Способ сейсморазведки с возбуждением упругих колебаний в воздушной или водной среде и формированием фиктивных сейсмограмм с фиктивным источником, совмещенным с сейсмоприемниками на границе акустической и упругой сред или вблизи этой границы



Способ сейсморазведки с возбуждением упругих колебаний в воздушной или водной среде и формированием фиктивных сейсмограмм с фиктивным источником, совмещенным с сейсмоприемниками на границе акустической и упругой сред или вблизи этой границы
Способ сейсморазведки с возбуждением упругих колебаний в воздушной или водной среде и формированием фиктивных сейсмограмм с фиктивным источником, совмещенным с сейсмоприемниками на границе акустической и упругой сред или вблизи этой границы
Способ сейсморазведки с возбуждением упругих колебаний в воздушной или водной среде и формированием фиктивных сейсмограмм с фиктивным источником, совмещенным с сейсмоприемниками на границе акустической и упругой сред или вблизи этой границы
Способ сейсморазведки с возбуждением упругих колебаний в воздушной или водной среде и формированием фиктивных сейсмограмм с фиктивным источником, совмещенным с сейсмоприемниками на границе акустической и упругой сред или вблизи этой границы
Способ сейсморазведки с возбуждением упругих колебаний в воздушной или водной среде и формированием фиктивных сейсмограмм с фиктивным источником, совмещенным с сейсмоприемниками на границе акустической и упругой сред или вблизи этой границы
Способ сейсморазведки с возбуждением упругих колебаний в воздушной или водной среде и формированием фиктивных сейсмограмм с фиктивным источником, совмещенным с сейсмоприемниками на границе акустической и упругой сред или вблизи этой границы

 


Владельцы патента RU 2517010:

Табаков Александр Александрович (RU)

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.

 

Область техники.

Настоящее изобретение является способом сейсморазведки. Более конкретно, настоящее изобретение относится к способам формирования и последующей обработки сейсмограмм, полученных в результате активации источников сейсмической энергии, произведенной определенным образом во времени и пространстве.

Уровень техники.

Известен способ морской скважинной сейсморазведки, описанный в российских патентах RU №2358291 С2 от 30.04.2004 и RU №2460094 С2 от 15.10.2007, характеризующийся тем, что предложен способ управления системой сейсмических источников, а именно воздушных пушек, разнесенных по вертикали в толще воды, при котором источники последовательно возбуждаются, совмещая первые максимумы давления от каждого сейсмического источника таким образом, что амплитуда суммарной волны максимизируется путем наложения продольных волн от всех воздушных пушек, что способствует лучшему анализу сейсмических данных благодаря более точному определению сигнатур источника.

К недостаткам способа относятся следующие факторы:

- не используются возможности одновременного накапливания сигналов, возбуждаемых на различных направлениях от выбранного пункта возбуждения для улучшения соотношения сигнал/шум, так как задержки источников для синфазного накапливания в различных направлениях различны;

- область применения ограничена морскими условиями и не распространяется на возбуждение сигналов в воздухе;

- при накапливании сигналов путем управления временем срабатывания источников невозможно задать опережение срабатывания как физически неосуществимое;

Раскрытие изобретения.

Сущность изобретения заключается в том, что перед обработкой сейсмических данных, полученных при возбуждении источников или групп источников, формируются сейсмограммы для фиктивных источников, расположенных в каждой точке приема либо в некоторых точках приема путем суммирования записей в каждом сейсмоприемнике с опережающими задержками, равными времени пробега от фактических источников колебаний до выбранных фиктивных источников. Для последующей обработки координаты источника возбуждения для суммарной сейсмограммы заменяются на координаты фиктивного источника.

Процесс формирования сейсмограммы от фиктивного источника можно описать следующей формулой,

где W - круговая частота;

- преобразование Фурье для суммарной трассы, представляющей собой приближение к трассе в точке «n» (фиг.1, приемник (3) в пределах выбранного максимального расстояния (9) от выбранного фиктивного источника (4)) от фиктивного источника в точке n=I (фиг.1, элемент 4);

- преобразование Фурье от реальной сейсмической записи, зарегистрированной сейсмоприемником в точке приема «n» (фиг.1, приемник (3) в пределах выбранного максимального расстояния (9) от выбранного фиктивного источника (4)) от одного из реальных сейсмических источников (фиг.1, реальный источник (6) на расстоянии (5), меньшем или равном выбранному максимальному расстоянию (10) от выбранного фиктивного источника (4)), расположенного в точке «m» (фиг.1, реальный источник (6) на расстоянии (5), меньшем или равном выбранному максимальному расстоянию (10) от выбранного фиктивного источника (4)).

- время пробега волны от реального источника, расположенного в точке «m» (фиг.1, реальный источник (6) на расстоянии (5), меньшем или равном выбранному максимальному расстоянию (10) от выбранного фиктивного источника (4)), до фиктивного источника, расположенного в точке I (фиг.1, элемент 4);

M1 - реальный источник, расположенный на левой крайней границе выборки реальных источников (фиг.1, элемент 6);

M2 - реальный источник, расположенный на правой крайней границе выборки реальных источников (фиг.1, элемент 6).

Заявленное изобретение позволяет достичь технического результата в виде значительного улучшения соотношения сигнал/шум, которое достигается не благодаря дорогостоящему и/или опасному и/или вредному для окружающей среды способу максимизации амплитуды, реально возбуждаемой комплексом источников суммарной волны и/или максимизации амплитуд волн, реально возбуждаемых отдельными источниками, а благодаря новому принципу формирования сейсмограмм из данных, получаемых приемниками в результате активации сейсмических источников, причем реальная максимизация амплитуд не исключается.

Технический результат, получаемый в результате способа сейсморазведки, описанного в заявленном изобретении, позволяет не только значительно улучшать соотношение сигнал/шум при морской сейсморазведке без повышения себестоимости мероприятий сейсморазведки, но и делает практически возможным применение в широких масштабах метода воздушной сейсморазведки, что открывает перспективы для радикального снижения себестоимости сейсморазведки в труднопроходимых, лесистых, а также населенных местностях.

Одновременно может быть достигнут большой экологический эффект в виде невырубки просек для проезда источников возбуждения и ненанесения ущерба экологически ранимым поверхностям тундры и других природных экосистем, в том числе на природоохраняемых и особо природоохраняемых территориях.

Краткое описание чертежей. На чертежах:

Фиг.1 - схема расположения приемников и источников в двумерном случае. Схема иллюстрирует выборку приемников и источников в упрощенной ситуации профильных наблюдений;

Фиг.2 - схема, описывающая алгоритм действий при получении фиктивных сейсмограмм для осуществления заявленного способа;

Фиг.3А - схема, иллюстрирующая расположение источников и приемников относительно различных физических сред, для которого возможно применение заявленного изобретения, согласно первому из возможных вариантов осуществления изобретения;

Фиг.3Б - схема, иллюстрирующая расположение источников и приемников относительно различных физических сред, для которого возможно применение заявленного способа, согласно второму из возможных вариантов осуществления изобретения;

Фиг.3В - схема, иллюстрирующая расположение источников и приемников относительно различных физических сред, для которого возможно применение заявленного способа, согласно третьему из возможных вариантов осуществления изобретения;

Фиг.3Г - схема, иллюстрирующая расположение источников и приемников относительно различных физических сред, для которого возможно применение заявленного способа, согласно четвертому из возможных вариантов осуществления изобретения.

На всех чертежах одинаковые элементы обозначают подобные, но не обязательно идентичные объекты.

Осуществление изобретения.

Принципиальная схема осуществления изобретения изложена на Фиг.2.

Первый из возможных вариантов осуществления изобретения изображен на Фиг.3А и включает в себя заявленный способ формирования первичных сейсмограмм для последующей обработки данных сейсморазведки при расположении реальных источников (6) в воздушной среде и приемников (3) и фиктивных источников (4) в каждой точке приема или в некоторых точках приема на границе воздуха и упругой среды (1) или внутри упругой среды на небольшой глубине до 50 метров от границы раздела воздуха и упругой среды (1).

Второй из возможных вариантов осуществления изобретения схематично изображен на Фиг.3Б и включает в себя заявленный способ формирования первичных сейсмограмм для последующей обработки данных сейсморазведки при расположении реальных источников (6) в водной среде и/или на границе водной и воздушной сред (2) и приемников (3) и фиктивных источников (4) в каждой точке приема или в некоторых точках приема на границе воды и упругой среды (8) или внутри упругой среды на небольшой глубине до 50 метров от границы раздела воды и упругой среды (8).

Третий из возможных вариантов осуществления изобретения схематично изображен на Фиг.3В и включает в себя заявленный способ формирования первичных сейсмограмм для последующей обработки данных сейсморазведки при расположении реальных источников (6) в воздушной среде и приемников (3) и фиктивных источников (4) в каждой точке приема или в некоторых точках приема на границе воды и упругой среды (1) или внутри упругой среды на небольшой глубине до 50 метров от границы раздела воды и упругой среды (1).

Четвертый из возможных вариантов осуществления изобретения схематично изображен на Фиг.3Г и включает в себя заявленный способ формирования первичных сейсмограмм для последующей обработки данных сейсморазведки при расположении реальных источников (6) на льду и/или другом плавающем теле (7) и приемников (3) и фиктивных источников (4) в каждой точке приема или в некоторых точках приема на границе воды и упругой среды (8) или внутри упругой среды на небольшой глубине до 50 метров от границы раздела воды и упругой среды (8).

Область применения изобретения не ограничивается исключительно вышеприведенными вариантами.

Способ сейсморазведки, характеризующийся тем, что 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, отличающийся тем, что с целью улучшения соотношения сигнал/шум формируются сейсмограммы для фиктивных источников, расположенных в различных точках 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных при поиске месторождений углеводородов. Заявленный способ идентификации геологических особенностей из геофизических или атрибутивных данных предполагает использование выполняемого в окне анализа главных компонент или анализа независимых компонент, либо диффузионного картирования. Едва уловимые особенности становятся идентифицируемыми в частичных или остаточных массивах данных. Остаточные массивы данных создаются путем исключения данных, не захваченных самыми заметными главными компонентами. Частичные массивы данных создаются путем проецирования данных на выбранные главные компоненты. Геологические особенности также можно идентифицировать из анализа образов или массивов аномалий, сформированных с помощью матрицы подобия данных с переменным масштабом . Технический результат - повышение точности данных прогноза нефтегазоносности исследуемого участка. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке данных сейсмических исследований. Заявлен способ перестроения моделей (110) Q геологической среды на основании сейсмических данных (10) путем осуществления лучевой Q томографии сдвига центроидных частот. Амплитудный спектр волнового сигнала сейсмического источника аппроксимируют (40) частотно-взвешенной экспоненциальной функцией частоты, имеющей два подбираемых параметра для приведения в соответствие данным о сдвиге частот. В результате чего обеспечивают лучшее соответствие различным асимметричным амплитудным спектрам источника. Боксовые ограничения могут использоваться при выполнении процедуры оптимизации, а многоиндексный способ активных множеств, используемый при томографии скорости, является предпочтительным способом для реализации (100) боксовых ограничений. Технический результат - повышение точности данных сейсмических исследований. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска и разведки углеводородов (УВ). Согласно способу оценки низкочастотной резонансной эмиссии (НРЭ) для поиска УВ прогнозирование УВ осуществляется в процессе анализа геодинамического шума непосредственно по временному разрезу метода общей глубинной точки (МОГТ) в широком диапазоне частот (5-130 Гц). Технический результат - расширение функциональных возможностей при повышении информативности, точности и достоверности данных по поиску и разведке УВ непосредственно по временному разрезу МОГТ. 4 ил.

Изобретение относится к сейсмической разведке и может использоваться при разведке нефтяных и газовых залежей. Согласно заявленному решению выбирают и устанавливают фиксированную приемную базу, располагают источники возбуждения сейсмических колебаний и приемники на этой базе симметрично относительно ее центра, принятого за начало координат. Поочередно возбуждают сейсмические волны и регистрируют их на всей заданной фиксированной приемной базе с получением сейсмограммы для каждого пункта возбуждения (ПВ). Определяют время годографа дифрагированных волн (ДВ). Затем суммируют на каждой сейсмограмме сейсмические волны по годографам ДВ с получением суммотрассы для каждого ПВ(L) и определяют временные статические сдвиги (Δtc) ДВ для каждого ПВ(L) относительно времен регистрации на центральном ПВ(L=0). Суммируют на основании временных статических сдвигов суммотрассы для каждого ПВ(L) по общим точкам дифракции и получают итоговую суммотрассу ДВ. Затем перемещают фиксированную приемную базу на следующий пикет профиля, совмещая его с началом координат этой базы, и весь процесс повторяют. Технический результат - повышение достоверности и качества отображения изучаемой геологической среды. 6 ил.
Наверх