Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала



Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала
Способ и технологический комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала

 


Владельцы патента RU 2566424:

АРХИПОВ Александр Алексеевич (RU)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при компьютерной обработке данных сейсморазведки для определения детальных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в геофизической разведке месторождений углеводородов. Предложены способ и технологический вычислительный комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала. Технический результат - расширение функциональных возможностей и повышение информативности при обработке сейсмических данных, повышение детальности, надежности и достоверности определения геофизических параметров. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Техническое решение относится к области геофизической разведки месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей различной природы и может быть использовано при компьютерной обработке данных для определения детальных характеристик фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, их литологии и типа насыщения в околоскважинном (межскважинном) пространстве.

Известные способы и системы (комплексы, устройства) обработки геофизических данных, основанные на традиционной технологии [8, 9], как правило, обладают рядом недостатков, не позволяющих проводить надежную оценку параметров геологического разреза.

Аналогами способа и устройства обработки сейсмических данных могут служить патенты [1 - 4]см. в конце описания).

В частности, основным недостатком известных технологий и систем [2-4] является то, что низкочастотная (НЧ) составляющая в сигнале, полученном с сейсмических датчиков либо отсутствует (аппаратная фильтрация в модуле сейсмоустройства), либо исключается из спектра при обработке)2, при этом компенсация недостающей информации проводится достаточно грубо.

При условии отсутствия НЧ составляющей в сигнале невозможно получить достоверную оценку абсолютных значений упругого импеданса, и как следствие, абсолютных значений прогнозируемых параметров геологического разреза (таких, как глинистость, пористость, проницаемость и др.).

Таким образом, существенная НЧ часть спектра волнового сигнала при использовании известных технологий (см. [2-7] и др.) остается неизвестной либо ее недостаток компенсируется грубо.

Одним из наиболее эффективных решений представляется комплексная обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки [1].

Способ [1] по патенту RU 2490677 C2, 20.08.2013, принятый за прототип, включает последовательное накопление информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, при этом накопление информации осуществляют в базе данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и в БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, а измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов. Известное устройство [1] для обработки сейсмических данных по патенту RU 2490677 C2, осуществляющее известный способ [1], содержит последовательно соединенные блок накопления информации от модуля измерителей параметров геофизических полей и блок обработки данных, выходы которого подключены к входам блока анализа и интерпретации данных, при этом блок накопления информации содержит базу данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, блок обработки данных включает последовательно соединенные каналы обработки данных.

Функциональные возможности и информативность способа и устройства [1] могут быть улучшены посредством расширения спектра регистрируемого волнового сигнала за счет анализа проявления нелинейных свойств геологической среды. В частности, технология восстановления НЧ диапазона волновой записи по продольным волнам основана на исследованиях [10], в которых установлено, что в точках ряда скважин интеграл огибающей сигнала после предварительной фильтрации практически полностью совпадает с кривыми акустического импеданса по ГИС (после предварительной фильтрации), т.е. характер нелинейности геологической среды эквивалентен амплитудному модулятору, а огибающая сигнала ничто иное, как детектор амплитудно-модулированного сигнала.

Сущность предложенного технического решения заключается в создании способа и технологического вычислительного комплекса для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала, при которых детектирование амплитудно-модулированного сигнала, т.е., в частности, расчет огибающей сигнала, позволяет получить недостающую часть НЧ спектра.

Основной технический результат предлагаемых способа и технологического комплекса - расширение функциональных возможностей и повышение информативности при обработке сейсмических данных путем расширения спектра регистрируемого волнового сигнала за счет анализа нелинейных свойств среды и, как следствие, повышение детальности, надежности и достоверности определения параметров литологии, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, типа их насыщения и прогноза нефтегазоносных мощностей, валидности рекомендаций по бурению разведочных скважин. Изобретение позволяет осуществить комплексную обработку данных по известным технологиям решения обратной задачи сейсморазведки для выявления месторождений полезных ископаемых)3 на принципиально новом качественном уровне.

Технический результат при выполнении способа для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала достигается следующим образом.

Способ обработки сейсмических данных включает последовательное накопление информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, при этом накопление информации осуществляют в базе данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и в БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, а измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов.

Отличительной особенностью способа является то, что, в частности, измеренные данные обрабатывают последовательно, выполняя совокупность операций, включающую шесть основных этапов а)-е):

а) производят первичную увязку материалов ГИС и сейсморазведки;

б) проводят фильтрацию материалов ГИС в искомом диапазоне частот;

в) формируют оптимальный фильтр материалов сейсморазведки и проводят анализ проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра;

г) рассчитывают поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот;

д) осуществляют расширение спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировку по материалам ГИС;

е) выполняют финальную увязку материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а анализ и интерпретацию данных с вынесением суждения о нелинейных свойствах геологической среды, о наличии углеводородов, целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемой площади проводят по совокупности материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.

Одним из основных отличий способа является то, что этап в) обработки данных включает операцию формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, а оптимальность фильтра определяют путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражением

где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.

Способ также отличается тем, что на этапе г) обработки данных проводят расчет полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением

где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;

IP(ti), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t (на один дискрет раньше), при этом IP(ti)-IP(ti-1)=ΔIP - малая величина.

Отличие способа также заключается в том, что на этапе д) обработки данных проводят объединение спектров исходного сигнала и искомого сигнала F{t), при этом при суммировании выполняют балансировку широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.

При этом на этапе е) финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки возвращаются к этапу б) обработки данных и проводят необходимое количество итераций вычислений.

Технический результат при использовании технологического комплекса для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала достигается следующим образом.

Технологический комплекс для обработки сейсмических данных содержит последовательно соединенные блок 2 накопления информации от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей и блок 3 обработки данных, выходы которого подключены к входам блока 4 анализа и интерпретации данных, при этом блок 2 накопления информации содержит базу 5 данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и БД 6 материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, блок 3 обработки данных включает последовательно соединенные каналы обработки данных.

Отличительной особенностью комплекса является то, что блок 3 обработки данных включает шесть последовательно соединенных каналов 7-12 обработки данных (КОД) соответственно этапам обработки, выполненных в виде программируемых вычислительных устройств: КОД 7 первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, КОД 8 фильтрации материалов ГИС в искомом диапазоне частот, КОД 9 формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки и анализа проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра, КОД 10 расчета поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот, КОД 11 расширения спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировки по материалам ГИС, КОД 12 финальной увязки материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а блок 4 анализа и интерпретации данных включает субблок 13 для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и субблок 14 для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, входы которых соединены с выходом блока 3 обработки данных.

Отличием комплекса также является то, что КОД 7 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки путем расчета синтетических сейсмотрасс и их увязки по одному реперному, наиболее ярко выраженному горизонту.

Комплекс также отличается тем, что КОД 8 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм фильтрации материалов ГИС во временной области в искомом диапазоне частот.

Отличием комплекса является также то, что КОД 9 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, при этом оптимальность фильтра определяется путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражением

где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.

Кроме того, комплекс отличается тем, что КОД 10 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм расчета полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением

где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;

IP(ti), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t (на один дискрет раньше), при этом IP(ti)-IP(ti-1)ΔIP - малая величина.

Отличие комплекса также заключается в том, что КОД 11 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм объединения спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняется балансировка широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.

Комплекс также отличается тем, что КОД 12 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС, причем при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки процесс обработки данных возвращается в КОД 8 и проводится необходимое количество итераций вычислений.

При этом блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого устройства, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов обработки на графических диаграммах и/или их сохранения на накопителях информации.

На фиг. 1 представлена общая схема выполнения способа.

На фиг. 2 приведена общая конструктивная схема технологического комплекса для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала, где использованы следующие обозначения:

1 - модуль измерителей параметров геофизических полей;

2 - блок накопления информации;

3 - блок обработки данных;

4 - блок анализа и интерпретации данных;

5 - база данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС);

6 - БД материалов сейсморазведки;

7 - канал обработки данных (КОД) первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки;

8 - КОД фильтрации материалов ГИС в искомом диапазоне частот;

9 - КОД формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки и анализа проявлений нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра;

10 - КОД расчета поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот;

11 - КОД расширения спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировки по материалам ГИС;

12 - КОД финальной увязки материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала;

13 - субблок для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот;

14 - субблок для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.

Фиг. 3 иллюстрирует пример технического результата, полученного при использовании предложенного способа и технологического комплекса по расширению спектра регистрируемого волнового сигнала в низкочастотном диапазоне 0-10 Гц (профиль проходит через 13 опорных скважин). Фиг. 3.1 - стандартный спектр, фиг. 3.2 - объединенный (расширенный) спектр, фиг. 3.3 - восстановленный спектр в НЧ-диапазоне волновой записи.

Работа технологического комплекса при осуществлении способа для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала (фиг. 1, 2) заключается в следующем.

Измеренные модулем 1 параметры геофизических полей накапливаются в блоке 2 накопления информации. БД 5 содержит данные ГИС опорных скважин (данные измерений акустического каротажа, данные гамма-гамма плотностного каротажа, данные кавернометрии), а БД 6 содержит данные сейсморазведки в формате 2D/3D.

Информация с выхода блока 2 (выходов БД 5, БД 6) поступает на входы блока 3 обработки данных (на вход канала КОД 7 и далее последовательно - на КОД 8 - КОД 12). КОД 7 по данным БД 5 и БД 6 реализует алгоритм первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки путем расчета синтетических сейсмотрасс и их увязки по одному реперному, наиболее ярко выраженному горизонту (этап а) обработки данных). В результате формируется накопленный закон (годограф) «время-глубина» с учетом наблюденных (некорректированных) скоростей пробега упругих волн по разрезу скважины. Этап а) обработки данных блоком 3 (КОД 7) может быть осуществлен на принципах, изложенных в [1] и модифицированных к специфике рассматриваемой задачи.

На этапе б) обработки данных КОД 8 реализует алгоритм фильтрации материалов ГИС во временной области в искомом диапазоне частот.

КОД 9 реализует алгоритм формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой (эффекты перераспределения энергии сигнала по «вторичным» гармоникам/диапазонам спектра первичного сигнала), т.е. на этапе в) обработки данных КОД 9 формирует оптимальный фильтр в соответствии с выражением (1).

Затем КОД 10 реализует алгоритм расчета полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением (2), т.е. осуществляет этап г) обработки данных.

Далее, КОД 11 проводит этап д) обработки и реализует алгоритм объединения спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняется балансировка широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.

КОД 12 проводит последний этап е) обработки и реализует алгоритм финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС, причем при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки процесс обработки данных возвращается в КОД 8 и проводится необходимое количество итераций.

С выхода блока 3 обработки данных (выхода КОД 12) сигналы поступают на вход блока 4 анализа и интерпретации данных: на вход субблока 13 для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и на вход субблока 14 для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.

Пример выходного информационного кадра блока 4 представлен на фиг. 3.

Блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого устройства.

Блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов обработки на графических (фиг. 3) диаграммах и/или их сохранения на накопителях информации.

Таким образом, из описания способа и технологического комплекса и его работы следует, что достигается их назначение с указанным техническим результатом.

ПРИМЕЧАНИЯ

1. В последнее время (1995-2013 г.) опубликован представительный ряд способов и реализующих эти способы устройств обработки сейсмических данных: [1-7], RU 2107309, RU 2144683, RU 2187130, RU 2193217, RU 2004104634 A, RU 2259575, RU 2289829, RU 2306607, RU 23119982, RU 2321025, RU 2335787, RU 2337381, RU 2337404, US 5992512, US 6289285, US 6313837, US 2006235620, US 2003216869, WO 1999064896, WO 2004049216, WO 2006108971, EP 891562 B1.

В том числе сейсмических данных в инфразвуковом диапазоне 0-10 Гц: RU 2105324, RU 2265235, RU 2336541, RU 2013138112 A, где рассматриваются поля микросейсм и эмиссии геодинамического шума, но не затрагивается задача расширения спектра регистрируемого сигнала, решение которой является составной частью высокоточной, эффективной технологии прогноза свойств геологического разреза.

2. Как правило, при решении обратной динамической задачи в межскважинном пространстве в качестве низкочастотного тренда используются материалы, полученные в результате кинематической обработки данных сейсморазведки и/или интерполированные скважинные кривые.

Во втором случае низкочастотная составляющая теряет латеральную разрешающую способность, что может привести к существенному снижению достоверности результатов обработки. В первом случае при условии хорошей согласованности результатов ГИС и кинематической обработки материалов сейсморазведки возможно восстановить волновое поле от 0 Гц до 3-4 Гц.

Однако в большинстве случаев при обработке материалов сейсморазведки скважинные данные не учитываются. Кроме того, переобработка полевых материалов после бурения новых скважин не всегда возможна по экономическим причинам. Даже при условии учета данных о скоростях пробега упругих волн в разрезе скважины, за ее пределами возможны ошибки кинематической интерпретации в силу неоднозначности оценки эффективных скоростей по спектрам когерентности.

В свою очередь незначительные погрешности определения эффективных скоростей приводят к существенным вариациям оценок пластовых скоростей пробега упругих волн. Повышение устойчивости расчета пластовых скоростей возможно за счет увеличения окна их расчета (до сотен миллисекунд), что приводит, однако, к сужению частотного диапазона.

Таким образом, даже исключив ошибки кинематического анализа и предположив, что скважинные материалы используются на этапе обработки полевых сейсмограмм, тем не менее часть спектра волнового сигнала остается неизвестной.

3. В 2013-14 г. апробация технологии проведена по материалам 6 скважин Северного Каспия, 2 скважин Западной Сибири, 4 скважин Ямальского региона и 14 скважин Республики Башкортостан.

Следует отметить, что предлагаемая технология не ограничена расширением спектра в область низких частот. Теоретически за счет квадратичной нелинейности возможно расширение в область верхних частот в два раза. Также технология не ограничена случаем квадратичной нелинейности, возможен анализ нелинейных эффектов высоких порядков [10].

Предложенное техническое решение может быть скомплексировано со всеми без исключения известными технологиями решения обратной задачи сейсморазведки.

ИСТОЧНИКИ ПО УРОВНЮ ТЕХНИКИ

I. Прототип и аналоги:

1. RU 2490677 C2, 20.08.2013 (прототип).

2. RU 2144683 C1, 20.01.2000 (аналог).

3. RU 2107309 C1, 20.03.1998 (аналог).

4. US 2009119018 A1, 07.05.2009 (RU 2462755 C2, 27.09.2012) (аналог).

II. Дополнительные источники по уровню техники:

6. US 5444619 A, 22.08.1995.

7. US 2003132934 A1, 17.07.2003.

8. US 2006155475 A1, 13.07.2006.

9. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. - Тверь: Издательство АИС, 2006. - 744 с. (с. 369-710: обработка и интерпретация сейсморазведочных данных).

10. Прикладная геофизика / В.М. Телфорд, Л.П. Гелдарт, Р.Е. Шерифф, Д.А. Кейс. - М.: Недра, 1980, 502 с. (с. 130-259: обработка и интерпретация сейсмических данных).

11. wwwhttp://www.rogsummit.ru (Разведка и добыча 2013. Российский нефтегазовый саммит, с.58-59).

III. Патенты по уровню техники см. также в описании.

1. Способ обработки сейсмических данных, включающий последовательное накопление информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, при этом накопление информации осуществляют в базе данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и в БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, а измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов, отличающийся тем, что измеренные данные обрабатывают, последовательно выполняя совокупность операций, включающую шесть основных этапов а)-е):
а) производят первичную увязку материалов ГИС и сейсморазведки;
б) проводят фильтрацию материалов ГИС в искомом диапазоне частот;
в) формируют оптимальный фильтр материалов сейсморазведки и проводят анализ проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра;
г) рассчитывают поля упругих жесткостей или скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот;
д) осуществляют расширение спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировку по материалам ГИС;
е) выполняют финальную увязку материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а анализ и интерпретацию данных с вынесением суждения о нелинейных свойствах геологической среды, наличии углеводородов, целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемой площади проводят по совокупности материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап в) обработки данных включает операцию формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, а оптимальность фильтра определяют путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражением

где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе г) обработки данных проводят расчет полей упругих жесткостей по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением



где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;
IP(ti), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t, при этом IP(ti)-IP(ti-1)=ΔIP - малая величина.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе д) обработки данных проводят объединение спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняют балансировку широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе е) финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки возвращаются к этапу б) обработки данных и проводят необходимое количество итераций вычислений.

6. Технологический комплекс для обработки сейсмических данных, содержащий последовательно соединенные блок 2 накопления информации от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей и блок 3 обработки данных, выходы которого подключены к входам блока 4 анализа и интерпретации данных, при этом блок 2 накопления информации содержит базу 5 данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и БД 6 материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, блок 3 обработки данных включает последовательно соединенные каналы обработки данных, отличающийся тем, что блок 3 обработки данных включает шесть последовательно соединенных каналов 7-12 обработки данных (КОД) соответственно этапам обработки, выполненных в виде программируемых вычислительных устройств: КОД 7 первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, КОД 8 фильтрации материалов ГИС в искомом диапазоне частот, КОД 9 формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки и анализа проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра, КОД 10 расчета поля упругих жесткостей или скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот, КОД 11 расширения спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировки по материалам ГИС, КОД 12 финальной увязки материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а блок 4 анализа и интерпретации данных включает субблок 13 для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и субблок 14 для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, входы которых соединены с выходом блока 3 обработки данных.

7. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 7 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки путем расчета синтетических сейсмотрасс и их увязки по одному реперному, наиболее ярко выраженному горизонту.

8. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 8 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм фильтрации материалов ГИС во временной области в искомом диапазоне частот.

9. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 9 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, при этом оптимальность фильтра определяется путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражением

где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.

10. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 10 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм расчета полей упругих жесткостей по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением



где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;
IP(t1), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t, при этом IP(ti)-IP(ti-1)=ΔIP - малая величина.

11. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 11 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм объединения спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняется балансировка широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.

12. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 12 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС, причем при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки процесс обработки данных возвращается в КОД 8 и проводится необходимое количество итераций.

13. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого устройства, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов обработки на графических диаграммах и/или их сохранения на накопителях информации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области сейсмической разведки и может быть использовано при поиске нефтяных и газовых месторождений со сложно построенными кавернозно-трещиновато-пористыми коллекторами.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Измеренные сейсмические данные принимаются от сейсмического датчика.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Получены данные о вращательном и поступательном движении, принятые по меньшей мере одним датчиком движения. Осуществлено определение представления скорости волнового поля на основе данных о вращательном и поступательном движении. Определение представления скорости волнового поля содержит кажущуюся медленность волнового поля вдоль второй горизонтальной оси или кажущуюся скорость волнового поля вдоль второй горизонтальной оси. Причем вторая горизонтальная ось ортогональна первой горизонтальной оси. Кажущаяся медленность или кажущаяся скорость волнового поля основана на угле падения волнового поля относительно вертикальной оси и на фактической скорости волнового поля. Определение кажущейся медленности вдоль второй горизонтальной оси или кажущейся скорости вдоль второй оси содержит вычисление отношения данных о вращательном движении вокруг первой горизонтальной оси относительно данных о поступательном движении. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска и разведки углеводородов (УВ). Заявлен способ обработки и интерпретации сейсмических данных, включающий получение временного сейсмического разреза, отображение сейсмического разреза в виде набора сейсмических трасс, определение спектральных и энергетических характеристик отраженных и рассеянных волн по выборкам данных на сейсмическом разрезе в перемещающемся скользящем окне и вынесение суждения об отражающих свойствах и локальных неоднородностях объектов геологической среды. Причем обработка данных по выделению энергии рассеянных волн сейсмического поля включает определение дисперсии по отдельным трассам временного разреза в скользящем окне, разложение полученных значений дисперсии на трендовую и локальную составляющие путем одномерной адаптивной энергетической фильтрации, разложение трендовой и локальной составляющих дисперсии посредством вейвлет-преобразования, а также привязку энергии вейвлет-преобразования трендовой составляющей дисперсии и энергии локальной составляющей дисперсии по времени. Технический результат - повышение точности и достоверности данных по поиску и разведке углеводородов. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки сейсмических данных. Предложен способ идентификации события цифрового сигнала с помощью характеристики, указывающей, что события цифрового сигнала в основном зависят от фазы сигнала. Заявленное решение предусматривает выполнение преобразования Гильберта на сейсмограммы случайного шумового сигнала, вывод сейсмограммы косинусной фазовой функции из сейсмограммы случайного шумового сигнала, а также вывод пороговой функции идентификации для событий из сейсмограммы косинусной фазовой функции, включающей горизонтальное наложение сейсмограмм косинусной фазовой функции. Причем переменный параметр пороговой функции идентификации является общим количеством трасс прохождения сигнала. Также представлены система для осуществления указанного выше способа идентификации событий и машиночитаемый носитель данных. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 4 н. и 13 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске и разработке месторождений полезных ископаемых. Согласно заявленному предложению определение местоположения геологического слоя в подземной формации включает в себя прием сейсмических данных, представляющих взаимодействие геологического слоя с распространением сейсмической волны, идентификацию сейсмического импульса источника, представляющего часть сейсмической волны, падающей на границу геологического слоя, создание шаблона геологического слоя из геологического слоя, включающего в себя первичную и вторичную отражающие поверхности раздела, связанные с отражательной способностью, на основании свойств материала геологического слоя. Далее формируют шаблон проявления сейсмического импульса путем наложения сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя при использовании математической операции свертывания для моделирования интерференции сейсмических волн, обусловленной первичной и вторичной отражающими поверхностями раздела. Осуществляют идентификацию экстремума сейсмических данных и определяют на основании экстремума местоположения геологического слоя в подземной формации путем использования шаблона проявления сейсмического импульса. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 табл., 14 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения эффективных геометрических размеров зоны разлома, заполненной флюидами. Заявленный способ включает инструментальную регистрацию сейсмических волн, обработку данных с выделением в процессе обработки информативных спектров колебаний, анализ спектров и оценку на основе анализа эффективных геометрических размеров зоны разлома. Причем используют данные сейсмического мониторинга зоны разлома с частотой дискретизации 100 Гц и производят обработку данных по выборке с частотой 0,00833 Гц. Строят спектры низкочастотных микросейсмических колебаний и по анализу графика спектральных отношений определяют эффективную длину зоны разлома по зависимости частот и периодов основной моды резонансных колебаний от длины разлома. Ширину зоны определяют через частоту или период выделенной волны Стоунли. Технический результат - повышение точности данных исследований. 2 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки сейсмических данных. Согласно заявленному решению сейсмограммы общего угла отражения, или сейсмограммы общего азимута, или сейсмограммы, включающие и общие углы отражения, и общие азимутальные углы, создаются по мере миграции данных. Используют либо область пространства обратной миграции во временной области, либо миграцию по волновому уравнению. Вычисляют углы отражения, или азимутальные углы, или оба угла по мере миграции сейсмических данных из имеющейся информации о скорости локальных частиц, давлении и тензоре напряжений. Сейсмические изображения могут затем быть сохранены в соответствующих бинах угла, из которых объемы данных общего угла отражения или азимута могут быть собраны. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе обработки геофизических данных. Заявлен способ для одновременной инверсии полного волнового поля сейсмограмм кодированных из источников (или приемников) геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды. Во-первых, околоповерхностное временное окно данных (202), в котором удовлетворяется условие стационарных приемников, инвертируется посредством инверсии (205) одновременных кодированных (203) источников. Затем, более глубокое временное окно данных (208) инвертируется посредством разреженной инверсии (209) последовательных источников с использованием модели физических свойств от околоповерхностного временного окна (206) в качестве начальной модели (207). Альтернативно, модель околоповерхностных временных окон используется для того, чтобы моделировать отсутствующие данные (211) максимальных выносов, формирующие набор данных, удовлетворяющий предположению о стационарных приемниках, после чего этот набор данных кодируется из источников (212) и инвертируется посредством инверсии (214) одновременных источников. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 5 н. и 16 з.п. ф-лы, 17 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для интерпретации сейсмических данных. Согласно заявленному предложению вычисляют сейсмические характеристики, выбирают признаки, относящиеся к классическим элементам углеводородной системы, а именно к коллектору, литологическому экрану, ловушке, источнику, созреванию и миграции. Предпочтительно эти признаки вычисляют вдоль структурных рисунков (1) подземной области и сглаживают по меньшей мере по десяткам или сотням вокселей данных. Результирующие геологические признаки (2) используют для анализа данных на наличие элементов углеводородной системы и/или для распознавания конкретных нефтегазоносных комплексов пород, и для ранжирования и снабжения комментариями разделенных областей (3) из объема данных на основании размера, качества и достоверности при прогнозировании (5) перспективности. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 20 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефтегазонакоплений. Согласно заявленному способу используют размещение двух или более виртуальных антенных решеток. Осуществляют сканирование диаграммы направленности виртуальным вращением на заданный угол обзора размещенных между собой на заданное расстояние антенн последовательным сдвигом на антенне временных интервалов на величину заданного шага приращения угла обзора. При каждом приращении угла обзора вычисляют характеристики обнаружения зон микросейсмической эмиссии, сравнивают их между собой и в случае обнаружения аномально высоких характеристик регистрируют величину углов направления на зону микросейсмической эмиссии. Используя расстояние между антеннами и зарегистрированные при вращении углы направления, вычисляют глубину залегания зон максимумов аномалий каждой микросейсмической эмиссии и координаты их проекций на дневную поверхность. Технический результат - повышение точности определения глубины зон аномальной микросейсмической эмиссии и координат их проекций на дневную поверхность. 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке геофизических данных. Заявлен способ для снижения артефактов в модели (120) физических свойств геологической среды, получаемой посредством итерационной инверсии (140) геофизических данных (130), в котором артефакты ассоциированы с некоторым приближением (110), сделанным во время итерационной инверсии. В данном способе некоторый аспект приближения изменяется (160) по мере итерационного повторения инверсии таким образом, что артефакты не увеличиваются путем когерентного суммирования. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 14 з.п. ф-лы, 13 ил.
Наверх