Патент на изобретение №2348057

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРА ФЛЮИДНОГО ЗАПОЛНЕНИЯ ГЛУБОКО ЗАЛЕГАЮЩЕГО ПОДЗЕМНОГО ПРИРОДНОГО РЕЗЕРВУАРА (ВАРИАНТЫ)

(57) Реферат:

Изобретение относится к области определения содержания жидких и газообразных флюидов в подземных природных резервуарах различных типов, а также при контроле пространственного положения границы раздела углеводород – вода при добыче углеводородов и эксплуатации подземных газохранилищ. Способ включает регистрацию механических колебаний поверхности Земли с использованием цифровых многокомпонентных приемников-преобразователей механических колебаний в электрический сигнал, способных регистрировать колебания амплитудой от 0,5 нанометров в частотном диапазоне от 0,1 до 20 Гц. Регистрацию проводят на частотах от 0,1 до 20 Гц по всем измеряемым компонентам. Разбивают временной диапазон регистрации измеренного сигнала на синхронированные по времени для всех приемников дискретные участки. Причем регистрацию сигнала проводят одновременно на частотах (0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц). Проводят математическую обработку зарегистрированного сигнала с вынесением суждения о наличии или отсутствии флюида в месте исследования. Технический результат состоит в обеспечении возможности определения состава флюидов в подземном резервуаре, а также обеспечении возможности контроля эксплуатации промысловых скважин и газохранилищ при добыче и хранении нефти и газа. 2 н. и 14 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области исследований земных недр, а именно к области определения содержания, жидких и газообразных флюидов в подземных природных резервуарах различных типов, и может быть использовано при анализе состояния природного резервуара, расположенного глубоко под поверхностью суши, или дна акватории, например, при определении соотношения углеводородов и воды в пластах – коллекторах природного резервуара, при контроле пространственного положения границы раздела углеводород – вода при добыче углеводородов и эксплуатации подземных газохранилищ.

В настоящее время практически не известны способы, позволяющие определить соотношение жидких и газообразных флюидов, заполняющих подземные резервуары, которыми, по сути, являются пласты – коллекторы, ограниченные в пространстве и обладающие теми или иными емкостными свойствами. Все виды геофизических исследований могут только прямо указать на наличие такого резервуара и лишь косвенно на его заполнение.

Работы, связанные с поиском углеводородов, преимущественно так или иначе связаны с сейсмической разведкой. Традиционно сейсмическая разведка представляет собой регистрацию распространения в земной коре генерируемых сейсмических колебаний с последующей математической обработкой полученных данных. Известные в настоящее время приемы сейсморазведки обычно используют регистрацию прохождения в природной среде сейсмических колебаний частотой более 10,0 Гц. За время использования в сейсмической разведке подобных частот достаточно широко разработано аппаратурное обеспечение для генерирования и регистрации подобных колебаний, а также математический аппарат для обработки данных. Для генерирования подобных колебаний преимущественно используют либо вибраторы, либо взрывы. Для проведения взрывных работ необходимо проводить бурение шпуров или скважин для закладывания взрывчатых веществ. Подобная техника резко отрицательно влияет на состояние экологии в зоне поиска. Кроме того, коэффициент успешности предсказания с использованием известных методов и приемов сейсмической разведки не превышает величины 0,5. Следовательно, по меньшей мере, каждая вторая скважина, пробуренная по заключениям традиционной сейсмической разведки нефтегазовых залежей, оказывается ошибочно заложенной. Кроме потери средств, потраченных напрасно на бурение скважины, при этом наносится непоправимый и необоснованный ущерб окружающей среде.

Однако известен способ вибросейсморазведки с использованием частот инфразвукового диапазона (RU, патент 2045079). Согласно известному способу возбуждают сейсмические колебания вибратором, регистрируют трехкомпонентными сейсмическими приемниками сейсмический сигнал и проводят его математическую обработку, причем колебания возбуждают в диапазоне частот от 1 до 20 Гц, регистрацию сейсмического сигнала осуществляют в течение не менее 20 минут до возбуждения сейсмических колебаний и не более чем в течение 5 минут после окончания генерирования сейсмических колебаний, а о наличии залежи судят по увеличению площади под кривой взаимного спектра одноименных компонент при записи сейсмического фона после возбуждения сейсмических колебаний по сравнению с записью сигнала до генерирования колебаний.

Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить состав содержимого коллектора, а также неэффективность математического анализа полученных сигналов из-за невозможности отделения записанных помех.

Известен также способ поиска залежи углеводородов (RU, патент 2161809). Согласно известному способу проводят генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором, регистрируют информационный сигнал с использованием трехкомпонентных приемников сейсмических колебаний, способных измерять информационный сигнал в инфразвуковом диапазоне и расположенных на расстоянии не более 500 м друг от друга и не далее чем 500 м от сейсмовибратора, одновременно по трем компонентам как до, так и во время генерирования сейсмического сигнала, а о наличии залежи углеводородов судят по появлению спектральной аномалии информационного сигнала не менее чем на одной из компонент при записи информационного сигнала во время генерирования сейсмических колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования.

Недостатком известного способа следует признать его низкую информативность, не позволяющую определить состав флюида, находящийся в коллекторе, а также сложность математического анализа полученных сигналов из-за трудности отделения записанных помех.

Известен также (RU, патент 2251716) способ поиска углеводородов. Известный способ включает регистрацию сейсмических колебаний поверхности Земли с использованием приемников сейсмических колебаний, способных регистрировать сейсмические колебания в диапазоне от 0,1 до 20 Гц, причем приемники сейсмических колебаний располагают на расстоянии от 50 до 500 м друг от друга. Регистрацию проводят одновременно по всем трем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного на перспективной площади сигнала на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки. С использованием зарегистрированных сигналов проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный продуктивным пластом. В дальнейшем исключают из рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат указанных сигналов в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ оставшихся дискретных участков и судят о наличии залежи углеводородов по изменению спектральной мощности информационного сигнала на измеренных частотах. Для повышения точности способа иногда дополнительно проводят измерение сейсмических колебаний на участке, заведомо не содержащем углеводородов, а о присутствии углеводородов дополнительно судят по появлению отклонений в спектральных характеристиках по сравнению с участком, заведомо не содержащим углеводородов. Также для повышения точности определения может быть использовано предварительное генерирование сейсмических сигналов в диапазоне частот от 1 до 10 Гц. Способ реализуем на суше, шельфе или акватории.

Несмотря на тот факт, что точность прогноза данного способа относительно известных способов повышена, он все же не позволяет определить состав флюидов, расположенных в подземном резервуаре.

Техническая задача, решаемая посредством настоящего изобретения, состоит в повышении точности определения характера флюидного заполнения глубоко залегающих пород-коллекторов, например, наличия углеводородов, воды.

Технический результат, получаемый в результате реализации способа, состоит в обеспечении возможности определения состава флюидов, заполняющих подземный резервуар, что приводит к уменьшению количества ошибочно пробуренных скважин, а также обеспечению возможности контроля эксплуатации промысловых скважин и газохранилищ при добыче и хранении нефти и газа.

Для достижения указанного технического результата по первому варианту предложено использовать способ определения характера флюидного заполнения глубоко залегающего подземного природного резервуара. При реализации разработанного способа проводят регистрацию механических колебаний поверхности Земли с использованием цифровых многокомпонентных приемников-преобразователей механических колебаний в электрический сигнал, способных регистрировать колебания амплитудой от 0,5 нанометров в частотном диапазоне от 0,1 до 20 Гц. Указанные приемники-преобразователи колебаний располагают на расстоянии от 5 до 500 м друг от друга, цифровую регистрацию проводят на частотах 0,1-20,0 Гц одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного сигнала на синхронизованные по времени для всех приемников дискретные участки, преимущественно длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона. Затем проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный глубинным природным резервуаром, заполненным флюидом, и на наличие помехи, имеющей сейсмогенную, техногенную или антропогенную природу. По результатам анализа исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ сигнала оставшихся дискретных участков. При этом регистрацию сигнала проводят одновременно на диапазонах частот 0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц в течение промежутка времени, необходимого для получения статистически достаточного объема информативного цифрового массива сигнала, определяют отношение максимального и минимального сигнала для одного, нескольких или всех из указанных диапазонов и определяют преобладание тех или иных флюидов или их сочетаний, например углеводородов или воды, как корреляционную функцию полученных отношений. Указанные приемники-преобразователи располагают на суше – на земной поверхности, в скважине или в шурфе, на дне акватории, на акватории в приповерхностном слое воды или на корпусе плавсредств в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства. В предпочтительном варианте реализации указанные приемники-преобразователи синхронизуют.

Для достижения выше указанного технического результата по второму варианту реализации способа с поверхности земли проводят генерирование колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, что вызывает усиление излучаемого потока волн механических колебаний, порожденных залежью флюида. В остальном второй вариант полностью повторяет первый вариант.

В ходе разработки данного способа экспериментально на модельных составах, а также на искусственно заполненном различными флюидами, например нефтью, природным газом и водой, пористом карбонатном, а также терригенном коллекторе было установлено, что система флюид-коллектора под воздействием естественного микросейсмического шума Земли или генерированных сейсмических колебаний излучает механические колебания геосреды в различных частотных диапазонах, закономерно изменяющихся в зависимости от изменения плотности, удельного веса, степени сжатия, поверхностного натяжения, а также изменяющихся хаотично в зависимости от соотношения указанных механических колебаний и колебаний иной природы (техногенных, сейсмогенных, антропогенных).

При этом также экспериментально было установлено, что отношение спектральных характеристик максимального и минимального сигнала от колебаний собственно системы флюид-коллектор для инфразвуковых частотных диапазонов 0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц характеризует долю одного из компонентов или типов флюида и/или их комбинации в природном резервуаре. При этом наиболее низкочастотная часть информативного спектра (первые герцы) соответствует случаю тяжелых УВ, т.е. тяжелых нефтей, с низким газовым фактором, средние диапазоны соответствуют случаю легких нефтей с высоким газовым фактором и чисто газовых месторождений, а высокочастотная часть – наличию во флюидном составе воды.

Согласно так называемому первому варианту реализации способа, например, для обеспечения поиска углеводородов на суше, предложено следующее. Располагают над предполагаемой залежью, по меньшей мере, два цифровых многокомпонентных приемника-преобразователя механических колебаний, способных регистрировать колебания амплитудой от 0,5 нм в частотном диапазоне от 0,1 до 20 Гц, проводят цифровую регистрацию на диапазонах частот 0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного сигнала на синхронизированные по времени для всех приемников-регистраторов дискретные участки длительностью, например, не менее 2-3 периода сигнала наименьшей частоты диапазона, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому измеренному участку, с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный природным глубинным резервуаром, заполненным флюидом, и на наличие помехи, имеющей сейсмогенную, техногенную или антропогенную природу, исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ сигнала оставшихся дискретных участков, затем определяют отношения максимального и минимального сигналов для одного, или нескольких, или всех диапазонов и определяют преобладание нефти, природного газа, в том числе, как корреляцию наблюдаемых спектральных характеристик с спектральными характеристиками, ранее полученными над залежами с известным долевым содержанием углеводородов. При этом в отсутствии спектральных характеристик ранее полученных над залежами с известным долевым содержанием углеводородов качественную оценку преобладания типа флюида можно сделать в том числе по полученным отношениям максимального и минимального сигналов в соответствующих диапазонах частот.

В контексте данного изобретения термин “спектральные характеристики” означает функции либо их совокупность, получаемые при спектральном анализе информационного сигнала, причем указанный спектральный анализ может включать в себя как Фурье-анализ (Фурье-преобразование, Вейвлет-анализ), так и разложение информационного сигнала в ряд, сходящийся лишь асимптотически. Под информационным сигналом в контексте данной работы понимают измеренный сигнал микросейсмических колебаний, подвергшийся математической обработке согласно ряду алгоритмов, в частности, приведенных ниже для очистки от помех и выделения сигнала, излученного продуктивным пластом. Например, в качестве спектральной характеристики может быть выбрана спектральная мощность измеряемых сигналов, и/или кросскорреляция, или их комбинации, позволяющие уменьшить помехи. В частности, о наличии залежи судят по изменению спектральной мощности J_AA(f) информационного сигнала на измеренных частотах, по росту корреляции информационного сигнала одноименных компонент (хотя бы одной) в различных точках наблюдения относительно информационного сигнала для участка, заведомо не содержащего углеводородов. Кросскорреляция информационного сигнала, в частности, может быть охарактеризована с использованием коэффициента корреляции k_AB(f) и быть связана с другой спектральной характеристикой сигнала – спектральной плотностью кросскорреляционной функцией J_AB(f) следующим соотношением:

где А, В – две точки наблюдения, f – частота.

Примером комбинации указанных спектральных характеристик, уменьшающих влияние помех, в частности, является:

где f_t, f_b – соответственно верхняя и нижняя границы информативного диапазона, v, p – соответственно индексы записей до воздействия и после (во время). Параметр p₁ характеризует изменение потока энергии излучения по одной из компонент после воздействия на среду источником сейсмических колебаний.

После записи микросейсмического шума Земли приемники-преобразователи переносят в новые точки измерения, соблюдая те же условия размещения приемников, и повторяют процесс записи микросейсмического шума Земли.

Для получения величин, стоящих в правой части выражения (1), (2) временной диапазон регистрации измеренного над предполагаемым местом залегания углеводородов информационного сигнала в указанных диапазонах частот (0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц) разбивают на синхронизованные по времени для всех сейсмических приемников дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку, с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие помехи, имеющей техногенную природу, и на наличие события, связанного с приходом сигнала от продуктивного пласта. Исключают из дальнейшего рассмотрения те дискретные участки, которые не содержат события, связанного с приходом сигнала от залежи в каждой из записей соответствующих компонент сейсмических приемников, а также дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят анализ оставшихся дискретных участков с вынесением суждения о наличии или отсутствии месторождения углеводородов. Событие, связанное с приходом сигнала от продуктивного пласта, определяют как с большой степенью вероятности однозначно интерпретируемое соотношение спектральной характеристики измеряемых сейсмических колебаний в информативном диапазоне частот. Например, таким событием является уменьшение угла между нормалью к поверхности и вектором скорости смещения измеряемых колебаний на конкретном дискретном участке разбиения относительно усредненного угла по всем участкам разбиения в информативном диапазоне частот. Такая фильтрация позволяет уменьшить влияние помех на результаты расчетов и увеличить их точность. Кроме того, сам факт появлений или не появлений в данной точке измерения событий, связанных с приходом сигнала от залежи, позволяет делать вывод о наличии или отсутствии залежи из анализа спектральных характеристик дискретных участков без привлечения дополнительной информации.

Согласно первому варианту, например, для обеспечения поиска углеводородов на акватории не менее двух указанных ранее приемников-преобразователей сейсмических колебаний помещают либо на дно акватории, либо, заглубляя, в водную среду, либо на борт преимущественно самоходных плавсредств и производят дальнейшие действия аналогично выполнению исследования на суше. В случае размещения приемника сейсмических колебаний на борту плавсредства следует выбирать наименее шумные в информативном диапазоне частот места плавсредства.

Согласно так называемому второму варианту реализации способа, например, для обеспечения поиска углеводородов на суше выполняют все те же операции, но дополнительно производят генерацию колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц. Запись механических колебаний может быть произведена как до генерирования, так и во время генерирования и после генерирования колебаний. Обработка измеренных колебаний происходит аналогично первому варианту, однако дополнительно о наличии залежи можно судить по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению с информационным сигналом, измеренным до генерирования, либо из анализа спектральных характеристик дискретных участков цифровой записи шума Земли во время/после действия вибратора. Применение рассматриваемого варианта позволяет выявлять наличие углеводородов более уверенно и за более короткое время регистрации сигнала.

Согласно второму варианту, например, для обеспечения поиска углеводородов на акватории приемники сейсмических колебаний размещают аналогично первому варианту. В остальном измерения производят аналогично измерениям на суше по второму варианту.

В рамках реализации первого и второго вариантов может быть решена задача контроля эксплуатации углеводородной залежи. Для этого над залежью выбирают точки контроля, предпочтительно располагая их вблизи эксплуатационных скважин. В выбранных точках располагают указанные ранее приемники-преобразователи колебаний. Периодически регистрируют механические колебания поверхности Земли. На основании изменения величин выше указанных корреляционных функций судят о прохождении контакта вода – углеводород под точкой контроля. Аномальное поведение спектральных характеристик и корреляционных функций определяют любым из приведенных вариантов – без применения внешнего воздействия, анализируя поведение спектральных характеристик каждого дискретного участка разбиения временного диапазона, либо по отношению к спектральной характеристике информационного сигнала, зарегистрированного для участка, заведомо не лежащего над залежью, а также в варианте с применением внешнего воздействия, используя те же алгоритмы обработки колебаний, но применяя их к записанному сигналу во время/после воздействия источника сейсмических колебаний, либо о переходе контакта вода – углеводород судят по появлению изменений спектральных характеристик не менее чем на одной из компонент при записи сигнала во время генерирования колебаний и/или после генерирования колебаний по сравнению со спектральными характеристиками информационного сигнала, измеренными до генерирования.

Также в рамках реализации первого и второго варианта может быть решена задача контроля эксплуатации подземного газохранилища. Над подземным хранилищем природного газа выбирают точки на поверхности Земли, ориентировочно определяющие с необходимой точностью разные степени заполнения газохранилища, размещают в выбранных точках приемники-преобразователи и определяют наличие природного газа под каждым из приемников-преобразователей. Предпочтительно выбирать точки контроля при первом, максимальном заполнении газохранилища, определяя, в каких местах над газохранилищем отмечено присутствие природного газа при различных количествах поданного газа. В любом случае точки контроля определяют опытным путем. Возможно проведение генерирования колебаний в процессе регистрации. В этом случае регистрацию проводят как до начала генерирования, так и во время/после генерирования.

Во всех приведенных вариантах реализации предлагаемого изобретения принципиальным и важным фактором является процесс фильтрации записанного временного ряда от поверхностных шумов и выделение информационного сигнала, а также регистрация сигнала в диапазонах частот (0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц).

Важным фактором размещения приемников во всех случаях измерения колебаний является также определенное их группирование, которое обеспечивает при дальнейшей обработке сигнала уменьшение влияния помех и возможность применения алгоритмов выделения информационного сигнала.

Применение изобретения позволит повысить точность и надежность определения наличия флюида, а также преобладания содержания того или иного флюида, в частности углеводородов, в подземном резервуаре.

Формула изобретения

1. Способ определения характера флюидного заполнения глубоко залегающего подземного природного резервуара, включающий регистрацию механических колебаний поверхности Земли с использованием цифровых многокомпонентных приемников-преобразователей механических колебаний в электрический сигнал, способных регистрировать колебания амплитудой от 0,5 нм в частотном диапазоне от 0,1 до 20 Гц, причем приемники-преобразователи колебаний располагают на расстоянии от 5 до 500 м друг от друга, цифровую регистрацию проводят на частотах 0,1-20 Гц одновременно по всем измеряемым компонентам, разбивая временной диапазон регистрации измеренного сигнала на синхронизированные по времени для всех приемников дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный глубинным природным резервуаром, заполненным флюидом, и на наличие помехи, имеющей сейсмогенную, техногенную или антропогенную природу, исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, содержащие указанные помехи, и проводят спектральный анализ сигнала оставшихся дискретных участков, причем регистрацию сигнала проводят одновременно на частотах (0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц), в течение времени, необходимого для получения статистически достаточного объема информативного цифрового сигнала, определяют отношение максимального и минимального сигнала, по меньшей мере, для одного из указанных диапазонов и определяют преобладание тех или иных флюидов или их сочетаний в том числе, как корреляцию наблюдаемых спектральных характеристик со спектральными характеристиками, ранее полученными над залежами с известным долевым содержанием углеводородов, при этом в отсутствии спектральных характеристик, ранее полученных над залежами с известным долевым содержанием углеводородов, качественную оценку преобладания типа флюида осуществляют по полученным отношениям максимального и минимального сигналов в соответствующих диапазонах частот.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники-преобразователи располагают на суше, на поверхности земли.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники располагают на суше, в шурфе или в скважине.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники располагают на дне акватории.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники располагают на акватории в приповерхностном слое воды.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники располагают на корпусе плавсредств в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что приемники синхронизуют.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что временной диапазон дискретных участков цифровой записи сигнала определяют длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона.

9. Способ определения характера флюидного заполнения глубоко залегающего подземного природного резервуара, включающий регистрацию механических колебаний поверхности Земли с использованием цифровых многокомпонентных приемников-преобразователей механических колебаний в электрический сигнал, способных регистрировать колебания амплитудой от 0,5 нм в частотном диапазоне от 0,1 до 20 Гц, проводят с поверхности земли генерирование колебаний источником колебаний в диапазоне от 1 до 10 Гц, приемники располагают на расстоянии от 5 до 500 м друг от друга и от 100 до 300 м от генератора колебаний, цифровую регистрацию проводят на частотах от 0,1 до 20 Гц по всем измеряемым компонентам как во время генерирования колебаний, разбивая временной диапазон регистрации измеренного сигнала на синхронизированные по времени для всех приемников дискретные участки, проводят расчет спектральных характеристик, соответствующих каждому дискретному участку, с образованием дискретной последовательности, анализируют каждый дискретный участок на наличие информационного сигнала, за который принимают сигнал, излученный глубинным природным резервуаром, заполненным флюидом, и на наличие помехи, имеющий сейсмогенную, техногенную или антропогенную природу, исключают из дальнейшего рассмотрения дискретные участки, содержащие указанные помехи, проводят спектральный анализ сигнала оставшихся дискретных участков, причем регистрацию сигнала проводят одновременно на частотах (0,1-1,0; 1,0-2,0; 2,0-4,0; 4,0-8,0; 8,0-12,0; 12,0-20,0 Гц) в течение времени, необходимого для получения статистически достаточного объема информативного цифрового массива сигнала, соотносят полученные спектральные характеристики сигнала на частотах регистрации во время генерирования колебаний и после генерирования колебаний и определяют преобладание тех или иных флюидов или их сочетаний в том числе, как корреляцию наблюдаемых спектральных характеристик со спектральными характеристиками, ранее полученными над залежами с известным долевым содержанием углеводородов, при этом в отсутствии спектральных характеристик, ранее полученных над залежами с известным долевым содержанием углеводородов, качественную оценку преобладания типа флюида проводят по полученным отношениям максимального и минимального сигналов в соответствующих диапазонах частот.

10. Способ по п.9, отличающийся тем, что приемники-преобразователи располагают на суше, на земной поверхности.

11. Способ по п.9, отличающийся тем, что приемники располагают на суше, в шурфе или в скважине.

12. Способ по п.9, отличающийся тем, что приемники располагают на дне акватории.

13. Способ по п.9, отличающийся тем, что приемники располагают в приповерхностном слое воды.

14. Способ по п.9, отличающийся тем, что приемники располагают на корпусе плавсредств в местах, минимально подверженных собственным колебаниям корпуса плавсредства.

15. Способ по п.9, отличающийся тем, что приемники колебаний синхронизуют.

16. Способ по п.9, отличающийся тем, что временной диапазон дискретных участков цифровой записи сигнала определяют длительностью не менее 2-3 периодов сигнала наименьшей частоты диапазона.