого-технических процессов, описанных выше. При регистрации сигнала на поверхности на частотах от 2000Гц и выше система MSPRM, в отличие от аналогичных, обеспечивает также и устойчивый контроль эмиссионных процессов на глубинах до 500 м.

выводы
В заключение предлагается схема комплексирования при выявлении опасных газонасыщенных зон в ВЧР и мониторинга процесса субвертикальной миграции газа, базирующаяся на предположении, что уровень сигнала на поверхности от микросейсмической эмиссии активных процессов, предшествующих катастрофическим выбросам газа из ВЧР, находится на уровне сигнала от эмиссии, сопровождающей релаксацию напряжений в коллекторе при извлечении нефти на глубинах свыше 2 км. Предлагается двухэтапная схема выявления опасных газонасыщенных объектов – источников потенциального выброса газа. Первый этап – построение детальной геолого-петрофизической модели ВЧР района возможных выбросов на основе результатов переобработки архивных сейсмических данных МОГТ по методу RTH и данных геофизического исследования скважин (при их наличии). На этом этапе проводится выбор участков для дальнейшего детального микросейсмического мониторинга. Второй этап – проведение специальных полевых наблюдений микросейсмической активности на выбранных аномальных участках. Результаты этих исследований, совместно с данными ДЗЗ из космоса [1 – 5], могут являться основой для количественной комплексной оценки уровня потенциально опасных выбросов газа на исследуемой территории.

Литература

1. Богоявленский В.И. Выбросы газа и нефти на суше и акваториях Арктики и Мирового океана // Бурение и нефть. 2015. № 6. С. 4–10.
2. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В., Никонов Р.А., Сизов О.С. Дистанционное выявление участков поверхностных газопроявлений и газовых выбросов в Арктике: полуостров Ямал // Арктика: экология и экономика. 2016. № 3 (23).
С. 4–15.
3. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Природные
и техногенные угрозы при поиске, разведке и разработке месторождений углеводородов в Арктике // Минеральные ресурсы. 2018. № 2. С. 60–70.
4. Богоявленский В.И., Сизов О.С., Мажаров А.В., Богоявленский И.В., Никонов Р.А., Каргина Т.Н., Кишанков А.В. Дегазация Земли в Арктике: дистанционные и экспедиционные исследования катастрофического Сеяхинского выброса газа на полуострове Ямал // Арктика: экология и экономика. 2019.
№ 1(33). С. 88–105.
5. Богоявленский В.И., Богоявленский И.В., Каргина Т.Н., Никонов Р.А., Сизов О.С. Дегазация Земли в Арктике: дистанционные и экспедиционные исследования выбросов газа на термокарстовых озерах // Арктика: экология и экономика. 2019. № 2(34).
6. Boogaard M., Hoetz G. Seismic characterisation of shallow gas in the Netherlands // Abstract FORCE Seminar Stavanger 8–
9 April 2015. 3 p.
7. Erokhin G., Pestov L., Danilin A., Kozlov M. and Ponomarenko D. Interconnected vector pairs image conditions: New possibilities for visualization of acoustical media, 2017, SEG Technical Program Expanded Abstracts 2017: 4624-4629. [Электронный ресурс]. Available at: https://doi.org/10.1190/segam2017-17587902.1 (дата обращения: 01.04.2019).
8. Erokhin G., Danilin A. and Kozlov M. Extension of the common image gathers by VPRTM method, 2018, SEG Technical Program Expanded Abstracts 2018. Pp. 4438–4442.
9. Erokhin G., Danilin A. and Kozlov M. Visualization of Ultra-Weak Diffractors based on Vector Pair RTM, 2018, 80th EAGE Conference and Exhibition 2018. Doi: 10.3997/2214-4609.201801648.
10. Горбатиков А.В., Собисевич А.Л., Овсюченко А.Н. Развитие модели глубинного строения Ахтырской флексурно-разрывной зоны и грязевого вулкана Шуго // ДАН (Геофизика). 2008.
Т. 421. № 5. С. 670–674.
11. Бугаёв А.С., Дмитриевский А.Н., Ерохин Г.Н. Технологии микросейсмического мониторинга в нефтегазовой отрасли. Актуальные проблемы нефти и газа, 2018 / Труды Международной конференции «Дегазация Земли: геология и экология 2018».
Вып. 4(23). [Электронный ресурс]. Available at: http://oilgasjournal.ru (дата обращения: 01.05.2019). DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art76.
12. Erokhin G.N., Baranov V.D., Kremlev A.N., Smirnov I.I., RodinS.V. Small microseismic surface acquisition system case study, 2014, 76th EAGE Conference and Exhibition 2014, Workshops
pp. 297–299. DOI: 10.3997/2214-4609.20140576.
13. Erokhin G., Kremlev A., Smirnov I., Rodin S., Baranov V. The optimal tight oil and shale gas development based on pre-existing fracture and principal stress models: сase study, 2014, SEG Technical Program Expanded Abstracts: 2626–2630. [Электронный ресурс]. Available at: https://doi.org/10.1190/segam2014-1037.1 (дата обращения: 7.04.2019).
14. Duncan P. and Laking J. Microseismic Monitoring with
a Surface Array: Passive Seismic: Exploration and Monitoring Applications. Dubai, EAGE Annual Conference & Exhibition, Extended abstract, 2006, A29.
15. Erokhin G.N. and Bortnikov P.B. Inverse problem of determination of the earthquake source seismic moment tensor //Geology and Geophysics. 1987. No. 4. Pp. 115–123.
16. Anikonov U.E., Bubnov B.A. and Erokhin G.N. Inverse and Ill-Posed Sources Problems, 1997, VSP, ISBN 90-6764-273-8.

References

1. Bogoyavlenskiy V.I. Vybrosy gaza i nefti na sushe i akvatoriyakh Arktiki i Mirovogo okeana [Gas and oil blowouts in onshore and offshore regions of the Arctic and World Ocean]. Bureniye i neft' [Drilling and Oil], 2015, no. 6, pp. 4–10. (In Russian).
2. Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I.V., Nikonov R.A., Si-
zovO.S. Distantsionnoye vyyavleniye uchastkov poverkhnostnykh gazoproyavleniy i gazovykh vybrosov v Arktike: poluostrov Yamal [Remote detection of surface gas kicks and outbursts in the Arctic: the Yamal Peninsula]. Arktika: ekologiya i ekonomika [Arctic: Ecology and Economy], 2016, no. 3 (23), pp. 4–15. (In Russian).
3. Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I.V. Prirodnyye i tekhnogennyye ugrozy pri poiske, razvedke i razrabotke mestorozhdeniy uglevodorodov v Arktike [Natural and man-made threats during search, exploration and development of hydrocarbon deposits in the Arctic]. Mineral'nyye resursy [Mineral Resources], 2018, no. 2, pp. 60–70. (In Russian).
4. Bogoyavlenskiy V.I., Sizov O.S., Mazharov A.V., Bogoyavlenskiy I.V., Nikonov R.A., Kargina T.N., Kishankov A.V. Degazatsiya Zemli v Arktike: distantsionnyye i ekspeditsionnyye issledovaniya katastroficheskogo sekhinskogo vybrosa gaza na poluostrove Yamal [Degassing of the Earth in the Arctic: Remote and field research of the catastrophic Seyakhinsky gas blowout on the Yamal Peninsula]. Arktika: ekologiya i ekonomika [Arctic: Ecology and Economy], 2019, no. 1(33), pp. 88–105. (In Russian).
5. Bogoyavlenskiy V.I., Bogoyavlenskiy I.V., Kargina T.N., Nikonov R.A., Sizov O.S. Degazatsiya Zemli v Arktike: distantsionnyye i ekspeditsionnyye issledovaniya ispol'zovaniya gaza na termokarstovykh ozerakh [Degassing of the Earth in the Arctic: Remote and field research of gas blowouts in thermokarst lakes]. Arktika: ekologiya
i ekonomika [Arctic: Ecology and Economy], 2019, no. 2(34).
(In Russian).
6. Bugaard M., Khetts G. Seysmicheskaya kharakteristika melkogo gaza v Niderlandakh [Seismic characterisation of shallow gas in the Netherlands]. Abstract FORCE Seminar Stavanger 8–9 April 2015. 3 p.
7. Yerokhin G., Pestov L., Danilin A., Kozlov M., Ponomarenko D. Usloviya izobrazheniya vzaimosvyazannykh vektornykh par: novyye vozmozhnosti vizualizatsii akusticheskikh sred [Interconnected vector pairs image conditions: New possibilities for visualization of acoustical media]. Tekhnicheskaya programma SEG [SEG Technical Program], Expanded Abstracts 2017: 4624–4629 (In Russian). Available at: https://doi.org/10.1190/segam2017-17587902.1 (accessed 01.04.2019).
8. Yerokhin G., Danilin A., Kozlov M. Rasshireniye obshchikh sborok izobrazheniy metodom VPRTM [Extension of the common image gathers by VPRTM method]. Tekhnicheskaya programma SEG [SEG Technical Program], Expanded Abstracts 2018, pp. 4438–4442. (In Russian).
9. Yerokhin G., Danilin A., Kozlov M. [Visualization of Ultra-Weak Diffractors based on Vector Pair RTM]. 80th EAGE Conference and Exhibition 2018. (In Russian). Doi: 10.3997/2214-4609.201801648.
10. Gorbatikov A.V., Sobisevich A.L., Ovsyuchenko A.N. Razvitiye modeley glubinnogo sroyeniya Akhtyrskoy fleksurno-razryvnoy zony i gryazevogo vulkana Shugo [Development of a deep structure model of the Akhtyr flexural fault zone and Shugo mud volcano]. DAN (Geofizika) [DAN (Geophysics)], 2008, vol. 421, no. 5, pp. 670–674. (In Russian).
11. Bugayov A.S., Dmitriyevskiy A.N., Yerokhin G.N. [Microseismic monitoring technologies in the oil and gas industry. Actual problems of oil and gas]. Trudnyye mezhdunarodnyye konferentsii «Degazatsiya Zemli: geologiya i ekologiya 2018». Issue 4(23)
(In Russian). Available at: http://oilgasjournal.ru (accessed 01.05.2019). DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2018-23.art76.
12. Yerokhin G.N., Baranov V.D., Kremlev A.N., Smirnov I.I., Rodin S.V. [Small microseismic surface acquisition system case study, 2014]. Tematicheskoye issledovaniye sistemy obnaruzheniya malykh mikroseysmicheskikh poverkhnostey. 76-ya konferentsiya
i vystavka EAGE 2014 (In Russian). Workshops pp. 297–299. DOI: 10.3997/2214-4609.20140576.
13. Yerokhin G., Kremlev A., Smirnov I., Rodin S., BaranovV. Optimal'noye osvoyeniye plotnogo plasta nefti i slantsevogo gaza na osnove uzhe sushchestvuyushchikh modeley treshchin
i glavnykh napryazheniy: issledovaniye, 2014 g. [The optimal tight oil and shale gas development based on pre-existing fracture and principal stress models: сase study, 2014]. Tekhnicheskaya programma SEG [SEG Technical Program], Expanded Abstracts: 2626-2630. (In Russian). Available at: https://doi.org/10.1190/segam2014-1037.1 (accessed 7.04.2019).
14. Dunkan P. i Laking Dzh. [Microseismic Monitoring with a Surface Array: Passive Seismic: Exploration and Monitoring Applications. Dubai, EAGE Annual Conference & Exhibition]. Mikroseysmicheskiy monitoring s pomoshch'yu nazemnogo massiva: passivnaya seysmika: prilozheniya dlya razvedki i monitoringa. Yezhegodnaya konferentsiya i vystavka, Dubay, EAGE. Extended abstract, 2006, A29. (In Russian).
15. Yerokhin G.N. i Bortnikov P.B. Obratnaya zadacha opredeleniya tenzora seysmicheskogo momenta istochnika zemletryaseniya [Inverse problem of determination of the earthquake source seismic moment tensor]. Geologiya i geofizika [Geology and Geophysics], 1987, no. 4, pp. 115–123. (In Russian).
16. Anikonov Yu.Ye., Bubnov B.A. i Yerokhin G.N. Obratnyye
i nekorrektnyye problemy istochnikov [Inverse and Ill-Posed Sources Problems]. 1997, VSP, ISBN 90-6764-273-8. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Ерохин Г.Н.

    Ерохин Г.Н.

    д.ф.-м.н., профессор, директор

    Югорский НИИ информационных технологий

    Бугаев А.С.

    Бугаев А.С.

    д.ф.-м.н., академик РАН, профессор, заведующий кафедрой вакуумной электроники

    Московский физико-технический институт г. Москва, 117303, РФ

    Богоявленский И.В.

    Богоявленский И.В.

    научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН

    Просмотров статьи: 83

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru