Система автоматизованої інтерпретації сейсмічних розрізів в геофізичних параметрах геологічного середовища

1. СИСТЕМА АВТОМАТИЗОВАНОЇ ІНТЕРПРЕТАЦІЇ СЕЙСМІЧНИХ РОЗРІЗІВ В ГЕОФІЗИЧНИХ ПАРАМЕТРАХ ГЕОЛОГІЧНОГО СЕРЕДОВИЩА НА ОСНОВІ ЕНЕРГЕТИЧНОГО ПІД

СИСТЕМА
АВТОМАТИЗОВАНОЇ ІНТЕРПРЕТАЦІЇ
СЕЙСМІЧНИХ РОЗРІЗІВ
В ГЕОФІЗИЧНИХ ПАРАМЕТРАХ
ГЕОЛОГІЧНОГО СЕРЕДОВИЩА
НА ОСНОВІ ЕНЕРГЕТИЧНОГО
ПІДХОДУ
Карпенко О. В.
Інститут Геофізики ім. С. І. Субботіна НАНУ
Науковий керівник д.ф.м.н. Стародуб Ю.П.

2. Проблематика

Ефективність пошукової
сейсміки на поклади вуглеводнів
не перевищує 35 %
Schlumberger
Landmark
Paradigm
Geophysical
SMT
Petrel
ProMAX/
SeisSpace
Fokus
KINGDOM
Передумови низької ефективності:
Визначення швидкісної моделі геологічного середовища з похибкою > 5%.
Розрахунок фізичних параметрів геологічного середовища достовірний тільки
навколо свердловинного простору.
Для розрахунку фізичних параметрів обов'язково необхідні дані ГДС і буріння.
Феноменологічний зв’язок параметрів-атрибутів з фізичними параметрами
геологічного середовища.
Алгоритми кореляції побудовані на основі математичного апарату інтегрального
усереднення.
Переваги сучасних систем:
Побудова тривимірних моделей геологічного середовища.
Структурна інтерпретація сейсмічних розрізів.
Побудова тривимірних моделей покладів.

3. СУЧАСНІ РІШЕННЯ

Petrel
(Schlumberger)
Швидкісний
аналіз
(Fokus)
Визначення:
1) Середньої швидкості
2) Інтервальної швидкості
Визначення:
Частотний аналіз
ХП
Хвильове
поле (ХП)
ГДС
1) Спектральної декомпозиції
2) Частоти загасання
3) Миттєвої частоти
4) Миттєвої фази
5) Ширини полоси частот
Визначення:
Фізичні параметри
ГС
1) Акустичного імпедансу
2) Пористості
4) Вмісту пісковику
Визначення:
1) Вариєнсу
2) Миттєвої амплітуди
3) Кута нахилу границь
4) AVO-атрибутів
5) Відбиваючої здібності
6) Миттєвого коефіцієнту якості
7) Огинаючої
Атрибути ХП
Середня швидкість
Petrel
4500
ВСП
Інтервальна швидкість
відносна похибка
Швидкість, м/с
4000
70
6000
60
5000
3500
50
3000
40
2500
2000
30
1500
20
1000
10
500
0
0
0
0.2
0.4
Час, с
0.6
0.8
1
Швидкість, м/с
5000
Petrel
ВСП
45
40
35
30
25
20
відносна похибка
4000
3000
2000
15
10
5
0
1000
0
0
0.2
0.4
Час, с
0.6
0.8
1

4.

Мета і завдання:
1) Розробити програмний комплекс обробки та інтерпретації даних 2D, 3D
сейсморозвідки, використовуючи енергетичний підхід аналізу хвильового поля
сейсмічних трас МСГТ на основі сучасних фізико-математичних моделей
стохастичної нестаціонарної динаміки фізичної точки непружного півпростору;
3) Розширити існуюче коло
осереднених та індикаторних геофізичних
параметрів геологічного середовища, що надають сучасні програмні системи
інтерпретації даних сейсморозвідки на мінімальному часовому вікні з півперіодом
сейсмічної хвилі, однозначними метрологічними геофізичними параметрами в
кожній точці запису хвилі;
4) Застосувати геометричний підхід до аналізу параметрів форми сейсмічної
хвилі для дослідження стратиграфічної та структурної будови геологічного
середовища;
5) Дослідити енергетичний та геометричний підходи до аналізу хвильового поля
на прикладі даних 2D, 3D сейсморозвідки Дробишівської, Кобзівської та
Байрацької площ.

5.

Наукова новизна:
1) Розроблена автоматизована система параметричної, структурної і стратиграфічної
інтерпретації хвильового поля сейсморозвідки, яка відрізняється від існуючих
середовищем програмування, що дозволяє гнучко використовувати більш складні алгоритми
обробки та інтерпретації даних 1D, 2D, 3D, 4D сейсморозвідки з кращім графічним
представленням.
2) Розроблена модель осцилятора із заданою енергією, яка відрізняється від відомих
енергетичним підходом, що дозволяє визначати інформацію про ефективні пружні фізикомеханічні параметри геологічного середовища за даними хвильового поля сейсмотраси від
Р-хвилі на земній поверхні. Розроблений пакет програм з визначення ефективних пружних
фізико-механічних параметрів геологічного середовища.
3) Розроблена модель кривизни траєкторії фізичної точки, яка відрізняється від відомих
дискретністю інформації про траєкторію фізичної точки, що дозволяє визначати фазові,
вертикальні та латеральні кривизни хвильового поля 1D,
2D, 3D сейсморозвідки.
Розроблений пакет програм з аналізу кривизн хвильового поля.
4) Розроблений метод декомпозиції хвильового поля сейсморозвідки, який відрізняється від
відомих енергетичним підходом аналізу хвильового поля 1D, 2D, 3D сейсморозвідки, що
дозволяє визначати весь комплекс амплітудно-частотно-фазових параметрів хвильового поля,
зв’язаного з комплексом геофізичних параметрів геологічного середовища. Розроблений пакет
програм з визначення комплексу амплітудно-частотно-фазових параметрів хвильового поля.

6.

ТЕОРЕТИЧНІ ОСНОВИ
ДИСЕРТАЦІЙНОЇ РОБОТИ
Метод
Метод
Метод
Енергетичного аналізу
хвильового поля
(МЕА-ХП)
Частотного аналізу
хвильового поля
(МЧА-ХП)
Атрибутного аналізу
хвильового поля
(МАА-ХП)
Визначення:
1) швидкісного годографу;
2) щільності середовища;
3) коефіцієнта Пуассона;
4) акустичного імпедансу;
5) пористості;
Визначення:
Визначення:
1) амплітудної частоти (МЕА-ХП);
2) фазової частоти;
3) середньої частоти (не згасаючих
коливань);
4) перехідної частоти;
5) миттєвої фазової частоти;
6) розущільнення;
1) Стратиграфічного атрибуту;
2) Структурного атрибуту;
3) неоднорідності фазової
швидкості середовища;

7.

Структурна схема
аналізу хвильового поля з використанням енергетичного підходу
Визначення
миттєвої
частоти датчика
Сейсмотраса СГТ
(норомована)
Коефіцієнт Пуассона
на поверхні Землі
Визначення
середньої
швидкості P-хвилі
Vp0 - швидкість на
поверхні Землі
Визначення
середньої
енергетичної
щільності
ρ0 - щільність Землі
на її поверхні
t – час реєстрації
сейсмічного сигналу
Визначення
глибини від
поверхні Землі
Вхідні дані
Визначення
коефіцієнту
Пуассона
2D Графіка,
часові і просторові
розрізи та зрізи
Визначення
інтервальної швидкості
P-хвилі однорідного та
неоднорідного
середовища
Визначення
щільності
2D Графіка,
часові і просторові
розрізи та зрізи
Визначення
порістосі
2D Графіка,
часові і просторові
розрізи та зрізи
Визначення
акустичного
імпедансу
2D Графіка,
часові і просторові
розрізи та зрізи
2D Графіка,
часові і просторові розрізи та зрізи
Визначення
стратграфічного
атрибуту
Визначення
фазової
частоти
Визначення
уявної частини
траси СГТ
Визначення
перехідної частоти
2D Графіка,
часові і просторові розрізи та зрізи
Визначення середньої
та миттєвої фазової
частоти
2D Графіка,
часові і просторові розрізи та зрізи
Визначення
розущільнення
2D Графіка,
часові і просторові розрізи та зрізи
Визначення
неоднорідність
фазової швидкості
2D Графіка,
часові і просторові розрізи та зрізи
Визначення
структурного
атрибуту
2D Графіка,
часові і просторові розрізи та зрізи
2D Графіка,
часові і просторові розрізи та зрізи
Обробка даних
Вихідні дані

8.

Основні рівняння МЕА-ХП
1. Розрахунок пластової швидкості однорідного середовища.
(Інформаційна модель геологічного середовища -автори В.М. Стасенко, В.М. Карпенко,М.І. Козаченко, 2008)
Vp пласт.одн.
, де
2 2
p0
0
0.5gV t S
Vp середня ( L)
Vp середня ( L)
e( L)
0
та
0.5gt S0 0.5gt S0
w0 Vp20 1 ln 1
енергетична щільність
1
w0
w0
0.5 0 gL2 S0
2
e( L) 0V p 0 1 ln 1
g - прискорення вільного падіння, м/с2;
2
0Vp L w0
2
3
t - час, с; S0 1 м ; w0 - одиничний об’єм, м ;
0- густина на поверхні землі, кг/м3; V p 0 - швидкість Р-хвилі на поверхні землі, м/с;
Vp ( L) - середня швидкість поздовжньої пружної хвилі на глибині L;
2
2

9.

2. Розрахунок пластової швидкості неоднорідного середовища.
(Ю.П. Стародуб, О. В. Карпенко. Дослідження пружного півпростору на основі математичної моделі простору станів.)
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧІ
Доказати справедливість рівняння для пластової швидкості
неоднорідного середовища у вигляді:
V p (t ) V p пласт.одн. Vдат.норм.
Vдат.норм-. нормовані коливання датчика, у.о.;
РОЗВ'ЯЗОК
ПАРАМЕТРИ МОДЕЛІ
МОДЕЛЬ
m1
x1
Кількість елементів: 500 шт.
F(t)
m1
m2
F1
x2
m2
m3
F2
x3
m3
F3
Fn-1
mn
xn
mn
Fn
m1 x1 b1 x1 F (t ) F1
m x b x F F
1
2
2 2 2 2
m3 x3 b3 x3 F2 F3
mn 1 xn 1 bn 1 xn 1 Fn 2 Fn 1
mn xn bn xn Fn 1 Fn
Густина на поверхні землі: 1700 кг/м^3
Об'єм, що коливається: a=1,b=1,h=10
РЕЗУЛЬТАТ
Вхідний сигнал F(t)

10.

3. Розрахунок густини геологічного середовища.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧІ
Повна енергія руху
фізичного осцилятора
T U
1
T mx 2
2
1
U x2
2
Кінетична енергія
Потенційна енергія
dT
mxx , де
Її зміна
dt
dU
xx , де
Її зміна
dt
d 2T
2U
2 xx 2 xx 0.
, тоді
dt
x
x
d
0
dt
Розглянемо випадок, коли
d dT dU
dt
dt
dt
Його зміна
2T
x2
2U
2
x
m
РОЗВ'ЯЗОК
Розв'язок при початкових умовах:
x0 , V0
1/ a t
x a t xo a t f t 1
де
a t
1
2
x t
,
2
f t
Маса осцилятора
Жорсткість осцилятора
Vo
t to
xo
f (t ) ln B t
2
1
2
x (t )
ln B t f (t )
де
B t
mx x
2
2
2
2
m
де
x(t )
x0
2 f (t ) ln B t
x 2 (t ) ln B t f (t )
B t
x(t )
x0
ПРИКЛАДНЕ ЗАСТОСУВАННЯ
ВХІДНА ІНФОРМАЦІЯ
Нормовані коливання
датчика, у.о.
B(t )
Повна енергія осцилятора
e(t ) w0
2
V p2 середня
Vp2 пласт. одн.
Vp2
Амплітудна частота
A
ln B t
f (t )
2 B 2 (t )
A 2 ln B t ln B t 1
V p (t )
0.5 gt 2 S Vp2 пласт. одн.
f (t ) ln B t
2
0
0Vp 0 1 ln 1
ln B t f (t )
w
Vp2 t
0

11.

4. Розрахунок коефіцієнту Пуассона геологічного середовища.
(Інформаційна модель геологічного середовища -автори В.М. Стасенко, В.М. Карпенко,М.І. Козаченко, 2008)
1,2
4
0.5 A -1- 1
A
2
де
3 3 3 Vp пласт.одн.
A
10 4
Vp 2
0,6
0,6
К-кву
К-кву
К -табл.
К -табл.
0,5
К-им-сс
Коэффициент Пуассона
Коэффициент Пуассона
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
К-им-сс
0,4
0,3
0,2
0,1
0
0
0
20
40
60
80
100
120
140
Порядковый номер элемента, №
0
20
40
60
80
100
120
Порядковый номер элемента, №
(Карпенко В.Н., Стародуб Ю.П., Стасенко В.Н., Билоус А.И. Энергоинформационный подход к вопросу оценки горизонтальной
составляющей волнового поля по данным 1-D сейсмического эксперимента )
5. Визначення акустичного імпедансу
AI Vp t ,
де
Vp t - пластова швидкість P-хвилі.
6. Визначення пористості
0
100% ,
0
де
- густина геологічного середовища;
0
- густина геологічного середовища на поверхні Землі;
140

12.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Коефіцієнт Пуассона ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

13.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Густина ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

14.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Акустичний імпеданс ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

15.

Пористість (на зрізі 876 мс)
Пористість (на інтервалі 3500-3000м)
Рetrel

16. МЕТОД ЧАСТОТНОГО АНАЛІЗУ ХВИЛЬОВОГО ПОЛЯ (МЧА-ХП)

Назва
Визначення
Позначення
Фазова частота
на півперіоді
ωπ
по трьох
точках
Перехідна частота
по двох точках
Амплітудна
частота
ωср
Середня частота
(не згасаючих
коливань)
Миттєва фазова
частота
Рівняння
ср 2
ω
ωθ
в точці
TПП
- час півхвилі
, TПП
x 2x a b
y(s)
, де
A
x y (ti 1 )
b y (ti 2 )
- функція коливань у просторі
y t
ln
t0 t y0
a y (ti )
, де
x ti 2 ti
ωA
в точці
y
S
1
arcsin y t
t
Визначення миттєвої фазової частоти
Розглянемо енергетичний стан пружного осцилятора:
m x xx kx 2 0
2
де m, μ, k– фізичні параметри осцилятора.
Рішення при початкових умовах x(t0)=x0
x t x0e
t0 t
2 4 mk
2
x
x
m k 0
x
x
x
Вирішимо відносно - x
2m
x
1
2 4mk
x 2m
x
x
1
ln
x t0 t x0

17.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Фазова частота ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

18.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Середня частота ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

19.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Миттєва фазова частота ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

20. МЕТОД АТРИБУТНОГО АНАЛІЗУ (МАА-ХП)

1. Стратиграфічний атрибут
(Доніас, 1998; Робертс, 2001;Марфурт, 2007) – застосування об'ємної кривизни для стратиграфічних побудов.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧІ
Провести автоматичну кореляцію відбиваючих горизонтів, шляхом розрахунку радіусу
кривизни між трьома значеннями латеральних трас хвильового поля
20000
Амплітуда
15000
10000
5000
0
-5000165
170
r
175
180
185
190
195
200
-10000
-15000
-20000
№ Cейсмотраси
РОЗВ'ЯЗОК
1
Кривизна є:
K ,
r
де r – радіус кривизни
yi - a 2 (ni - b) 2 r 2
2
2
2
yi 1 - a (ni 1 - b) r
2
2
2
yi 2 - a (ni 2 - b) r
де
yi – зареєстрований сейсмічний сигнал;
ni – номер сейсмотраси;
a, b – координати центру кривизни.
1
1
K=
=±
2
r
y
-a
+(n i -b) 2
i
2
2
2
2
2
2
2
2
ni+2 -yi+1
ni +yi+2
ni +n i+2
ni +n i+1ni2 -n i2 ni+2 -n i+2 yi2 +n i+1 yi2 -n i+1
ni +n i+1
ni+2 -n i+1ni+2
-n i+1yi+2
)
1 (yi+1
a=2
(-yi ni+1 +yi ni+2 +n i yi+1 -n i yi+2 +yi+2 ni+1 -n i+2 yi+1 )
2
2
2
2
2
2
2
2
-yi ni+1
+yi yi+2
+yi ni+2
+n i2 yi+1 -n i2 yi+2 -yi+2
yi+1 +yi+2 yi+1
+yi+2 ni+1
-n i+2
y i+1 )
1 (yi2 yi+1 -yi2 yi+2 -yi yi+1
b=2
(-yi ni+1 +yi ni+2 +n i yi+1 -n i yi+2 +yi+2 ni+1 -n i+2 yi+1 )

21.

ЛАТЕРАЛЬНА КРИВИЗНА
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

22.

2. Структурний атрибут
КРИВИЗНА ФАЗОВОГО РУХУ ФІЗИЧНОЇ ТОЧКИ
800
600
400
Im
Im
200
-800
0
-600
-400
-200
r
0r
r
200
400
600
800
-200
-400
-600
-800
Re
Re
1
1
K
2
r
yi - a ( xi - b)2
1 ( yi2 1 xi 2 - yi2 1 xi yi2 2 xi xi2 2 xi xi 1 xi2 - xi2 xi 2 - xi 2 yi2 xi 1 yi2 - xi2 1xi xi2 1xi 2 - xi 1xi2 2 - xi 1 yi2 2 )
a 2
(- yi xi 1 yi xi 2 xi yi 1 - xi yi 2 yi 2 xi 1 - xi 2 yi 1 )
1 ( yi2 yi 1 - yi2 yi 2 - yi yi2 1 - yi xi2 1 yi yi2 2 yi xi2 2 xi2 yi 1 - xi2 yi 2 - yi2 2 yi 1 yi 2 yi2 1 yi 2 xi2 1 - xi2 2 yi 1 )
b 2
(- yi xi 1 yi xi 2 xi yi 1 - xi yi 2 yi 2 xi 1 - xi 2 yi 1 )
де
yi – дійсна частина зареєстрованого сейсмічного сигналу;
xi – уявна частина зареєстрованого сейсмічного сигналу.

23.

КРИВИЗНА ФАЗОВОГО РУХУ ФІЗИЧНОЇ ТОЧКИ
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

24.

2. Оцінка неоднорідності фазової швидкості
Оцінюється виходячи з відхилення зареєстрованого ХП від теоретичного ХП:
Коефіцієнт неоднорідності
фазової швидкості визначається, як:
t y t S t
де
S t Аmax cos 2 t 0 -
А0
Аmax
0 arccos
теоретичне хвильове поле
2 t
А0 - амплітуда на початку півперіоді;
Аmax - максимальна амплітуда на півперіоді;

25.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Неоднорідність фазової швидкості ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

26.

Інтерпретація сейсмогеологічного розрізу сейсмічного профілю ІL 180 у параметрі:
,,Розущільнення ”
Св. №35
Заданий часовий розріз
Св. №35
Часовий розріз у параметрі

27. Положення що захищаються

Розроблена автоматизована система параметричної, структурної і стратиграфічної
інтерпретації хвильового поля сейсморозвідки, яка відрізняється від існуючих
середовищем програмування, що дозволяє гнучко використовувати більш складні алгоритми
обробки та інтерпретації даних 1D, 2D, 3D, 4D сейсморозвідки з кращім графічним
представленням
Розроблена модель осцилятора із заданою енергією, яка відрізняється від відомих
енергетичним підходом, що дозволяє визначати інформацію про ефективні пружні фізикомеханічні параметри геологічного середовища за даними хвильового поля сейсмотраси від
Р-хвилі на земній поверхні. Розроблений пакет програм з визначення ефективних пружних
фізико-механічних параметрів геологічного середовища.
Розроблена модель кривизни траєкторії фізичної точки, яка відрізняється від відомих
дискретністю інформації про траєкторію фізичної точки, що дозволяє визначати фазові,
вертикальні та латеральні кривизни хвильового поля 1D,
2D, 3D сейсморозвідки.
Розроблений пакет програм з аналізу кривизн хвильового поля.
Розроблений метод декомпозиції хвильового поля сейсморозвідки, який відрізняється від
відомих енергетичним підходом аналізу хвильового поля 1D, 2D, 3D сейсморозвідки, що
дозволяє визначати весь комплекс амплітудно-частотно-фазових параметрів хвильового
поля, зв’язаного з комплексом геофізичних параметрів геологічного середовища.
Розроблений пакет програм з визначення комплексу амплітудно-частотно-фазових
параметрів хвильового поля.

28. Висновки

На основі моделі і програмного пакету аналізу руху фізичного осцилятора із заданою
енергію визначаються інші геофізичні параметри геологічного середовища, зокрема,
пористість шарів гірського масиву за даними хвильового поля 1D, 2D, 3D,
На основі моделі і програмного пакету визначення кривизн траєкторії фізичної точки
виконується структурна та стратиграфічна інтерпретація сейсмічних розрізів та зрізів
2D, 3D сейсморозвідки.
На основі
методу амплітудно-частотно-фазової декомпозиції хвильового поля
виконується параметрична інтерпретація сейсмічних розрізів та зрізів 1D, 2D, 3D
сейсморозвідки.
На основі автоматизованої системи інтерпретації даних сейсморозвідки, основаної на
використанні енергетичного підходу, можна будувати проекти з оптимальної розвідки
та розробки вуглеводневих покладів.

29. СПИСОК ОПУБЛІКОВАНИХ ПРАЦЬ ЗА ТЕМОЮ ДИСЕРТАЦІЇ

1. В.М. Карпенко, Ю.П. Стародуб., О.В Карпенко. Аналіз динамічних параметрів руху
фізичного осцилятора з заданою енергією на основі енергоінформаційного підходу.//
Геодинаміка – №1(6) , 2007. – С. 77-79
2. О. В. Карпенко, Карпенко В.М. Аналіз та інтерпретація сейсмічних розрізів за допомогою
системи комп'ютерної математики Matlab для сейсморозвідки.// Геодинаміка. вип.1(7). –
Київ, 2008. – С.
3. Ю.П. Стародуб, О. В. Карпенко. Дослідження пружного півпростору на основі математичної
моделі простору станів. // Науковий вісник Державного університету безпеки
життєдіяльності, вип. 3, – Львів, 2010 р. – С. 23-30
4. Ю.П. Стародуб, О. В. Карпенко. Рішення оберненої задачі сейсморозвідки використовуючи
енергетичний підхід аналізу хвильових полів. //Геодинаміка. -2010. – С. 85-95.
5. Стасенко В. М., Карпенко В. М., Жовтоножка О.П, О. В. Карпенко. Станція геологотехнологічного контролю процесу буріння свердловин та дослідження сейсмо-геологічних
розрізів.// Нафтова і газова промисловість. №4, 2009.– С.
6. Карпенко В.М., Стасенко В.М., О. В. Карпенко. Дослідження динамічних параметрів
елементів талевої системи підіймального агрегату бурової установки 6 класу з лебідкою ЛБ650Е.// Проблеми нафтогазової промисловості. Зб. наук. праць. вип..3. – Київ, 2006. – С. 174189
7. Карпенко В.М., Стародуб Ю.П., Карпенко О.В., .Баснєв Є.О. Дослідження
енергоінформаційного методу визначення геофізичних параметрів геологічного середовища
за даними сейсморозвідки.// Геодинаміка – №2(11), 2011. С. 107-109
8. Стародуб Ю.П., Карпенко О.В.. Моделювання пластових тисків на основі сейсмічних даних
при вивченні нафтогазоносності .//XІІІ міжнар. наук.-технічн. симп. “Геоінформаціиний
моніторинг навколишнього середовища: GPS i GIS – технології”: Збірн. матер., Алушта, 9-14
верес. 2008 р. / Редкол.: А.Л. Островський, Третяк К.Р., Глотов В.М., Смірнова О.М.; Мін.
екології і природних ресурсів України. – Алушта, 2008.

30.

Дякую за увагу!