ПРИМЕНЕНИЕ ФАЗОВОЙ ДЕКОМПОЗИЦИИ СЕЙСМИЧЕСКОГО СИГНАЛА ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ ТОНКИХ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ

Abstract

В работе рассматривается применение фазовой декомпозиции сейсмического сигнала для обнаружения газонасыщенных пластов на пост-стек данных (суммарных временных разрезах). Метод основан на представлении сейсмического сигнала в виде аналитической формы и выделении квадратурных компонент ±90°, чувствительных к изменениям флюидонасыщенности и тюнинг-эффектам. Проведена верификация метода на синтетических моделях, включая AVO-анализ и клиновидную геометрию, подтверждающая повышенную чувствительность 90°-й компоненты к газовым интервалам и тонкослоистым пластам. Технология протестирована на трех группах реальных данных: неоднородном газовом коллекторе месторождения Стетинд, песчаных и карбонатных коллекторах Ближнего Востока и песчаном коллекторе месторождения Аэрфугл. Полученные результаты демонстрируют способность метода выявлять утонение коллектора, неоднородность свойств песчаника, флюидные аномалии и зоны газонасыщенности, которые слабо проявлены или неразличимы на стандартных амплитудных и инверсионных атрибутах. Сопоставление с картами RMS-амплитуд и известными контурами залежей подтверждает высокую информативность фазовой декомпозиции как прямого индикатора углеводородов на пост-стек данных. Технология показывает потенциал для использования в задачах ранней разведки и выделения перспективных участков. This paper explores the application of seismic phase decomposition for the detection of gas-saturated reservoirs using post-stack data. The method is based on representing the seismic signal in its analytic form and extracting the ±90° quadrature components, which are highly sensitive to changes in fluid saturation and tuning effects. The method was verified using synthetic models, including AVO analysis and wedge geometries, confirming the enhanced sensitivity of the 90°-component to gas intervals and thin-layered reservoirs. The technology was tested on three groups of real data: the heterogeneous gas reservoir of the Stetind field, sandstone and carbonate reservoirs in the Middle East, and the sandstone reservoir of the Åerfugl field. The results demonstrate the method's ability to reveal reservoir thinning, sandstone property heterogeneity, fluid anomalies, and gas-saturated zones that are weakly expressed or indiscernible using standard amplitude and inversion attributes. Comparison with RMS amplitude maps and known reservoir contours confirms the high information content of phase decomposition as a direct hydrocarbon indicator (DHI) on post-stack data. The technology shows potential for use in early exploration tasks and the identification of promising areas.