Первые исследования методом НСЗ проводились в 2003 г. на территории Республики Татарстан на Ромашкинском месторождении, где была поставлена серия опытно-промышленных работ для проверки физических основ метода. С 2003 по 2011 г. продолжились работы на данном месторождении, а также на примыкающих к нему месторождениях в пределах  Южно-татарского свода и западного борта Мелекесской впадины (Ново-Елховское, Сарапалинское, Уратьминское, Северо-Зюзеевское, Глазовское, Заречное и др.)
За пределами Республики Татарстан работы велись в Республиках Удмуртия, Калмыкия, Коми, Самарской и Оренбургской областей, Ямало-Ненецкого и Ханты-Мансийского автономных округов Тюменской области, а также Болгарии.

В основном технология применялась на уже открытых месторождениях с целью уточнения контура нефтеносности для заложения скважины глубокого бурения. Есть случаи выявления крупных залежей нефти в отложениях среднего и нижнего карбона в пределах восточного борта Меллекесской впадины.

Основы метода НСЗ разрабатывались с 2002 по 2005 годы на базе компании ЗАО «Градиент» совместно с Казанским Государственным Университетом. По настоящее время идет совершенствование аппаратурной базы, технологии обработки и интерпретации.

Главной задачей метода НСЗ является определение наиболее вероятного местоположения нефтяных объектов на основе изучения микросейсмического фона в точке наблюдения.

Подробнее в разделе Низкочастотное сейсмическое зондирование

В основе метода лежит явление резонанса низкочастотных (длинноволоновых) продольных сейсмических волн между дневной поверхностью и нефтегазовой залежью, являющейся контрастной границей для них.

Эффективность метода составляет 86,3%.

В арсенале компании имеются комплекты:

• Сейсмические приемники Lennartz;
• Автономные регистраторы сейсмических сигналов (АРСС);
• Электрохимические приемники сейсмических сигналов;
• Комплект СМ-3КВ.

1. Ограничения метода обусловлены тремя факторами:
   дифракционными эффектами, определяющими размытие аномальной зоны на краях нефтяного объекта, зависящей от глубины;
2. характеристиками залежи (эффективная мощность, пористость, нефтенасыщенность), определяющими контрастность отражения низкочастотных волн;
3. характером естественных и техногенных источников сейсмических волн, определяющим возможность достаточно уверенно выделять полезный сигнал на фоне помех.

Так как заказчики в большинстве случаев предоставляют информацию только о скважинах, которые были рекомендованы по результатам работ НСЗ и не предоставляют информацию по последующему эксплуатационному бурению, то такая статистика не проводилась. Расхождения могут быть вызваны недостаточной плотностью сети наблюдения и ограничениями метода, перечисленными выше.

В целом мы считаем, что аномальное низкочастотное отражение связано с произведением коэффициентов пористости и нефтенасыщенности на коэффициент эффективной нефтенасыщенной мощности пласта. Зависимость эта прямая, но нелинейная с быстрым выходом на уровень, при котором увеличение перечисленных факторов не будет вносить существенного изменения в спектре.

Для условий Республики Татарстан такие дебиты считаются рентабельными.
При этом в пределах Ямало-Ненецкого АО дебиты в выделенных нами перспективных зонах дебиты составляли от 100 т/сутки и выше.

Аномальное низкочастотное отражение на спектре проявляется сложным образом в виде изменения его формы и увеличения выраженности спектральных пиков на определенных частотах. Построить зависимость выраженности спектральных пиков от произведения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности на коэффициент эффективной нефтенасыщенной мощности пласта можно, но для этого необходимо набрать надежную статистику по результатам бурения в одинаковых геологических условиях.