Способ обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор



Способ обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор
Способ обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор
Способ обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор
Способ обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор
Способ обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор

 


Владельцы патента RU 2511710:

СТАТОЙЛ АСА (NO)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске месторождений углеводородов. Обнаружение или мониторинг структур размером с углеводородный пласт-коллектор осуществляется посредством томографии внешнего шума. Данные граничной волны записываются для граничных волн, возбуждаемых внешним сейсмическим шумом. Данные записываются одновременно на парах положений, причем расстояние между положениями каждой пары меньше или равно длине волны на частотах, представляющих интерес. Записанные данные обрабатываются посредством томографии для получения томограмм групповой скорости и/или фазовой скорости, которые инвертируются для получения значений сейсмических параметров, например скорости сейсмической волны. Затем сейсмические параметры можно использовать для формирования геологической модели геологической области, представляющей интерес. Технический результат - повышение точности данных зондирования. 6 н. и 23 з. п. ф-лы, 12 ил.

 

Настоящее изобретение относится к способу обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор посредством томографии внешнего шума. Настоящее изобретение также относится к программе для программирования компьютера для осуществления такого способа, к компьютерно-считываемому носителю, содержащему такую программу, к передаче такой программы посредством среды передачи и к компьютеру, запрограммированному такой программой.

Известный метод томографии поверхностных волн внешнего шума раскрыт в статье Shapiro, N.M., Campillo, M., Stehly, L., Ritzwoller, M.H. (2005), High-resolution surface-wave tomography from ambient seismic noise, Science, 307, 1615-1618. Такой метод используется для получения изображений земной коры. Однако расстояния между “станциями”, на которых располагаются сейсмические преобразователи сравнительно велико, например более 50 км. Аналогично, обработка пар записей данных такова, что пути, длины которых меньше примерно двух длин волны на частотах, представляющих интерес, отбрасываются. Поэтому такой метод имеет сравнительно низкое пространственное разрешение и не позволяет разрешать или обнаруживать структуры размером с углеводородный коллектор.

Другой метод томографии поверхностных волн раскрыт в статье Brenguier, F., Shapiro, N.M., Campillo, M., Nercessian, A., Ferrazzini, V. (2007), 3-D surface wave tomography of the Piton de la Fournaise volcano using seismic noise correlations, Geophysical Research Letters, 35, L02305. Этот метод используется для получения структуры вулкана. Однако метод, опять же, использует межстанционные расстояния, которые сравнительно велики и, в частности, больше длины волны на частотах, представляющих интерес. Опять же, такой метод не позволяет разрешать структуры размером с углеводородный коллектор, поскольку не обеспечивает достаточного пространственного разрешения в обработанных данных.

Известно также использование томографии с помощью объемных волн, в отличие от граничных (или “поверхностных”) волн, возникающих при землетрясениях. Пример этого метода раскрыт в статье Mallick B. & Drummont J. (1999), The use of earthquake energy for structure tomography in the northern Ucayali Basin., INGEPET-2-BM.

Согласно первому аспекту изобретения предусмотрен способ обнаружения или мониторинга структуры размером с углеводородный пласт-коллектор посредством томографии внешнего шума, содержащий этапы, на которых:

получают данные граничной волны внешнего шума на совокупности пар положений, причем данные граничной волны в положениях каждой пары получаются одновременно, и расстояние между положениями каждой из, по меньшей мере, некоторых пар меньше или, по существу, равно длине волны частоты, представляющей интерес;

обрабатывают данные граничной волны на парах положений посредством томографии для получения томограмм групповой скорости и/или фазовой скорости; и

инвертируют томограммы для получения значений сейсмических параметров.

Данные граничной волны внешнего шума могут возбуждаться, например, естественными источниками, например ветром и волнами, бьющими о берег, или антропогенными источниками, например шумом автотранспорта или промышленных предприятий.

Способ может содержать дополнительный этап, на котором формируют геологическую модель на основе значений сейсмических параметров.

Значениями сейсмических параметров могут быть значения скорости сейсмической волны.

Данные граничной волны могут содержать данные волны Рэлея, и/или Лява, и/или Шолте.

Данные граничной волны в положениях каждой пары можно получать одновременно для интервала времени менее десяти суток. Интервал времени может быть больше или, по существу, равен 30 мин. Увеличение интервала времени, в принципе, приводит к повышению качества данных, но большие интервалы могут быть не нужны или нежелательны.

Расстояние между положениями каждой из, по меньшей мере, некоторых пар может быть меньше или, по существу, равно длине волны всех частот, представляющих интерес.

Данные граничной волны могут находиться в диапазоне частот, больших или, по существу, равных 0,01 Гц и меньших или, по существу, равных 2 Гц. Например, частотный диапазон можно выбирать согласно глубине целевой зоны; природа поверхностных волн такова, что они проникают тем глубже, чем больше длина волны. При наличии приближенной модели скоростей волны сдвига можно вычислить глубину проникновения для разных частот и определить частотный диапазон, представляющий интерес, для данной целевой глубины. Также может быть важно регистрировать частоты, превышающие частотный диапазон, представляющий интерес, например, для решения проблем замещения при инверсии модели скоростей волны сдвига.

Данные граничной волны можно нормировать по амплитуде.

Этап обработки может содержать взаимную корреляцию данных граничной волны для каждой пары положений. Этап обработки может содержать вывод функций Грина из взаимных корреляций.

Этап обработки может содержать преобразование данных граничной волны из многообразия расстояние/время в многообразие медленность/частота, или скорость/частота, или волновое число/частота.

Этап обработки может содержать получение среднего значения дисперсии групповой и/или фазовой скорости данных граничной волны, определение остаточной дисперсии групповой и/или фазовой скорости по отношению к среднему значению и осуществление томографии по остаточной дисперсии групповой и/или фазовой скорости. Этап обработки может содержать обеспечение центров чувствительности, связывающих остаточную дисперсию групповой и/или фазовой скорости со значениями сейсмических параметров на совокупности разных частот.

Этап обработки может содержать обеспечение 3-D центров чувствительности, непосредственно связывающих остаточные времена распространения из функции Грина с сейсмическими значениями на совокупности разных частот.

По меньшей мере, некоторые положения могут располагаться вокруг и над позицией соляного диапира.

По меньшей мере, некоторые положения могут располагаться вокруг скважины в разные моменты времени для мониторинга изменений свойств коллектора в ходе эксплуатации.

Способ может содержать этап, на котором выбирают частоту, представляющую интерес, для обеспечения сейсмических параметров на глубине, представляющей интерес.

Способ может содержать этапы обработки и инверсии для совокупности частот, представляющих интерес, для обеспечения сейсмических параметров на совокупности глубин, представляющих интерес, для обеспечения трехмерной сейсмической информации.

Согласно второму аспекту изобретения предусмотрена программа для программирования компьютера для осуществления способа согласно первому аспекту изобретения.

Согласно третьему аспекту изобретения предусмотрен компьютерно-считываемый носитель, содержащий программу согласно второму аспекту изобретения.

Согласно четвертому аспекту изобретения предусмотрен компьютер, запрограммированный программой согласно второму аспекту изобретения.

Согласно пятому аспекту изобретения предусмотрено устройство, способное осуществлять способ согласно первому аспекту изобретения.

Таким образом, можно обеспечить метод со значительно улучшенным пространственным разрешением, например поперечным пространственным разрешением, допускающий обнаружение или мониторинг геологических структур размером с углеводородный коллектор. Типичные углеводородсодержащие структуры имеют размеры в несколько километров, и настоящий метод позволяет разрешать такие структуры.

Настоящий метод является “пассивным” в том смысле, что он не требуется для обеспечения активного сейсмического источника. Таким образом, можно использовать методы сбора данных, которые гораздо дешевле методов активной сейсмической разведки. Кроме того, можно исследовать геологическую структуру в областях, где применение активных сейсмических методов невозможно, например, по причине помех со стороны фонтанирующих скважин в морских условиях. Можно также проводить исследования, например, в джунглях и горах, где применение активных методов неудобно или непрактично.

Настоящее изобретение будет описано ниже, в порядке примера, со ссылкой на прилагаемые чертежи, в которых:

фиг.1 - логическая блок-схема способа согласно варианту осуществления изобретения;

фиг.2a - схема размещения пары одновременных преобразовательных станций;

фиг.2b и 2c - записанные данные или трассы, полученные станциями, показанными на фиг.2a;

фиг.2d - кросскорреляционная функция трасс, показанных на фиг.2b и 2c;

фиг.2e - средняя дисперсия рэлеевской волны, полученная путем частотно-временного анализа функции, показанной на фиг.2d;

фиг.3a - совокупность кросскорреляционных функций, отсортированных по межстанционному расстоянию;

фиг.3b - частотный спектр фазы/медленности, выведенный из функций, показанных на фиг.3a;

фиг.4a - иллюстративная геометрия пар синхронизированных станций записи внешнего шума;

фиг.4b - карты скоростей рэлеевской волны для разных частот;

фиг.4c - трехмерная модель сейсмических параметров, полученных из карт, показанных на фиг.4b; и

фиг.5 - графики зависимости дисперсии рэлеевской волны от частоты и зависимости амплитуды от глубины на разных частотах.

Способ, подробно описанный ниже, можно использовать для обнаружения геологических структур, сопоставимых по масштабу или размеру со структурами, способными вести себя как углеводородные коллекторы. Однако этот метод также можно использовать для мониторинга известной структуры углеводородного коллектора, например при истощении существующей скважины, путем нагнетания воды. Метод можно использовать в суровых условиях, например в арктических или антарктических регионах, или в областях, покрытых джунглями, или в гористой местности. Этот метод также можно использовать в местах, геология которых создает проблемы для других методов, например, над или по соседству с соляными куполами или диапирами под слоями базальта.

Этот метод можно использовать с существующими данными, которые уже собраны, при условии, что межстанционные расстояния, по меньшей мере, некоторых пар станций, обеспечивающих одновременные записи данных, меньше или, по существу, равны одной длине волны частоты, представляющей интерес, и, обычно, всех частот, представляющих интерес. Таким образом, записанные данные внешнего шума для поверхностных волн могут быть доступны для обработки в соответствии с настоящим методом. Альтернативно или дополнительно, такие данные граничной волны можно собирать для обработки посредством настоящего метода.

Данные можно собирать путем регистрации внешних вибраций геологических слоев, например, на суше с помощью сейсмических мониторов и/или геофонов или на морском дне с помощью сейсмических мониторов, геофонов и/или гидрофонов. Записи можно делать одновременно во всех положениях, покрывающих область, представляющую интерес, или можно делать одновременные записи с помощью, по меньшей мере, двух станций, причем станции время от времени перемещаются для охвата области, представляющей интерес, с относительно небольшим количеством преобразователей. Однако, как описано ниже, только пары записей, полученные, по меньшей мере, частично одновременно, можно обрабатывать совместно. Одновременные записи или фрагменты записей обычно требуются для интервала времени, по меньшей мере, один час, но записи порядка нескольких часов или суток обычно достаточны для настоящего метода. Однако качество данных обычно повышается с увеличением интервала времени записи. Для коротких интервалов времени одновременной записи (меньше около 4 ч), может потребоваться улучшение сигнала путем подавления переходных эффектов (например, обусловленных землетрясениями) посредством статистического выбора данных, например, с использованием метода, раскрытого Гроосом (Groos) и Риттером (Ritter) (2008; опубликован в Geophysical Journal International) и в дипломной работе Йорна Грооса (Joern Groos) (2007).

Станции записи, на которых одновременно размещены преобразователи для обеспечения одновременных данных, располагаются так, что межстанционное расстояние меньше или, по существу, равно длине волны частоты, и, обычно, всех частот, представляющих интерес. Частотный диапазон, представляющий интерес, обычно составляет от 0,01 Гц до 2 Гц. В случае, когда большая область покрыта матрицей, например правильной матрицей, преобразовательных станций, многие, но не все пары, выбранные из станций, будут иметь межстанционное расстояние, удовлетворяющее этому требованию. Данные, записанные на таких парах станций, обрабатываются описанным ниже способом. Хотя не обязательно обрабатывать данные, записанные на парах станций с более значительными межстанционными промежутками, такие данные также можно обрабатывать согласно настоящему методу. Например, положения преобразовательных станций и выбор пар станций, выбранных для обработки, совместно могут, например, включать в себя межстанционные расстояния от доли длины волны до порядка двух длин волны для частотного диапазона, представляющего интерес. В случае сравнительно большого частотного диапазона, представляющего интерес, диапазон можно разделить на совокупность поддиапазонов или дискретных частот, выбирая положения данных для обработки в каждом диапазоне или на каждой частоте таким образом, чтобы межстанционные расстояния попадали в такой диапазон, но всегда включали в себя промежутки, меньшие или, по существу, равные длине волны.

Преобразователи могут быть способны воспринимать только вертикальные составляющие граничных волн, или для обработки можно использовать только вертикальные составляющие, если этот метод желательно применять к рэлеевским волнам. В случае регистрации или выбора также горизонтальных составляющих, можно исследовать радиальную составляющую рэлеевских волн, а также можно осуществлять анализ волны Лява.

Данные граничной волны, записанные на каждой станции, можно предварительно подвергать индивидуальной обработке для повышения качества записанных данных, например для повышения отношения сигнал/шум, для улучшения результатов последующих этапов обработки. Например, можно применять полосовую фильтрацию для ослабления или подавления данных за пределами частотного диапазона, представляющего интерес. Можно применять спектральное отбеливание в частотном диапазоне, представляющем интерес. Спектральное отбеливание это процесс взвешивания комплексного спектра записи внешнего шума путем инверсии сглаженной версии амплитудного спектра. Этот процесс позволяет расширить полосу сигнала внешнего шума во взаимных корреляциях и играет важную роль, поскольку внешний шум обычно имеет очень узкий спектр.

Можно применять нормирование по амплитуде, и несколько методов можно использовать по отдельности или совместно. Такие методы включают в себя автоматическую регулировку усиления, среднеквадратическое (RMS) усечение и однобитовое нормирование, например, путем преобразования каждой выборки в значение 1 для положительного значения выборки и в значение -1 для отрицательного значения выборки. Такая предварительная обработка на единичной станции проиллюстрирована на этапе 2, показанном на фиг.1.

Затем обработка записанных данных продолжается на этапе 3 для получения функции Грина. Согласно фиг.2a выбирается каждая пара преобразовательных станций S1 и S2 (где данные были записаны одновременно, и разнесение между ними описано выше), и производится обработка записанных данных граничной волны из станций S1 и S2. Станции S1 и S2 имеют положения, разнесенные обычно, например в поперечном направлении, на несколько километров, и в примере, показанном на фиг.2a, станции разнесены на 5 километров. Примеры одновременно записанных или синхронизированных данных показаны на фиг.2b и 2c из станций S1 и S2 соответственно. Затем записанные данные подвергаются взаимной корреляции, обозначенной как (10), для обеспечения функции или данных взаимной корреляции, показанной(ых) на фиг.2d. Кросскорреляционную функцию можно вычислять для всех одновременно записанных данных. Альтернативно, записанные данные можно разделить на “временные фрагменты”, которые затем взаимно коррелируются и накапливаются или суммируются для обеспечения кросскорреляционной функции. Затем из кросскорреляционной функции выводится функция Грина либо взятием производной по времени со знаком минус только части кросскорреляционной функции в положительные моменты времени, либо взятием производной по времени со знаком минус стека частей кросскорреляционной функции в отрицательные и положительные моменты времени. Применительно к вертикальным составляющим записанных данных граничной волны в функции Грина преобладают рэлеевские волны.

Для обработки горизонтальных составляющих записанных данных граничной волны двухмерные составляющие поворачиваются для обеспечения радиальной составляющей в направлении линии, соединяющей станции S1 и S2, и поперечной составляющей, перпендикулярной этому направлению. Затем выводится функция Грина для поперечной и радиальной составляющих, как описано выше для вертикальной составляющей. Функция Грина радиальной составляющей обеспечивает информацию рэлеевской волны, в которой обычно преобладают моды более высокого порядка по сравнению с вертикальной составляющей. Поперечная функция Грина обеспечивает информацию волны Лява.

Как указано на фиг.2d, частотно-временной анализ осуществляется для каждой функции Грина для обеспечения спектра, показанного на фиг.2e. Затем можно вывести среднюю дисперсию рэлеевской волны для распространения между этими станциями S1 и S2 путем выбора локальных максимумов, показанных на кривой 12.

Затем на этапе 4 осуществляется вывод опорной дисперсии путем получения опорных фазовых скоростей как функции частоты. Для получения опорных фазовых скоростей волн Релея и Лява функции Грина для каждой составляющей (вертикальной, поперечной, радиальной) сортируются согласно межстанционному расстоянию. Например, на фиг.3a показаны отсортированные данные для вертикальной составляющей. Все доступные функции Грина преобразуются из многообразия расстояние/время в многообразие фаза/медленность в данный момент времени путем наклонного суммирования, сопровождаемого 1-D преобразованием Фурье каждой трассы с получением частотного спектра фазы/медленности. Это преобразование описано в статье McMechan G.A. & Yedlin, M. (1981), Analysis of Dispersive Waves by Wavefield Transformation, Geophysics, 46, 869-874. Можно также сначала применять 1-D преобразование Фурье, а затем вычислять разрез наклонного суммирования в частотном измерении (Park, Choon B.; Miller, Richard D.; Xia, jianghai (1999), Geophysics, vol. 64, issue 3, p. 800), или применять 2-D преобразование Фурье для представления волнового поля в многообразии частота/волновое число (Muyzert, E., 2000, Scholte wave velocity inversion for a near surface Svelocity model and P-S-statics: 71st Annual International Meeting, Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, 1197-1200.). Полученный накопленный разрез показан в виде частотного спектра фазы/медленности на фиг.3b. Полученные частотные спектры медленности для разных составляющих обеспечивают меру доминирующей медленности (или скоростей) как функции частоты для всех граничных или поверхностных волн, возбуждаемых внешним шумом.

Затем на этапе 5 производится вывод группового или фазового времени распространения или скоростей и функций Грина для каждой пары одновременно записанных данных граничной волны. Аналитический сигнал каждой функции Грина вычисляется с использованием преобразования Гильберта. Затем аналитический сигнал фильтруется набором узкополосных гауссовых фильтров. Абсолютная величина фильтрованного аналитического сигнала для разных частот фильтрации дает частотный спектр групповой скорости. Такого рода метод раскрыт, например, в статье Bensen, G.D., Ritzwoller, M.H., Barmn, M.P., Levshin, A.L., Lin, F., Moschetti, M.P., Shapiro, N.M., Yang, Y. (2007), Processing seismic ambient noise data to obtain reliable broad-band surface wave dispersion measurements, Geophys. J. Int 169, 1239-1260.

Затем дисперсионные кривые определяются путем выбора локальных максимумов. Частотный диапазон, в котором преобладают другие моды, выводится из частотных спектров опорной фазовой скорости, определенных на этапе 4.

Из групповых скоростей для всех трасс вычисляется средняя дисперсия групповой скорости. Только остатки этой средней величины используются для ввода в последующую томографию.

Для вывода фазовой скорости каждая функция Грина корректируется с учетом опорной дисперсии, определенной на этапе 4, путем применения частотно-зависимого фазового сдвига к “трассам”. Затем скорректированные трассы подавляются, в результате чего все амплитуды, за исключением близких к нулевому времени распространения, задаются равными нулю. Затем края временного окна сужаются. Ширина окна пропускания зависит от величины поперечной неоднородности, которая указывает, насколько сильно дисперсия каждой трассы отличается от опорной дисперсии. Фазы результирующих трасс определяются путем преобразования Фурье. Если величина поперечного отклонения не слишком велика, все фазы должны быть меньше 2π, и выведенные фазы можно непосредственно использовать для ввода в последующую томографию без развертывания. Этот способ подробно описан в статье Kugler, S., Bohlen, T., Forbriger, T.Bussat, S., Klien G., Scholte-wave tomography for shallow-water marine sediments (2007), Geophysical Journal International, Volume 168 Issue 2, стр. 551-570 для данных активной граничной волны.

Затем на этапе 6a осуществляется линейная или линеаризованная томография. Остатки групповой и фазовой скорости, измеренные на этапе 5, используются для линейной томографии. Предполагается, что на фазу волн в функции Грина влияет только среда непосредственно вдоль пути, соединяющего станции, например S1 и S2. В этом случае томография является легко решаемой линейной задачей (Kugler, S., Bohlen, T., Forbriger, T. Bussat, S., Klein, G., Scholte-wave tomography for shallow-water marine sediments (2007), Geophysical Journal International, Volume 168 Issue 2, Pages 551-570).

Демпфирование применяется в ходе томографической инверсии. Сглаживание можно применять в ходе или после инверсии. Результат можно вычислять однократно, без итерации.

Однако для повышения поперечного разрешения и уменьшения систематических ошибок сильную линеаризацию можно преодолеть, применяя трассирование лучей с использованием только малых отклонений от модели и осуществляя итерационную томографию.

Предположение, лежащее в основе подхода прямого пути и подхода трассирования лучей, осуществляемого на этапе 6a, состоит в существование волны с бесконечной частотой. Для учета эффектов конечной частоты можно вычислять двухмерные центры чувствительности, которые связывают отклонения скорости с результирующими фазовыми остатками для нужных частот, с использованием теории рассеяния, например, в соответствии с борновским приближением (например, Yoshizawa, K.; Kennett, B. L. N. (2005), Sensitivity kernels for finite-frequency surface waves, Geophysical Journal International, Volume 162, Issue 3, pp. 910-926).

Это можно осуществлять на этапе 6b, показанном на фиг.1, и затем центры можно использовать в итерационной томографии.

На фиг.1 показан дополнительный этап 6c, на котором вычисляются трехмерные центры чувствительности, соединяющие отклонения сейсмических параметров в трехмерной модели с результирующими фазовыми остатками для разных частот. Этот процесс включает в себя этап 7, показанный на фиг.1, осуществлять который не нужно, если осуществляется только этап 6c, а не этапы 6a и 6b. Таким образом, трехмерная модель сейсмических параметров обеспечивается непосредственно этапом 6c, обозначенным 8 на фиг.1.

При осуществлении этапа 6a и/или этапа 6b формируются карты остатков фазовой скорости и/или групповой скорости для каждой частоты. Совместно с дисперсиями опорных групповой и фазовой скоростей, полученными на этапе 4, эти карты задают дисперсионную кривую для каждого положения в исследуемой области. Каждую из этих дисперсионных кривых можно инвертировать для обеспечения одномерной модели сейсмических параметров, применяя надлежащий алгоритм прямого моделирования для определения синтетической дисперсии групповой скорости и дисперсии фазовой скорости для одномерных моделей. Совокупность полученных моделей образует трехмерную модель сейсмических параметров. Дисперсионные кривые волн Лява и рэлеевских волн можно инвертировать совместно.

На фиг.4a показана совокупность станций, обеспечивающих синхронизированные или одновременные записи внешнего шума на каждой станции, изображенной в виде перевернутого треугольника. Пары записей, которые обрабатываются совместно, обеспечиваются парами станций, соединенных одной прямой линией. Результаты томографии, осуществленной на этапах 6a-7, представлены на картах скоростей рэлеевских волн для каждой частоты, показанных на фиг.4b. Инверсия, обозначенная 15, дает трехмерную модель сейсмических параметров, показанную на фиг.4c, и обеспечивает, например, модель скоростей поверхностной волны в исследуемой геологической области.

Частота, представляющая интерес, зависит от глубины области, представляющей интерес, что схематически показано на фиг.5. В верхней части фиг.5 показана дисперсия основной рэлеевской моды, связывающая частоты возбуждения с медленностью распространения. В нижней части фиг.5 показана зависимость амплитуды от глубины проникновения этой рэлеевской волны для трех иллюстративных частот. Важное свойство поверхностных волн состоит в том, что чем ниже частота, тем больше глубина проникновения. В примере, показанном на фиг.5, низкая частота f1 достигает области, представляющей интерес, тогда как другие, более высокие частоты, достигают менее глубоко залегающих геологических слоев. Таким образом, частота f1 является частотой, представляющей интерес для этой иллюстративной области, представляющей интерес. Длину волны, представляющую интерес, можно вычислять согласно уравнению, приведенному в правой стороне фиг.5. Для достижения оптимального поперечного разрешения для глубины, представляющей интерес, межстанционные расстояния для томографии распределены между ј длины волны, представляющей интерес, и удвоенной длиной волны, представляющей интерес. Желательно также измерять частоты, превышающие частоту, представляющую интерес, ввиду того, что рэлеевская волна на низких частотах (f1 на фиг.5) интегрирует свойства геологических пород по большому диапазону глубин. Если на последнем этапе инверсию в геологическую модель осуществляют преобразованием частоты в глубину, очень желательно иметь эту информацию о более высоких частотах. Соответствующие данные можно записывать с геометрией для частоты, представляющей интерес, даже если межстанционное расстояние больше длины волны, поскольку, в этом диапазоне глубин, не обязательно иметь оптимальное поперечное разрешение.

Таким образом, можно обеспечить метод, применимый к ближней зоне, причем межстанционные расстояния меньше или примерно равны длине волны. Это позволяет значительно повысить поперечное разрешение в обработанных данных, например, по сравнению с вышеописанными известными методами, которые работают в дальней зоне и не дают достаточного разрешения для обнаружения или мониторинга структуры или особенностей размером с углеводородный коллектор. Системный подход предусматривает, сначала, получение дисперсии групповой и/или фазовой скорости волны Лява и/или Рэлея из записей внешнего шума и, затем, инверсию этой информации совместно для обеспечения геологической модели. Благодаря обеспечению опорной модели дисперсий и вычислению остаточных дисперсий, этот метод позволяет решить проблему скачков на 2π в полученных фазах и позволяет производить надлежащее демпфирование в ходе томографических инверсий.

1. Способ обнаружения или мониторинга углеводородного пласта-коллектора посредством томографии внешнего шума, содержащий этапы, на которых
получают данные граничной волны внешнего шума на совокупности пар положений в диапазоне частот, больших или, по существу, равных 0,01 Гц и меньших или, по существу, равных 2 Гц, причем данные граничной волны в положениях каждой пары получаются одновременно, и расстояние между положениями каждой из, по меньшей мере, некоторых пар меньше или, по существу, равно длине волны частоты, представляющей интерес, в частотном диапазоне,
обрабатывают данные граничной волны на парах положений посредством томографии для получения томограмм групповой скорости и/или фазовой скорости, и
инвертируют томограммы для получения значений сейсмических параметров.

2. Способ по п.1, содержащий дополнительный этап, на котором формируют геологическую модель на основе значений сейсмических параметров.

3. Способ по п.1, в котором значениями сейсмических параметров являются значения скорости сейсмической волны.

4. Способ по п.1, в котором данные граничной волны содержат данные волны Рэлея, и/или Лява, и/или Шолте.

5. Способ по п.1, в котором данные граничной волны в положениях каждой пары получаются одновременно для интервала времени менее десяти суток.

6. Способ по п.5, в котором интервал времени больше или, по существу, равен 30 мин.

7. Способ по п.1, в котором расстояние между положениями каждой из, по меньшей мере, некоторых пар меньше или, по существу, равно длине волны всех частот, представляющих интерес.

8. Способ по п. 1, в котором данные граничной волны нормированы по амплитуде.

9. Способ по п.1, в котором на этапе обработки взаимно коррелируют данные граничной волны для каждой пары положений.

10. Способ по п.9, в котором на этапе обработки выводят функции Грина из взаимных корреляций.

11. Способ по п.1, в котором на этапе обработки преобразуют данные граничной волны из многообразия расстояние/время в многообразие медленность/частота, или скорость/частота, или волновое число/частота.

12. Способ по п.1, в котором на этапе обработки получают среднее значение дисперсии групповой и/или фазовой скорости данных граничной волны, определяют остаточную дисперсию групповой и/или фазовой скорости по отношению к среднему значению и осуществляют томографию по остаточной дисперсии групповой и/или фазовой скорости.

13. Способ по п.12, в котором на этапе обработки обеспечивают центры чувствительности, связывающие остаточную дисперсию групповой и/или фазовой скорости со значениями сейсмических параметров на совокупности разных частот.

14. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, некоторые положения располагаются вокруг и над позицией соляного диапира.

15. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, некоторые положения располагаются вокруг скважины в разные моменты времени для мониторинга изменений свойств коллектора в ходе эксплуатации.

16. Способ по п.1, содержащий этап, на котором выбирают частоту, представляющую интерес, для обеспечения сейсмических параметров на глубине, представляющей интерес.

17. Способ по п.1, содержащий этапы обработки и инверсии для совокупности частот, представляющих интерес, для обеспечения сейсмических параметров на совокупности глубин, представляющих интерес, для обеспечения трехмерной сейсмической информации.

18. Способ разведки залежей углеводородов, содержащий этап, на котором записывают данные граничной волны внешнего шума на совокупности пар станций записи в диапазоне частот, больших или, по существу, равных 0,01 Гц и меньших или, по существу, равных 2 Гц, причем данные граничной волны на станциях каждой пары записываются одновременно, и расстояние между станциями каждой из, по меньшей мере, некоторых пар меньше или, по существу, равно длине волны частоты, представляющей интерес, в частотном диапазоне.

19. Способ по п.18, в котором данные граничной волны содержат данные волны Рэлея, и/или Лява, и/или Шолте.

20. Способ по п.18, в котором данные граничной волны на станциях каждой пары записываются одновременно для интервала времени менее десяти суток.

21. Способ по п.20, в котором интервал времени больше или, по существу, равен 30 мин.

22. Способ по п.18, в котором расстояние между станциями каждой из, по меньшей мере, некоторых пар меньше или, по существу, равно длине волны всех частот, представляющих интерес.

23. Способ по п.18, в котором данные граничной волны нормированы по амплитуде.

24. Способ по п.18, в котором, по меньшей мере, некоторые станции располагаются вокруг и над позицией соляного диапира.

25. Способ по п.18, в котором, по меньшей мере, некоторые станции располагаются вокруг скважины в разные моменты времени для мониторинга изменений свойств коллектора в ходе эксплуатации.

26. Компьютерно-считываемый носитель, содержащий программу для осуществления способа по п.1.

27. Компьютер, запрограммированный программой по п.26.

28. Устройство, способное осуществлять способ по п.1.

29. Устройство, способное осуществлять способ по п.18.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к совместным интерполяции и подавлению волн-спутников в сейсмических данных. Заявленный способ проведения совместной интерполяции и подавления волн-спутников в сейсмических данных включает представление фактических измерений сейсмического волнового поля в виде комбинации составляющей сейсмического волнового поля, связанной с одним направлением распространения, и оператора волн-спутников; принятие первых данных, указывающих фактические измерения сейсмического волнового поля; совместное определение интерполированных и с подавленными волнами-спутниками составляющих сейсмического волнового поля, основанных, по меньшей мере, частично на фактических измерениях и представлении, посредством обработки первых данных в устройстве обработки данных для получения вторых данных, указывающих интерполирование и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля.

Настоящее изобретение относится к области геофизической разведки. В частности, это изобретение относится к построению сейсмического изображения с помощью отраженных волн на основании инверсии и миграции для оценивания физических свойств среды, например импеданса, и/или для образования геофизических моделей подземной области/областей.

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано в горной промышленности для контроля изменения состояния массива горных пород на более ранней стадии образования несплошностей, ведущих к динамическим проявлениям и разрушениям.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле процесса гидроразрыва пластов залежей углеводородов. По первому и второму вариантам способа измеряют поверхностной группой сейсмических приемников (ПГСП) сейсмические сигналы (СС), излучаемые микросейсмическими источниками (МИ).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при оценке продуктивности скважины и эффективности ее эксплуатации. .

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для изучения геологического строения среды с целью обнаружения месторождений нефти, газа и других полезных ископаемых.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке углеводородных месторождений. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей различной природы при обработке данных для определения детальных (тонкослоистых) фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве.

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

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к средствам мониторинга технического состояния различных сооружений, и может быть использовано для текущей оценки и прогноза безопасной эксплуатации зданий и/или сооружений при возможных неблагоприятных воздействиях на объект. Оценку предела прочности материала объекта выполняют косвенным путем через оценку модуля упругости, используя приближенные эмпирические зависимости между этими величинами для анализируемых материалов. При этом упругие свойства материала определяют с помощью их подбора в расчетной конечно-элементной математической модели до достижения соответствия расчетных динамических характеристик, как интегральных, так и в контрольных точках объекта при схожих внешних воздействиях к аналогичным экспериментальным характеристикам, которые определяют из спектрального анализа сейсмических сигналов, регистрируемых на обследуемом объекте в этих точках. Технический результат заключается в повышении точности и расширении области применения. 5 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для оценки трещинной пористости горных пород. В предлагаемом способе формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия. После чего определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы с использованием зависимости скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы от их общей пористости, определенных в условиях, моделирующих пластовые условия. Далее рассчитывают величину трещинной пористости для каждого из образцов исследуемой породы. После чего определяют поровую пористость, как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью. Технический результат - повышение точности определения трещинной пористости пород. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Согласно заявленному способу проводится попарное непрерывное сопоставление множества трасс сейсмического разреза или куба. Для каждой пары сейсмических трасс разреза или каждой пары трасс всех ин-лайнов и всех кросс-лайнов вычисляется двумерная функция взаимного различия фрагментов сейсмических записей трасс. Значения этой функции вычисляются для всех возможных сочетаний времени (глубины) данной пары трасс, которые могут принадлежать одному сейсмостратиграфическому уровню. Вычисляют функции оптимального соответствия времени/глубины от i-той к i+k-той сейсмической трассе t i + k = φ + k ( t i ) и t i = φ − k ( t i + k ) , а затем вычисляют функции перехода для временной или глубинной области всех соседних сейсмических трасс. Данные функции перехода позволяют создать единую непрерывную двумерную для разреза и трехмерную для куба сейсмостратиграфическую модель. Технический результат - повышение точности и достоверности данных картирования горизонтов и восстановления параметров геологической среды. 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе сейсморазведочных работ. В заявленном способе сейсморазведки упругие колебания возбуждаются многократно под различными зенитными углами относительно точек приема в воздухе, в воде или на плавающем на поверхности воды твердом теле. Упругие колебания регистрируются датчиками, расположенными на поверхности земли, дне водного бассейна или внутри упругого полупространства и запоминаются в цифровом виде. Далее формируются сейсмограммы для фиктивных источников, расположенных в каждой точке приема, путем суммирования записей в каждом сейсмоприемнике с опережающими задержками, равными временам пробега от фактических источников колебаний до выбранных фиктивных источников, контролируемыми по времени регистрации первого вступления в точке размещения фиктивного источника. Технический результат - повышение точности разведочных данных за счет улучшения соотношения сигнал/шум. 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе обработки данных сейсморазведки. Способ включает в себя прием сейсмических данных, регистрируемых при исследовании района, при этом район является связанным с пунктами, обработку сейсмических данных для оценивания по меньшей мере одного частотно-зависимого свойства поверхностных волн в пределах района, определение частотно-зависимой геометрии обработки данных для каждого пункта на основании по меньшей мере отчасти оцененного частотно-зависимого свойства (свойств) поверхностных волн. В заявленном способе также осуществляется обработка сейсмических данных, основанная по меньшей мере отчасти на определяемых геометриях обработки данных, для получения пространственно непрерывного представления свойства поверхностных волн по всему району. Технический результат - повышение точности разведочных данных. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных мероприятий. Модуль сейсмического модуля включает в себя чувствительные элементы, расположенные во множестве осей, чтобы детектировать сейсмические сигналы во множестве соответствующих направлений, и процессор, чтобы принимать данные из этих чувствительных элементов и определять наклоны осей относительно конкретной ориентации. Эти определенные наклоны используются, чтобы определить шум, который проник в сейсмический сигнал при конкретной ориентации из-за сейсмических сигналов, распространяющихся в других ориентациях. Собранные сейсмические данные, с учетом найденного наклона, поворачивают для передачи сигнала вдоль целевой ориентации без передачи какого-либо другого сейсмического сигнала в другой ориентации. Технический результат - повышение точности сейсморазведочных данных. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения упругих свойств горных пород по сейсмическим данным. Заявлен способ определения упругих свойств горных пород на основе пластовой адаптивной инверсии сейсмических данных, характеризующийся применением пластовых моделей среды, в которых минимальные временные мощности τmin пластов соответствуют реальной разрешающей способности сейсморазведки и геологии осадконакопления и вычисляются согласно формуле: τmin(мс)= 1 4 ∗ 1000 Δ f , где Δf - рабочая полоса частот. В качестве исходной модели используют откорректированную геоакустическую модель импедансов соответствующей скважины, либо трассу импедансов полученного ранее сейсмоакустического разреза по секущему профилю. При построении рабочей модели преобразуют сейсмический временной разрез в детальную пластовую модель акустических импедансов (сейсмоакустический разрезом), по которой свидетельствуют о диапазонах изменения акустических параметров слоев. Технический результат - повышение точности оценки упругих свойств горных пород. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп. При этом каждая такая репрезентативная группа соответствует некоторым измеренным параметрам состояния буровой скважины (например, диапазон измеренных значений отклонения и/или диапазон измеренных азимутальных углов). Формы акустических сигналов, сохраненные, по меньшей мере, в одной из групп, накладываются одна на другую для получения усредненной формы сигнала. Впоследствии такая усредненная форма сигнала может подвергаться обработке, например, с использованием алгоритма определения меры когерентности для получения, по меньшей мере, одного значения замедления акустической волны. Технический результат - повышение точности каротажных данных. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения сейсмических разрезов изображений геологической среды. Способ включает последовательные действия, при которых получают и подготавливают данные методов общей глубинной точки, сейсмического каротажа, вертикального сейсмического профилирования, акустического каротажа, плотностного гамма-гамма каротажа и проверяют качество этих данных, а также получают эталонные значения интервальных скоростей. Получают исходный годограф и рассчитывают синтетическую сейсмограмму. Затем проводят контроль качества и вводят постоянную временную поправку для посадки на верхний опорный горизонт литолого-стратиграфического комплекса. Затем вновь рассчитывают синтетическую сейсмограмму и вновь проводят контроль качества. Вслед за этим рассчитывают и вводят поправку для посадки на нижний опорный горизонт литолого-стратиграфического комплекса. После этого вновь рассчитывают синтетическую сейсмограмму и осуществляют контроль качества. Переносят точки полученного годографа на ближайшие акустически слабые границы. Повторно рассчитывают синтетическую сейсмограмму с последующим контролем качества и получают априорный годограф. Технический результат - повышение достоверности и точности соответствия горизонтов временного разреза и геологических отметок скважины. 10 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных сейсморазведки. Заявлен способ преобразования сейсмических данных для получения модели объемного модуля упругости или плотности геологической среды. Градиент целевой функции вычисляют (103), используя сейсмические данные (101) и модель (102) вмещающей геологической среды. Коэффициент освещения источником и коэффициент освещения приемника вычисляют (104) в модели вмещающей среды. Объем сейсмического разрешения вычисляют (105), используя скорости из модели вмещающей среды. Градиент преобразуют (106) в разностные параметры модели геологической среды, используя коэффициент освещения источником, коэффициент освещения приемника, объем сейсмического разрешения и модель вмещающей геологической среды. Указанные величины являются масштабными коэффициентами, используемыми для компенсации сейсмических данных после миграции путем обратной миграции во временной области, которые затем можно связать с моделью объемного модуля упругости геологической среды. В случае итерационной инверсии разностные параметры (106) модели геологической среды используют (107) в качестве предобусловленных градиентов. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 20 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх