Способ измерения координат микросейсмических источников



Способ измерения координат микросейсмических источников
Способ измерения координат микросейсмических источников

 


Владельцы патента RU 2451307:

Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" (RU)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле микросейсмических событий. Заявленный способ включает регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой. Производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне. Судят по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события и измеряют координаты его источника. При анализе цифровых записей многоканальных сейсмических сигналов вычисляют определенный функционал, включающий операцию пространственно-временной фильтрации для подавления когерентных помех. Устанавливают значение аргумента этого функционала, в котором этот функционал достигает максимума, по которому определяют измеренное значение координат микросейсмического источника. Технический результат: повышение вероятности обнаружения истинных микросейсмических событий и улучшение точности определения их координат. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Область техники

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, а именно при контроле процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов, в горнодобывающей промышленности для контроля микросейсмичности в окрестности шахт и рудников, в технологиях контроля за соблюдением Договора о всеобъемлющем запрещении ядерных испытаний для идентификации мест проведения сильных подземных взрывов.

Предшествующий уровень техники

Наиболее перспективная технология из числа применяемых в настоящее время для мониторинга микросейсмической активности в верхних слоях земной среды, в частности мониторинга гидроразрыва пластов (ГРП) при добыче нефти и газа [RU, 2319177], [RU, 2305298], [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336] предполагает использование поверхностных групп сейсмических приемников (ПГСП) для регистрации сейсмических волн, излучаемых микросейсмическими источниками. Записи сейсмических сигналов, принятых ПГСП, используются затем для оценивания размеров и геометрии образовавшейся области разрушения среды. ПГСП представляют собой совокупность приборов, регистрирующих колебания частиц земной среды и установленных на поверхности земли или на небольшом углублении под ее поверхностью на расстояниях от 30 до 200 м друг от друга в области, размеры которой определяются глубиной, на которой происходят микросейсмические события.

Известные методы микросейсмического мониторинга различаются, в основном, методами анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов для решения основных задач мониторинга. Такими задачами являются: локация (измерение координат) источников микроземлетрясений, образующихся при техногенном воздействии на земную среду, т.е. определение мест локальных разрывов среды, генерирующих сейсмические волны; определение геометрических характеристик этих разрывов, т.е. направлений образовавшихся трещин среды.

Решение указанных задач па практике затрудняется следующими факторами:

А. Сложностью строения земной среды под ПГСП, включающей область, где происходят микросейсмические события. Неучет имеющейся информации о строении среды приводит к ошибкам в физических моделях распространения сейсмических волн от микросейсмических источников к приемникам ПГСП, т.е. тех моделей, которые используются при решении указанных выше основных задач обработки сейсмических сигналов.

Б. Наличием в записях сейсмических сигналов от микроземлетрясений сильных когерентных (коррелированных по времени и пространству) помех, порождаемых, главным образом, техническими устройствами, которые работают в районе, где производится мониторинг микросейсмичности. В частности, это механизмы, используемые для разработки месторождений нефти или газа.

Известные способы [RU, 2305298], [RU, 2319177] анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов не в полной мере используют информацию о модели земной среды под сейсмической антенной и совсем не используют информацию о характеристиках помех. При практическом применении этих методов единственным средством компенсации мешающих мониторингу микросейсмичности факторов А, Б является увеличение числа сейсмоприемников в ПГСП или помещение последних в глубокие скважины. Оба эти подхода приводят к существенному повышению стоимости мониторинга

Наиболее близким к предлагаемому в настоящем изобретении является способ измерения координат микросейсмических источников, включающий регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, и обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой; при этом производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, в режиме, близком к режиму реального времени, в результате анализа цифровых записей вычисляют функционал, позволяющий судить об обнаружении микросейсмического события, затем устанавливают значение аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, и по этому значению определяют измеренное значение координат микросейсмического источника [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336].

В патенте [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336] описывается способ контроля процесса гидроразрыва пласта (ГРП), основанный на регистрации сейсмических волн, генерируемых при разрыве пласта в результате закачивания в него рабочей жидкости под давлением. Регистрация сейсмических волн осуществляется совокупностью сейсмометров, расположенных на поверхности земли и образующих поверхностную группу сейсмических приемников (ПГСП). Механический процесс разрыва пласта интерпретируется как последовательность микросейсмических событий, генерирующих сейсмические волны. Волны от каждого из событий регистрируются ПГСП и обрабатываются с целью отображения сейсмического волнового поля на поверхности в области установки ПГСП в совокупность источников внутри земной среды в области ГРП.

Обработке последовательно подвергаются записи сигналов ПГСП в пределах скользящего временного окна. Для каждого положения временного окна определяются координаты точки максимума функционала сейсмической эмиссионной томографии (СЭТ)

,

где r=(x,y,z) - координаты предполагаемой точки расположения источника в среде,

xk(t), t=1, …, N, k=1, …, m - дискретные отсчеты сигналов, зарегистрированных сейсмометрами ПГСП, находящиеся в пределах скользящего временного окна с длительностью Т;

N=Tfд - число дискретных отсчетов сигналов в пределах скользящего окна, где fд - частота дискретизации сигналов;

τk (r) - задержка сигнала источника при его распространении от источника в точке r до k-го приемника ПГСП,

m - число приемников в ПГСП.

Большое значение максимума функционала свидетельствует о наличии микросейсмического источника, а координаты , , точки максимума функционала принимаются за оценку координат этого источника.

При локации микросейсмических источников на основе анализа записей ПГСП с помощью функционала Ψ(r) не учитываются статистические характеристики случайных сейсмических помех, воздействующих на приемники ПГСП. Такой учет чрезвычайно важен, так как в районах регистрации микросейсмической активности, в частности в районах разработки залежей углеводородов, существуют интенсивные случайные сейсмические помехи, генерируемые техническими устройствами, работающими в этих районах. Эти помехи имеют сильную временную и пространственную корреляцию, из-за которой сигналы xk(t), зарегистрированные различными приемниками ПГСП и представляющие собой суммы сигналов от источника и сигналов помех в точках расположения приемников ПГСП, оказываются сильно коррелированными при любых отношениях сигнал-помеха. Поэтому простое их суммирование (как это предполагается во второй сумме в формуле функционала Ψ(r)) не уменьшает влияние помех на значение максимума функционала Ψ(r). Как известно из классических результатов математической статистики, «подавление» помех их простым суммированием имеет место только в том случае, когда сигналы помех в различных приемниках ПГСП являются взаимно некоррелированными.

Сильно коррелированные по времени и пространству помехи, как правило, искажающие сигналы от микросейсмических источников, обычно называются когерентными помехами.

Указанный недостаток приводит к тому, что при практической реализации описанного выше способа мониторинга ГРП из-за влияния когерентных техногенных сейсмических помех, воздействующих на приемники ПГСП, обнаруживается большое число «ложных» микросейсмических источников, а оцененные координаты реальных источников существенно отличаются от их истинных положений. В результате весьма неточно определяется область, в которой происходит разрушение среды при ГРП, и для уточнения этой области приходится применять интерактивную обработку «облака» обнаруженных сейсмических событий с помощью квалифицированного оператора. Этот недостаток существенно затрудняет мониторинг гидроразрыва пласта в близком к реальному масштабе времени.

Раскрытие изобретения

Решаемая изобретением задача - улучшение технико-эксплуатационных характеристик мониторинга микросейсмичности с помощью ПГСП.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - повышение вероятности обнаружения истинных микросейсмических событий и улучшение точности измерения координат их источников.

Для решения поставленной задачи и достижения указанного технического результата в известном способе измерения координат микросейсмических источников, включающем: регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками; обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени; анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий; суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события, вычисление определенного функционала; установление значения аргумента, в котором этот функционал достигает максимума; определение по этому значению измеренного значения координат микросейсмического источника, согласно изобретению при анализе цифровых записей сейсмических сигналов вычисляют новый функционал, использующий частотные характеристики путей распространения сейсмических сигналов от микросейсмического источника и включающий операцию пространственно-временной фильтрации когерентных помех:

где x(fj), j=1, …, N - m-мерные комплексные векторы значений дискретного конечного преобразования Фурье (ДКПФ) векторных отсчетов m-канальных записей сигналов ПГСП , t=1, …, N, на интервале анализируемого временного окна (верхний индекс T есть знак транспонирования вектора),

- частоты ДКПФ, fд - частота дискретизации сигналов ПГСП;

N=Tfд - число векторных отсчетов m-канальных записей сигналов ПГСП на интервале временного окна, Т - длительность временного окна,

m - число приемников ПГСП,

- комплексные векторные функции, компоненты которых вычисляются по формуле:

,

где Т(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2], - заданное семейство годографов сейсмических волн в земной среде под ПГСП,

R - апертура ПГСП,

Z1, Z2 - минимальная и максимальная глубины, в пределах которых ищутся сигналы от микросейсмических источников,

,

xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника, r=(x,y,z) - ожидаемые координаты источника,

i - мнимая единица;

верхний индекс * у символа h - знак Эрмитова сопряжения вектора, то есть, транспонирования и комплексного сопряжения;

B(fj) - комплексная матричная функция размерности m×m пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех, содержащихся в записях сигналов ПГСП, которая вычисляется по формуле:

,

где F(f) - матричная спектральная плотность мощности случайных когерентных помех, воздействующих на сейсмометры ПГСП (Бриллинджер Д. Временные ряды. Обработка данных и теория // М.: Мир, 1980, 536 с.);

Δf - интервал частот, в котором ожидаются сигналы от микросейсмического источника,

Q - область земной среды, в которой ищутся микросейсмические источники;

затем устанавливают значение аргумента r функционала Ф(r), в котором этот функционал достигает максимума, и по этому значению определяют измеренное значение координат микросейсмического источника:

Возможны дополнительные варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы:

- матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех вычислялась на основании заданных координат расположения технических устройств, генерирующих сильные сейсмические помехи, законов распространения волн помех в приповерхностном слое земной среды по формуле (Кушнир А.Ф., Мостовой С.В. Статистический анализ геофизических полей // Киев, Наукова Думка, 1990, 275 с.):

,

где ,

матрица Uq,j составлена из s векторов-столбцов ql(fj), l∈1, …, s, то есть

,

векторы ql(fj) представляют собой частотные характеристики путей распространения сейсмических волн-помех от локализованных источников помех к приемникам группы,

s<<m - число источников техногенных помех.

- матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех вычислялась на основании вспомогательных записей помех во всех сейсмометрах ПГСП путем статистического оценивания по этим записям обратной матричной спектральной плотности мощности помех .

Предлагаемый в настоящем изобретении способ измерения координат микросейсмических источников по записям их сигналов, зарегистрированных ПГСП при воздействии сильных когерентных помех, позволяет существенно уменьшить влияние факторов А и Б на эффективность микросейсмического мониторинга с помощью ПГСП. Это позволяет при практическом применении метода уменьшить число сейсмоприемников в ПГСП и/или устранить необходимость заглубления их в скважины. Использование изобретения приведет к значительному уменьшению стоимости мониторинга микросейсмичности с помощью ПГСП, особенно в случае сейсмического мониторинга ГРП при сильных техногенных помехах.

Сущность изобретения заключается в способах накопления и эффективного использования информации о регистрируемых ПГСП сигналах с учетом физических свойств земной среды в районе мониторинга микросейсмичности и статистических характеристик помех, маскирующих сейсмические сигналы.

Существенные особенности предлагаемого способа заключаются в следующем.

Предлагаемый способ учитывает то, что и воздействие помех на сейсмические сигналы, и влияние на них земной среды в сложно устроенной приповерхностной области, в которой проявляется микросейсмичность, существенно зависят от доминирующих частот сигналов и помех. Поэтому заявленный способ предполагает анализ зарегистрированных ПГСП сигналов в частотной области, после преобразования их с помощью дискретного конечного преобразования Фурье (ДКПФ), реализуемого процедурой быстрого преобразования Фурье (БПФ).

Заявленный способ основан на современных математических методах статистического анализа многомерных случайных наблюдений. А именно, он учитывает, что согласно теоретическим рекомендациям (Кушнир А.Ф., Мостовой С.В. Статистический анализ геофизических полей // Киев, Наукова Думка, 1990 275 с.) влияние сильных пространственно коррелированных (когерентных) помех на надежность обнаружения микросейсмических источников и точность определения их координат может быть существенно уменьшено в результате пространственно-временной фильтрации помех при анализе многомерных наблюдений. При этом наилучшая матричная частотная характеристика пространственно-временного фильтра определяется обратной спектральной плотностью мощности помех, искажающих сигналы сейсмического источника в процессе их регистрации сейсмометрами ПГСП.

Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшими вариантами его выполнения со ссылками на прилагаемые фигуры.

Краткий перечень чертежей

Фиг.1 изображает функциональную схему устройства для реализации заявленного способа;

Фиг.2 - то же, что фиг.1, другой вариант.

Лучшие варианты осуществления изобретения

Предлагаемые варианты функциональных схем устройств локации микросейсмических сигналов для осуществления заявленного способа основаны на общем способе анализа данных ПГСП и классифицируются в соответствии с объемом информации о статистических характеристиках случайных помех, действующих в районе установки ПГСП. Эта информация, как правило, задается в техническом задании (ТЗ) на применение устройства локации в конкретной задаче микросейсмического мониторинга.

Базовое устройство требует наибольшей информации о случайных помехах, воздействующих на сейсмометры ПГСП, то есть задание их матричной спектральной плотности мощности. Другие варианты базового устройства - это устройства, использующие различную априорную информацию о помехах, позволяющую достаточно точно определить их матричную спектральную плотность мощности, и поэтому требующие включения в устройства определенных дополнительных блоков.

Базовое устройство локации микросейсмических источников

Базовое устройство функционирует в соответствии со следующей формулой для определения координат микросейсмического источника:

, где

где x(fj), j=1, …, N - m-мерные комплексные векторы значений дискретного конечного преобразования Фурье (ДКПФ) векторных отсчетов m-канальных записей ПГСП , t=1, …, N, t=1, …, N, на интервале анализируемого временного окна (верхний индекс T - знак транспонирования вектора);

- частоты ДКПФ; fд - частота дискретизации сигналов ПГСП;

N=Tfд - число векторных отсчетов m-канальных записей ПГСП на интервале временного окна, T - длительность временного окна;

m - число сейсмометров ПГСП;

- комплексные векторные функции, компоненты которых вычисляются по формуле:

,

где Т(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] - заданное семейство годографов сейсмических волн в земной среде под ПГСП,

R - апертура ПГСП, Z1, Z2 - минимальная и максимальная глубины, в пределах которых ищутся микросейсмические источники,

, xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника,

r=(x,y,z) - ожидаемые координаты источника,

i - мнимая единица;

верхний индекс * - знак Эрмитова сопряжения векторов (т.е. транспонирования и комплексного сопряжения),

Δf - интервал частот, в котором ожидаются сигналы от микросейсмического источника;

Q - область земной среды, в которой ищутся микросейсмические источники.

B(fj) - комплексная матричная функция размерности m×m пространственного фильтра для подавления когерентных случайных помех, содержащихся в записях сигналов ПГСП, которая вычисляется по формуле:

где F(f) - матричная спектральная плотность мощности случайных когерентных помех, воздействующих сейсмометры ПГСП;

Базовое устройство, функционирующее согласно формулам (1), (2), (3), состоит из следующих блоков, выполненных на основе цифровой вычислительной техники (Фиг.1):

1) Блока 1 - блока приема аналоговых сейсмических сигналов xk(t), t∈[0,T]; k=1, …, m, с помощью m сейсмоприемников, образующих ПГСП.

2) Блока 2 - аналогово-цифрового преобразователя сейсмических сигналов ПГСП для преобразования сигналов xk(t), t∈[0,T]; k=1, …, m, в последовательности дискретных отсчетов xk,t, t=1, …, N, k=1, …, m, с заданной частотой дискретизации fд. Эти отсчеты образуют в совокупности последовательность векторных цифровых данных ПГСП xt=(xl,t,…,xm,t), t=1, …, N, используемых для обнаружения и локации микросейсмических источников.

3) Блока 3 - буфера накопления многоканальных цифровых данных ПГСП xt, t=1, …, N и передачи этих данных для обработки следующими блоками в режиме, близком к режиму реального времени.

4) Блока 4 - устройства предварительной обработки многоканальных цифровых данных ПГСП. Этот блок обеспечивает считывание из буфера многоканальных отсчетов xt, t=1, …, N на очередном интервале скользящего окна, предварительную обработку этих данных: частотную фильтрацию и исправление возможных технических искажений, устранение сильных импульсных техногенных помех.

5) Блока 5 - преобразователя цифровых многоканальных данных ПГСП xt, t=1, …, N в частотную область. В результате в этом блоке образуется векторная последовательность x(fj), , j=1, …, N «частотных отсчетов» данных ПГСП на интервале скользящего временного окна.

6) Блока 6 - вычислителя комплексных векторных частотных характеристик путей распространения сейсмических волн к сейсмометрам ПГСП. Вычисляются функции h(fj,r} по формуле (2) на основе заданного семейства годографов сейсмических волн в земной среде под ПГСП.

7) Блока 7 - вычислителя значений матричной частотной характеристики пространственно-временного фильтра для подавления когерентных помех. Матричная функция B(fj) вычисляется по формуле (3).

8) Блока 8 - вычислителя значений максимизируемого функционала Ф(r) от наблюдений в заданных точках по формуле (1)

9) Блока 9 - вычислителя точки максимума функционала Ф(r) по координатам источника в области Q возможных расположений источника на данном этапе ГРП. Вычисление осуществляется или одним из известных методов максимизации функций многих переменных (Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. Вычислительные методы для инженеров. М.: Высш. шк., 1994, 544 с.) или путем вычисления значений Ф(r) на сетке значений 3-мерного вектора r, построенной в области Q. После этого производится выбор той точки , где достигается его максимальная величина на множестве всех вычисленных значений Ф(r).

Устройство II локации микросейсмических источников

Устройство II является техническим расширением базового устройства. Оно применяется, когда информация о статистических характеристиках техногенных помехах в районе установки ПГСП может быть получена на основании координат технических устройств, излучающих интенсивные сейсмические волны, и характеристик земной среды, определяющих распространение этих волн. В этом случае матричная функция пространственно-временного фильтра, подавляющего техногенные помехи, рассчитывается по формулам:

где ,

матрица Uq,j составлена из s векторов-столбцов ql(fj), l∈1, …, s, то есть

,

векторы ql(fj) представляют собой частотные характеристики путей распространения сейсмических волн - помех от локализованных источников помех к приемникам группы,

s<<m - число источников техногенных помех.

Функциональная схема устройства II (Фиг.2) почти полностью совпадает с блок-схемой базового устройства (Фиг.1). Отличие этих блок-схем заключается в следующем. В блок-схеме устройства II введен дополнительный блок 10, в котором производится определение матричной спектральной плотности мощности (МСПМ) когерентных помех. То есть осуществляется вычисление согласно формуле (5) матричной функции G(fj) аппроксимирующей МСПМ когерентных техногенных помех. Вычисленная в блоке 10 функция G(fj) далее используется в блоке 7 для вычисления матричной частотной характеристики пространственно-временного фильтра подавления когерентных помех (Фиг.2).

Устройство III локации микросейсмичсских источников

Устройство III является техническим видоизменением устройства II. Оно применяется, когда информация о статистических характеристиках помех в районе установки ПГСП может быть получена на основании дополнительной регистрации этих помех на всех приемниках ПГСП непосредственно перед проведением ГРП. В этом случае матричная функция пространственно-временного фильтра для подавления когерентных помех вычисляется по формулам:

- статистическая оценка обратной матричной функции спектральной плотности мощности помех, полученная в результате обработки записи «чистых» помех с помощью алгоритмов многомерного статистического спектрального анализа.

Функциональная схема устройства III почти полностью совпадает с блок-схемой устройства II (Фиг.2). Отличие этих блок-схем заключается в том, что в блок-схеме устройства III аппроксимация матричной спектральной плотности мощности когерентных помех производится в блоке 10 по формулам (6) и (7). Вычисленная в блоке 10 матричная функция далее используется в блоке 7 для вычисления матричной частотной характеристики B(fj) пространственно-временного фильтра подавления когерентных помех.

Промышленная применимость

Наиболее успешно заявленный способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии сильных когерентных помех промышленно применим в нефтяной и газовой промышленности, в горнодобывающей промышленности, в технологиях контроля проведения ядерных испытаний.

1. Способ измерения координат микросейсмических источников, включающий: регистрацию с помощью поверхностной группы сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой, анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, вычисление при анализе цифровых записей определенного функционала, установление значения аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, и нахождение по этому значению измеренного значения координат микросейсмического источника, отличающийся тем, что в функционале используются частотные характеристики путей распространения сейсмических сигналов от источника к сейсмическим приемникам и применяется операция пространственно-временной фильтрации когерентных помех согласно формуле:

где x(fj), j=1, …, N - m-мерные комплексные векторы значений дискретного конечного преобразования Фурье векторных отсчетов m-канальных записей сигналов поверхностной группы сейсмических приемников;
t=1, …, N, на интервале анализируемого временного окна, верхний индекс T - знак транспонирования вектора;
- частоты дискретного конечного преобразования Фурье;
fд - частота дискретизации сигналов поверхностной группы сейсмических приемников;
N=Tfд - число векторных отсчетов m-канальных записей сигналов поверхностной группой сейсмических приемников на интервале временного окна;
Т - длительность временного окна;
m - число приемников поверхностной группы сейсмических приемников;
- комплексные векторные функции, компоненты которых вычисляются по формуле:
,
где T(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] - заданное семейство годографов сейсмических волн в земной среде под поверхностной группой сейсмических приемников;
R - апертура поверхностной группы сейсмических приемников;
Z1, Z2 - минимальная и максимальная глубины, в пределах которых ищутся микросейсмические источники;
,
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника;
x, y, z - ожидаемые координаты источника;
i - мнимая единица;
верхний индекс * у символа h - знак Эрмитова сопряжения вектора, то есть транспонирования вектора и комплексного сопряжения его элементов;
Δf - интервал частот, в котором анализируются сигналы от микросейсмического источника;
Q - область земной среды, в которой ищутся микросейсмические источники;
B(fj) - комплексная матричная функция размерности m×m пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех, содержащихся в записях сигналов поверхностной группы сейсмических приемников, которая вычисляется по формуле:

где F(f) - матричная спектральная плотность мощности случайных когерентных помех, воздействующих на приемники ПГСП,
затем устанавливают значение аргумента r функционала Ф (r), в котором этот функционал достигает максимума, по которому определяют измеренное значение координат микросейсмического источника:

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что комплексная матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех вычисляется на основании заданных координат расположения технических устройств, генерирующих сильные сейсмические помехи, и по дисперсионной кривой скорости распространения волн помех в приповерхностном слое земной среды по формуле:

где
матрица Uq,j составлена из s векторов-столбцов q1(fj), l∈1, …, s, то есть

векторы ql(fj) представляют собой частотные характеристики путей распространения сейсмических волн - помех от локализованных источников помех к приемникам группы,
s<<m - число источников техногенных помех.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех вычисляется на основании вспомогательных записей помех во всех приемниках поверхностной группы сейсмических приемников путем статистического оценивания по этим записям обратной матричной спектральной плотности мощности помех ,
матрицы получаются в результате обработки записей помех с помощью алгоритмов многомерного статистического спектрального анализа,
матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра затем вычисляется по формуле



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геологоразведки и может быть использовано при поиске, разведке и доразведке залежей углеводородов. .

Изобретение относится к области геофизических методов сейсморазведки и может быть использовано при поисках нефти и газа, других полезных ископаемых, а также при инженерных исследованиях грунтов под строительство сооружений.

Изобретение относится к области геофизических методов сейсморазведки и может быть использовано при поисках нефти и газа, других полезных ископаемых, а также при инженерных исследованиях грунтов под строительство сооружений.

Изобретение относится к сейсмической разведке и может быть использовано для построения изображений сейсмических глубинных разрезов. .

Изобретение относится к области обработки данных в сейсморазведке. .

Изобретение относится к области обработки геофизических данных для формирования изображения подповерхностных трещин с использованием плоскости, отражающей медленность (ST плоскость).

Изобретение относится к средствам обработки многокомпонентных сейсмических данных. .

Изобретение относится к области автоматики в геофизическом приборостроении и может быть использовано в различных геофизических приборах, например таких, как сейсмические станции.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле микросейсмических событий

Изобретение относится к области сейсмической разведки и может быть использовано при поиске нефтяных и газовых месторождений со сложно построенными трещинно-кавернозными коллекторами

Изобретение относится к сейсмической разведке и может быть использовано для построения изображений сложно построенных сред в виде динамического глубинного K(х, h) и/или тотального (совокупного) временного разреза Т(х, t)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при исследовании подземных пластов

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при зондировании подповерхностных структур

Изобретение относится к области исследования зданий и сооружений с расположенными внутри или в непосредственной близости механизмами или агрегатами, являющимися источниками сейсмических колебаний, и анализа для интерпретации полученных сейсмических данных

Изобретение относится к сейсмической разведке и может быть использовано для построения изображений сложно построенных сред в виде глубинного разреза A(x,h)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при интерпретации трехмерных данных сейсмической разведки

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для изучения анизотропии и трещиноватости пород методами скважинной сейсморазведки

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения сейсмических изображений геологической среды в геологоразведочных целях
Наверх