Одно из направлений, развиваемых в СЕФ ФИЦ ЕГС РАН, связано с изучением собственных колебаний, возникающих в водоводах гидротурбин. Для определения параметров динамических воздействий на агрегатные блоки от работы всех гидроагрегатов Саяно-Шушенской ГЭС (далее – СШГЭС), реконструированных после ее аварии, рамках договоров с ПАО «РусГидро» были проведены исследования колебаний их элементов в натурных условиях. С этой целью возле каждого из испытуемых гидроагрегатов, были установлены временные сейсмостанции и зарегистрированы колебания при различных эксплуатационных режимах в течение нескольких суток. Основной результат состоит в том, что амплитуды излучаемых новыми гидроагрегатами колебаний в окружающую среду существенно ниже, чем от старых гидроагрегатов, что свидетельствует об их улучшенном вибрационном состоянии. Но вместе с этим, было установлено, что при работе всех без исключения новых гидроагрегатов существуют интервалы нагрузок, при которых на порядок увеличиваются собственные колебания плотины (рис. 1). Такого эффекта у старых машин не наблюдалось. Из рисунка видно, что при нагрузках в 120–450 МВт амплитуды вибрации относительно невелики, ниже предельно допустимого уровня, в то время как амплитуды собственных колебаний плотины увеличиваются на порядок (до 10–20 раз). Таким образом, наблюдается взаимодействие между работающим гидроагрегатом и плотиной, приводящее к резонансному усилению колебаний.

Рис. 1. Анализ взаимодействий между работающим гидроагрегатом СШГЭС и плотиной. (а) – изменение нагрузок гидроагрегата №8; (б) – вибрации генераторного подшипника; (в, г) – показания сейсмического датчика в верхней части плотины: спектрограмма (в) и графики изменения амплитуд собственных колебаний плотины (г).

На гидростанциях проводится вибрационный контроль оборудования, однако взаимодействие гидроагрегатов с окружающей средой, приводящее иногда к значительным колебаниям различных конструкций ГЭС не отслеживается. Сильные вибрации возникают при совпадении излучаемых гидроагрегатом частот с собственными частотами различных элементов конструкций и отдельных сооружений. Нашими исследованиями показано, что основной причиной многократного (резонансного) увеличения амплитуд собственных колебаний плотины СШГЭС, постоянно наблюдаемого при определенных режимах работы гидроагрегатов, являются собственные гидроакустические автоколебания, возникающие в водоводах гидротурбин при течении воды. В качестве примера, на рис. 2 приводятся усредненные амплитудные спектры колебаний в вертикальном направлении, зарегистрированных на водоводе 2-го гидроагрегата, в нижней его части. Каждый из спектров построен для нагрузок от 300 МВт до 500 МВт, с шагом через 20 МВт в режиме без подачи (а) и с подачей (б) воздуха. Под обозначениями (в) и (г) дано схематическое изображение стоячих волн в трубах с одним и двумя открытыми концами. Из рис. 2а видно, что когда 2-й гидроагрегат работал в режиме без подачи воздуха в водовод, в низкочастотной части спектров можно выделить последовательность из 4-х колебаний, частоты которых не меняются со временем и составляют 1.7 Гц, 4.3 Гц, 6.7 Гц и 8.9 Гц. В случае, когда гидроагрегат работает в режиме с подачей воздуха, частоты первых 4-х колебаний уменьшаются.

Данные колебания являются первыми 4-мя модами стоячих волн в водоводе, это подтверждается следующим. Рассмотрим представленною на рис. 2в схематическое изображение сформировавшейся стоячей волны в трубе, один конец которой закрыт, а второй – открыт. Данная модель приближенно соответствует конструкции водовода, так как с одной стороны находится водохранилище (открытый конец), а с другой расположен гидроагрегат, препятствующий распространению волн (закрытый конец). В этой модели формируются стоячие волны таким образом, что 1-я мода соответствует 1/4 длины волны, 2-я мода – 3/4 длины, и так далее. У закрытого конца трубы находятся узлы смещений частиц жидкости при колебаниях; они же являются пучностями давления, возникающими при отражении волн от препятствия. Зная длину водовода, равную 241 м, и частоты колебаний, определенные по спектрам на рис. 2а, можно приближенно рассчитать скорость распространения акустических волн в водоводе. Она будет составлять, в среднем по 4-м частотам, 1380 м/с. Известно, что при газонасыщении жидкости, скорость распространения акустических волн уменьшается. Мы это наблюдаем по уменьшению частот, полученных со спектров в режиме, когда в водовод подается воздух (рис. 2б).

Рис. 2. Усредненные амплитудные спектры вертикальных колебаний, зарегистрированных на водоводе 2-го гидроагрегата СШГЭС, работающего в режиме без подачи (а) и с подачей (б) воздуха в водовод. (в) и (г) – схематичное изображение стоячих волн в трубе с одним закрытым концом и полностью открытой, соответственно. 1 – номер моды стоячей волны.

Мы также рассмотрели случай, когда формируются стоячие волны в открытой трубе. В этой модели формируются стоячие волны таким образом, что 1-я мода соответствует 1/2 длины волны, 2-я мода – 1 длины, и так далее (рис. 2г). Как известно, при аварии 17 августа 2009 года на СШГЭС после выброса 2-го гидроагрегата, поток воды из водовода хлынул в машинный зал и в отсасывающую трубу. То, что поток разделился на 2 части должно существенно усложнить поле стоячих волн. Предположим, что основная часть потока устремилась в отсасывающую трубу. Тогда общая длина трубы, даже без учета размеров спиральной камеры, составит не менее 278 м. Будем использовать эту величину для оценки скорости распространения акустических волн в потоке. В 4.4 км от СШГЭС расположена сейсмостанция «Черемушки», на которой были зафиксированы колебания, происходящие на гидроэлектростанции во время и после аварии (рис. 3). Из представленного рисунка видно, что после аварии, в течение примерно 20 минут (до 08:34:55 местного времени), в волновом поле наблюдается набор из 3-х колебаний с частотами 2.4 Гц, 4.7 Гц и 7.5 Гц. Мы полагаем, что эти колебания являются собственными колебаниями открытого водовода (возможно, вместе с участком отсасывающей трубы), а их прекращение через 20 минут после аварии связано с перекрытием водовода 2-го гидроагрегата персоналом ГЭС. Расчет показывает, что скорость распространения акустических колебаний в такой модели (в среднем, по 3-м выделенным модам) составляет около 1342 м/с. Это значение приближенно соответствует значениям, полученным для водовода, при работе гидроагрегата без подачи дополнительного воздуха в поток, а значит, наше предположение не противоречит принятой модели.

Рис. 3. Спектрограмма (а) и усредненный спектр (б) фрагмента сейсмической записи горизонтального (E) канала сейсмостанции «Черемушки» во время аварии на СШГЭС. 1 – номер моды собственных колебаний водовода.

Исследование собственных колебаний выполняется методом когерентного восстановления полей стоячих волн, разработанным известными сейсмологами Виктором Сергеевичем Селезневым и Александром Федоровичем Емановым совместно с группой специалистов Геофизической службы СО РАН в 1999 году.

[Еманов А.Ф. и др., 2002]

• Изучение собственных колебаний зданий и инженерных сооружений методом стоячих волн
• Определение их устойчивости по данным мониторинга частот собственных колебаний
• Мониторинг состояния работающего оборудования сейсмическими методами
• Изучение строения земной коры
• Электромагнитный мониторинг
• Разработка аппаратуры
• Разработка программного обеспечения

Изучение собственных колебаний инженерных сооружений представляет существенный практический интерес в части контроля их технического состояния. Широко распространены способы мониторинга, основанные на слежении за изменением характеристик собственных колебаний во времени. Предполагается, что такие изменения, как появление трещин, ослабленных зон, смена напряженно-деформированного состояния, приводят к изменению параметров поля стоячих волн и, в частности, к изменению значений собственных частот и форм колебаний сооружения.

Плотина Чиркейской ГЭС (далее – ЧГЭС), являясь самой крупной арочной плотиной России, к тому же расположенной в зоне высокой сейсмической активности, представляет особый интерес. Немаловажным является и тот факт, что возраст данного сооружения достаточно большой (более 50 лет с начала строительства) и уже могут проявляться разнообразные эффекты, связанные со старением строительных материалов, изменением свойств основания плотины и др. Вместе с тем, анализ опубликованной литературы показывает, что другими авторами не проводилось детальных исследований собственных колебаний этой плотины. Лишь в работе [Савич А.И. и др., 2000] по результатам экспериментов, выполненных в 1996 г., были сделаны попытки изучить собственные колебания плотины ЧГЭС – выделен набор частот, которые предположительно могут быть собственными. При этом вопрос идентификации форм для каждой из частот, остался открытым.

При исследованиях плотин гидроэлектростанций необходимо учитывать, что значения собственных частот меняются в зависимости от уровня водохранилища. Так, в работе [Кузьменко А.П. и др., 2007] показано, что частоты плотин Саяно-Шушенской, Красноярской и Зейской ГЭС, на формах с 1-й по 5-8-ю уменьшаются с возрастанием величины напора. Эти изменения являются сезонными и не связаны с появлением дефектов в конструкции плотин. Для Чиркейской ГЭС таких исследований раньше не проводилось.

Для изучения собственных колебаний плотины ЧГЭС использовался разработанный в Сибирском отделении ФИЦ ЕГС РАН метод когерентного восстановления полей стоячих волн, позволяющий из микросейсмических колебаний, зарегистрированных в различных точках здания или сооружения, с использованием опорных точек, построить детальное поле стоячих волн и определить собственные частоты и формы колебаний объекта [Еманов А.Ф. и др., 2002]. Экспериментальные работы проводились совместно с сотрудниками Дагестанского филиала ФИЦ ЕГС РАН, дважды – при максимальном и минимальном уровнях наполнения водохранилища (далее – УВБ). Это позволило не только детально изучить поле стоячих волн, формирующихся в теле плотины, но и выявить особенности его сезонных изменений.

Измерение микросейсмических колебаний выполнялось при помощи автономных трехкомпонентных сейсмостанций «Байкал-АСН» (собственная разработка ФИЦ ЕГС РАН). В качестве датчиков использовались трехкомпонентные велосиметры, разработанные в Сейсмологическом филиале на базе сейсмоприемников GD-10. Для выравнивания АЧХ сейсмоприемников в области низких частот использовался метод низкочастотной деконволюции цифровой записи короткопериодного сейсмометра, который позволил регистрировать колебания начиная с 1 Гц. Регистрация проводилась сериями последовательных измерений колебаний 5-ю единицами аппаратуры, длительность записи каждого измерения – 10 минут, всего было выполнено регистраций в 287 различных точках, размещенных по 10 профилям на разных уровнях, проходящим или по галереям внутри плотины или по балконам (рис. 1).

После проведения регистрации была выполнена цифровая обработка данных для пересчета разновременных колебаний в одновременные согласно методике [Еманов А.Ф. и др., 2002]. Отметим, что для этого используются фильтры Винера, которые пропускают стоячие волны, являющиеся когерентными, и отфильтровывают некогерентные сигналы, к которым относятся бегущие волны-помехи.

Рис. 1. Внешний вид плотины Чиркейской ГЭС (а) и реализованная схема сейсмических наблюдений (б).

На рис. 2 представлены схематичные изображения двух 1-х, 2-й и 4-й форм (номер формы принят равным количеству наблюдаемых пучностей вдоль профиля на уровне 315 м) собственных поперечных колебаний плотины ЧГЭС, определенных при максимальном и минимальном УВБ. Отметим, что в обоих случаях подавляющая часть энергии колебаний сосредоточена на Х-компоненте, направленной поперек плотины. Видно, что формы колебаний практически не меняются со сменой напора, а меняются только частоты и амплитуды. Остальные колебания значительно менее выражены и не повторяются по форме при разных уровнях наполнения водохранилища. Можно сказать, поля стоячих волн на частотах, отличных от двух 1-х, 2-й и 4-й форм, абсолютно разные. Такое различие, на наш взгляд, может быть вызвано существенным изменением напряженно-деформированного состояния плотины при изменении УВБ. В силу того, что колебания только четырех форм повторяются с высокой степенью достоверности как при минимальном, так и при максимальном УВБ, характеристики именно этих форм можно использовать для непрерывного мониторинга технического состояния плотины ЧГЭС. Остальные колебания, безусловно, тоже несут в себе информацию о состоянии плотины. Однако, из-за существенного изменения поля стоячих волн при смене уровня водохранилища, эти колебания будут наблюдаться лишь в ограниченных временных промежутках.

Был проведен анализ ежедневных изменений выделенных собственных частот плотины ЧГЭС за 2016 год, которые определялись по усредненным спектрам микросейсмических колебаний, зарегистрированных в теле плотины существующей сейсмометрической системой. При этом, частоты определялись по данным с точек наблюдений, расположенных в пучностях стоячих волн. Для двух 1-х мод – это данные с точки № 5, а для 2-й – с точки № 3 (см. рис. 1). К сожалению, пункты наблюдения расположены таким образом, что они оказались преимущественно вблизи узлов 4-й моды. Это не позволило достоверно определять значения соответствующей собственной частоты. Возможно, после модернизации, сейсмометрическая система будет дополнена пунктами наблюдения в пучности 4-й формы и это станет возможным.

Как видно, из рис. 2, где представлены зависимости за годовой период (2016 г) между УВБ и частотами 1-й и 2-й форм, существует обратная корреляционная связь – с ростом уровня воды частоты понижаются. Вместе с тем, из рисунка видно, что существует эффект гистерезиса в зависимости между УВБ и частотой, т.е. при равном УВБ, но при разных режимах сработки или наполнения водохранилища, значения частот отличаются на величину до 0.05 Гц. Это связано с запаздыванием изменений частот относительно изменений УВБ. Аналогичный эффект был замечен нами при мониторинге собственных частот плотины Саяно-Шушенской ГЭС. Связан он, предположительно, с процессами релаксации тела плотины (а, возможно, и всей системы плотина-основание) на изменяющееся давление воды со стороны водохранилища. Такие эффекты нужно изучать и учитывать при проведении мониторинга технического состояния плотин. В противном случае, могут быть сделаны неверные выводы относительно их технического состояния.

Рис. 2. Зависимости собственных частот плотины Чиркейской ГЭС от времени (а) и от уровня водохранилища (б) в 2016 году.

Для разработки способа мониторинга собственных частот плотины, были построены аппроксимирующие зависимости их от текущих значений УВБ в виде:

f(t)=aH(t–τ)+b, (1)

где f(t) – аппроксимированное значение собственной частоты в момент времени t, a и b – коэффициенты аппроксимации линейной функцией, H(t) – текущие значения УВБ, τ – временной сдвиг, компенсирующий задержку изменений частот относительно изменений УВБ. Коэффициенты аппроксимации определялись методом наименьших квадратов по данным после учета временного сдвига. Кроме этого, были определены значения стандартного отклонения (σ) экспериментальных данных относительно линейной регрессии. Результаты определения данных параметров приведены в таблице.

Таблица. Параметры аппроксимации зависимостей

собственных частот от УВБ по данным за 2016 г.

Выполнять мониторинг собственных частот плотины предлагается следующим образом.

В первую очередь, по усредненным спектрам сейсмических записей в точках, расположенных вблизи пучностей, определяются текущие значения частот двух первых и второй мод. С учетом данных об уровне водохранилища, по формуле (1) и с параметрами, приведенными в таблице, вычисляются прогнозные значения собственных частот. Выполняется сравнение экспериментальных и прогнозных значений частот. В случае, если наблюденные частоты превышают прогнозные на величину более 3σ, по правилу «трех сигм», делается вывод об изменении технического состояния плотины и необходимости установления причин данных изменений.

Пример реализации способа показан на рис. 2, где представлены прогнозные значения собственных частот от УВБ и данные их экспериментального определения. Из рисунка видно, что наблюденные значения расположены внутри доверительных интервалов. Это означает, что в 2017 г. техническое состояние плотины оставалось стабильным (таким же, как в 2016 г).

Представленные в исследовании подходы могут быть использованы и на других арочных и бетонных плотинах ГЭС. Другие исследователи также развивают способы мониторинга собственных частот плотин с целью контроля за целостностью плотины и обнаружения дефектов. Однако, эта методика, пока еще является новой и не получила повсеместного внедрения. Основная причина, по нашему мнению, связана с большими погрешностями в определении частот и с трудностями в интерпретации их изменений, которые в большей степени зависят от изменения уровня водохранилища. Все это приводит к низкой степени достоверности результатов исследований.

Большинство погрешностей можно исключить за счет изучения собственных колебаний плотин по очень плотным системам наблюдений. Метод когерентного восстановления полей стоячих волн, использованный в работе, позволяет выполнить такие исследования с высокой точностью. За счет возможности реализации наблюдений небольшим количеством регистрирующей аппаратуры, методика достаточно технологична.

Некоторые исследователи (например, [Pereira, S. и др., 2018]) учитывали эффект от уровня воды водохранилища путем ввода корректирующей функции, зависящей только от уровня верхнего бьефа. В нашем исследовании мы установили, что на значения собственных частот влияют не только сезонные колебания уровня воды, но и дополнительные факторы, предположительно связанные с релаксационными процессами в плотине или ее основании. Эти процессы приводят к тому, что зависимости между уровнем водохранилища и частотами приобретают вид петель, подобных петлям гистерезиса. Поэтому, для учета этого эффекта, в корректирующую функцию мы предлагаем ввести дополнительный параметр, описывающий задержку изменений частот относительно изменений уровня воды. Возможно, такой эффект существует и для других крупных плотин ГЭС. Однако, насколько нам известно, он еще не был изучен другими исследователями.

Следует отметить, что изменения технического состояния, связанные, например, со старением бетона или с изменением свойств основания плотины, достаточно длительные по времени. Поэтому для выявления таких изменений могут потребоваться годы или даже десятилетия экспериментальных наблюдений.

Реквизиты для заключения договора на оказание услуг
Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный исследовательский центр «Единая геофизическая служба Российской академии наук» (ФИЦ ЕГС РАН) в лице директора Сейсмологического филиала Федерального государственного бюджетного учреждения науки Федерального исследовательского центра «Единая геофизическая служба Российской академии наук» (СЕФ ФИЦ ЕГС РАН) Лисейкина Алексея Владимировича, действующего на основании положения о филиале от 15.08.2018 г. и доверенности № 21 от 23.07.2021 г.

Юр. адрес: 630090, г. Новосибирск, Морской пр., 2, к.414, т/ф 333-32-28
Фактич. адрес: 630090, г. Новосибирск, пр. ак. Коптюга, 3, т 333-16-38

ИНН 4025040355 КПП 540843001
УФК по Новосибирской области (СЕФ ФИЦ ЕГС РАН л/сч. 20516В04860)
р/с 03214643000000015100
к/с 40102810445370000043
Сибирское ГУ Банка России //УФК по Новосибирской области г. Новосибирск
БИК 015004950

БИК 015004950

ОГРН 1024000959762
ОКПО 02236824
ОКАТО 50401384000

Сейсмологический филиал Федерального государственного бюджетного учреждения науки Федеральный исследовательский центр «Единая геофизическая служба Российской академии наук» (СЕФ ФИЦ ЕГС РАН)

т. 8-(383)-333-20-21

ф. 8-(383)-333-32-28

e-mail: sef@gs.nsc.ru

адрес: г. Новосибирск, просп. Ак. Коптюга, д.3

директор, к.г.-м.н. Лисейкин Алексей Владимирович

Первоисточник:

Лисейкин А.В., Селезнев В.С. Возможность определения глубинного строения земной коры в восточной Сибири по материалам речного сейсмического профилирования // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2022. – Т. 2, № 2 – С. 129-136. https://elibrary.ru/download/elibrary_49376479_72526986.pdf

Специалистами Сейсмологического филиала ФИЦ ЕГС РАН с 2006 г разрабатывается новая технология речных сейсморазведочных исследований методом ОГТ-2D на нефть и газ [1], включающая непрерывную наземную регистрацию сейсмических колебаний (по берегу реки) автономной трех- и четырехканальной аппаратурой серии «Байкал» [2]. Источником сейсмических воздействий является группа из десяти пневмоисточников типа «Малыш», хорошо зарекомендовавших себя при выполнении сейсморазведочных исследований в условиях сверхмалой (до 1.0-0.5 м) глубины водоема [3]. Отработано более 2700 погонных километров профилей по рекам Восточной Сибири: Лена, Нижняя Тунгуска, Витим (рис. 1а). По этим материалам строятся временные разрезы до глубины в первые километры (времена до 6-10 с, рис. 1б), в то время как строение земной коры на глубину до 40-50 км (или до 13-15 с – времена вступлений отраженных волн от поверхности Мохоровичича в Восточной Сибири по данным [4]) на сегодня остается не изученным. В исследовании показывается, как его определить с использованием сейсмограмм увеличенной длительности, получаемых в результате речного сейсмического профилирования методом ОГТ-2D. Безусловно, группа пневматических источников (суммарный объем – 15 л, давление – 140-150 атм.), разработанная для исследования только верхней части земной коры генерирует сигналы с недостаточной энергией для изучения недр Земли на больших глубинах стандартными способами, поэтому особое внимание уделяется поиску подходов к увеличению отношения сигнал/шум.

Рис. 1. Схема профилей речной сейсморазведки методом ОГТ-2D, по которым имеются архивные материалы с возможностью переобработки для построения сейсмограмм большой длины (а) и временной разрез по результатам традиционной обработки (б).

1-4 – линии профилей, отработанных на: 1, 3 – р. Лена в 2007-2008 гг. и 2018 г., 2 – р. Нижняя Тунгуска в 2012 г. и 4 – р. Витим в 2019 г.; 5 – участок профиля, выбранный для анализа.

Цель исследования – повышение глубинности исследований строения земной коры по архивным материалам речного сейсмического профилирования методом ОГТ-2D.

Задача исследования состоит в разработке методики формирования сейсмограмм увеличенной длительности за счет переобработки архивных материалов сейсмического профилирования методом ОГТ-2D и их анализу.

Методы и материалы

Экспериментальной базой исследования являются архивные материалы речного сейсмического профилирования методом ОГТ-2D выполненного по р. Лена в 2018 г. по технологии, разработанной специалистами ФИЦ ЕГС РАН. Полевые работы выполняли специалисты ООО НПП ГА «Луч» с привлечением сотрудников СЕФ ФИЦ ЕГС РАН для сбора полевого материала и камеральной обработки. Исходные материалы представляют собой наборы непрерывных сейсмических записей автономных четырехканальных регистраторов «Байкал-7» с сейсмоприемниками «GS-One». Регистрация выполнялась по берегу р. Лена на участке профиля длиной около 60 км, расположенном в нижнем течении (рис. 1). Каждая запись содержит серию из 700-1500 воздействий от пневмоисточников, с интервалом в 23 с. Источники возбуждения – группа из 10-ти пневмоисточников «Малыш», суммарный объем 15 л, давление 140-150 атм. Средний интервал расстояний на этом участке между сейсмоприемниками составлял 50 м, между источниками – 19 м. Максимальные удаления источник-приемник – до 16000 м.

Для возможности использования непрерывных записей в обработке (для построения временных разрезов) в ходе камеральных работ производится их разделение на трассы и сборка в единый массив с приведением к стандартному виду (многоканальные сейсмограммы общего пункта приема или взрыва, в формате SEGY) с использованием специализированного программного обеспечения (ПО «SSlicer» [5]). Длина записи на результирующей сейсмограмме определяется геологическим заданием исходя из глубинности исследования и составляет 6 с. Кроме этого, геологическим заданием ограничены и максимальные расстояния между источниками и приемниками до 8000 м. Сейсмограммы с описанными ограничениями являются результатом полевых сейсморазведочных работ и именно в таком виде сдаются заказчику. Исходные же непрерывные записи до настоящего времени не используются, однако, сохранены в цифровых архивах. Таким образом, существует техническая возможность переобработать архивные материалы и сформировать сейсмограммы с увеличенными удалением источник-приемник и длительностью, вплоть до интервала между воздействиями, который для данного участка профиля составляет 23 с. Эта величина заведомо больше времени двойного пробега отраженных продольных волн от границы Мохоровичича и дает возможность строить временные разрезы с существенно большей глубинностью по сравнению с разрезами, получаемыми стандартной сейсморазведкой МОГТ-2D.

Анализ одиночных сейсмограмм увеличенной длительности показал, что на больших временах (от 2 с до 13-15 с) отраженные волны не проявляются, что свидетельствует о том, что их амплитуда значительно ниже уровня сейсмического шума. Вместе с тем характеристики используемой аппаратуры таковы, что амплитуда сейсмического шума (регистрируемого в полевых условиях) на один-два порядка выше, чем аппаратурного (рис. 2). Это позволяет регистрировать малоамплитудные сигналы, выделение которых возможно после повышения отношения сигнал/шум путем многократного суммирования. Так, для выделения сигналов по амплитуде на два порядка ниже уровня шума, необходимо просуммировать порядка 10000 трасс.

Рис. 2. Графики усредненных амплитудных спектров сейсмического (1) и аппаратурного (2) шумов при регистрации в полевых условиях сейсмостанцией «Байкал-7» с сейсмоприемником GS-One.

Высокая кратность в речной сейсморазведке достигается за счет уменьшения расстояния между пунктами взрыва и увеличения баз зондирований [6]. Так, при исследованиях на р. Лена в 2018 г. средняя кратность составляла 500, в то время как по геологическому заданию необходимо обеспечить кратность в 320 (рис. 3б). Существенно (в разы) повысить кратность в соответствии с решаемой задачей (определение строения земной коры на глубинах в десятки километров) можно за счет увеличения размера бина вдоль профиля (dX на схеме бинирования из рис. 3а). Так, при обработке материалов сейсморазведки на верхнюю часть земной коры он составляет 25 м. Для изучения границ на глубинах в десятки километров установка столь малого размера бина нецелесообразна, его можно увеличить в несколько раз, что приведет к соответствующему росту кратности. Как пример, на рис. 3в показана кратность в результате бинирования фрагмента профиля площадками с размером по профилю в 200 м: видно, что она существенно увеличивается – до значений в 5000.

Рис. 3. Схема бинирования речного сейсморазведочного профиля (а) и графики кратности (б, в): (б) – при размере бина dX=25 м и ограничении максимальных удалений до 8000 м, (в) – при dX=200 м и неограниченных удалениях.

1 – пневмоисточники; 2 – пункты приема; 3 – бин; 4 – средние точки; 5-8 – кратности: 5 – фактическая, 6 – усредненная, 7 – требуемая и 8 – минимально допустимая по геологическому заданию.

Основные графы обработки данных, такие как геометризация сейсмограмм, бинирование по криволинейному профилю, полосовая фильтрация, регулировка амплитуд, ввод кинематических поправок, суммирование с построением временных разрезов, выполнялись в ПО «RadexPro» [7]. Для определения параметров графа цифровой обработки проводится ряд тестов на теоретических и экспериментальных материалах.

Теоретические тесты включают расчет синтетических сейсмограмм отраженных продольных волн от поверхности Мохоровичича и их анализ. Из-за отсутствия точных сведений о скоростном строении среды в исследуемом районе используется приближенная одномерная двухслойная модель. Выполнить уточняющий скоростной анализ средствами использованного ПО не удается: с одной стороны, по причине экстремально низкого соотношения сигнал/шум, и из-за малых удалений источник-приемник по сравнению с глубиной до отражающих границ, с другой. По опубликованным сведениям [8, 9] на окружающих исследуемый участок профиля территориях глубина до границы Мохоровичича составляет 42-46 км; средняя скорость продольных волн в земной коре – 6.5-6.6 км/с. В такой модели время вступления отраженных продольных волн (на нулевых удалениях) составляет 12.9-13.9 с.

Экспериментальные тесты включают в себя оценки таких параметров как: частотный диапазон полезного сигнала, оптимальные параметры бинирования и влияние сейсмических помех.

Частотный диапазон определяется путем перебора различных полосовых фильтров в применении к исходным данным. Результаты показывают, что наиболее подходящим является диапазон фильтра 5-10 Гц, при этом видимая частота полезного сигнала составляет 7-8 Гц.

Параметры бинирования определяются путем расчета временных разрезов с различными размерами отражающей площадки и их сравнения: оптимальный размер бина вдоль профиля (dX) равен 100 м, при котором средняя кратность составляет 2500.

Спектральный анализ записей помех, основным источником которых является ветер, показывает, что их частоты составляют больше 20 Гц. Это существенно выше частоты полезного сигнала (7-8 Гц), поэтому такие помехи не влияют на качество получаемых разрезов. Для подтверждения этого произведены расчеты фрагментов временных разрезов по выборкам данных, имеющим разный уровень помех. Результаты показывают, что ветровые помехи, ухудшающие качество временных разрезов верхней части земной коры, не ухудшают качество разреза на больших глубинах и этот материал не следует исключать из обработки.

Результаты

Временной разрез, построенный по описанным выше материалам и методике обработки для 60-километрового участка профиля в нижнем течении р. Лена, представлен на рис. 4. Пунктирной линией отмечено предполагаемое положение границы Мохоровичича: видно, что двойное время пробега меняется от 13.0 с до 14.2 с. Это соответствует глубине до подошвы земной коры в 43-47 км при средней скорости продольных волн в земной коре в 6.6 км/с (значение с ближайшего профиля ГСЗ по данным [8]). Кроме этого, на временах порядка 7-10 с выделяются внутрикоровые границы, что позволяет определять структуру средней части земной коры.

Обсуждение

В ходе исследования разработана методика, позволяющая из материалов речного сейсмического профилирования методом ОГТ-2D на нефть и газ получать сейсмограммы с длительностью регистрации до 23 с, и по ним строить временные разрезы до поверхности Мохоровичича, выделяя малоамплитудные колебания отраженных волн от глубинных границ. Этому способствует: широкий динамический диапазон используемой аппаратуры, уменьшенные расстояния между пунктами взрыва и увеличенные базы зондирований, что при использовании бина размером 100 м вдоль профиля повышает кратность суммирования до 2500. Временной разрез, рассчитанный для 60-километрового участка профиля в нижнем течении р. Лена не противоречит опубликованным данным о глубинном строении земной коры на окружающих территориях и дополняет их. Безусловно, результаты настоящих исследований проигрывают по достоверности по сравнению с данными метода ОГТ-ГСЗ в основном из-за малой мощности используемых сейсмических источников и малых баз зондирований по сравнению с глубиной до отражающих границ. Последнее обстоятельство не дает возможности определять значения скорости отраженных волн, даже при достаточно высоком отношении сигнал/шум. Однако, учитывая, что исследования методом ОГТ-ГСЗ являются дорогостоящими и, как правило, входят отдельным пунктом в комплекс региональных работ, то представленная методика служит относительно малозатратным инструментом для получения новых сведений о глубинном строении земной коры не изученных ранее территорий.

Рис. 4. Временной разрез, построенный для исследуемого участка речного сейсморазведочного профиля.

1 – предполагаемая граница Мохоровичича.

Заключение

Показано, что используемая современная технология речных сейсморазведочных исследований методом ОГТ-2D позволяет изучать строение не только верхней части земной коры, но и на всю ее мощность. В ходе исследования определены основные принципы подготовки материалов, необходимых для расчетов временных разрезов и сформулированы следующие выводы:

1. Малоамплитудные колебания отраженных волн от глубинных границ выделяются за счет многократного суммирования, существенно большего, чем при традиционной сейсморазведке методом ОГТ-2D. Используемая аппаратура имеет достаточный динамический диапазон, а высокая кратность достигается за счет увеличения площадки бинирования.

2. Ветровые помехи, ухудшающие качество временных разрезов верхней части земной коры, не ухудшают разрез на больших глубинах и этот материал не следует исключать из обработки.

3. Речные сейсморазведочные работы, выполненные по технологии, разработанной в ФИЦ ЕГС РАН, на реках Восточной Сибири в объеме порядка 2700 погонных километров, содержат в себе данные, позволяющие строить временные разрезы до границы Мохоровичича и эту работу необходимо проделать.

Благодарности

Работа выполнена при поддержке Минобрнауки России (в рамках государственного задания № 075-00576-21) и с использованием материалов сейсмического профилирования методом ОГТ-2D, полученных при полевых работах на р. Лена в 2018 г.

Авторы статьи признательны Каюрову К.Н. и Напрееву Д.В., благодаря сотрудничеству с которыми стало возможным выполнить исследования.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Селезнев В.С., Соловьев В.М., Сысоев А.П., Бабушкин С.М., Брыксин А.А. Детальные сейсмические исследования на акваториях и в транзитных (вода-суша) зонах // Пути повышения эффективности геолого-разведочных работ на нефть и газ в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия). Материалы всероссийской конференции, СНИИГГиМС, Новосибирск, 2006. – С. 212-215.

2. Рыбушкин А.Ю., Терешкин Д.О. Современные сейсмические станции серии «Байкал» // В книге: Современные методы обработки и интерпретации сейсмологических данных. Тезисы XV Международной сейсмологической школы. Обнинск, 2021. – С. 76.

3. Бадиков А.Н., Гуленко В.И. Источник упругих волн для сейсморазведки на предельном мелководье и в транзитных зонах // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2009. – Т. 29. – № 3. – С. 24-26.

4. Глубинное строение территории СССР. М.: Наука, 1991. – 224 с.

5. Лисейкин А.В., Селезнев В.С., Севостьянов Д.Б., Брыксин А.А. SSlicer // Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2022613238, 12.03.2022. Заявка № 2022613181 от 11.03.2022.

6. Seleznev, V., Liseikin, A., Bryksin, A., Babushkin, S., Sysoev, A., Mosyagin, E., Krechetov, D. Features of the technology of river seismic exploration // Marine Technologies 2019, Gelendzhik 2019. – P. 51-61.

7. Буряк С.В., Певзнер Р.Л., Полубояринов М.А., Гофман П.А., Токарев М.Ю. Система обработки сейсмических и георадиолокационных данных RadExPro Plus // Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2006612028, 14.06.2006. Заявка № 2006611856 от 07.06.2006.

8. Атлас «Опорные геолого-геофизические профили России». Глубинные сейсмические разрезы по профилям ГСЗ, отработанным в период с 1972 по 1995 год» [Электронное издание] // СПб.: ВСЕГЕИ, 2013. – 94 с. URL: http://www.vsegei.com/ru/info/seismic/ (дата обращения: 12.04.2022).

9. Кашубин С.Н., Петров О.В., Мильштейн Е.Д., Кудрявцев И.В., Андросов Е.А., Винокуров И.Ю., Тарасова О.А., Эринчек Ю.М. Глубинное строение земной коры и верхней мантии Северо-Восточной Евразии // Региональная геология и металлогения, 2018. – № 76. – С. 9-21.

© А. В. Лисейкин, В. С. Селезнев, 2022