Способ определения глубины залегания зоны микросейсмической эмиссии и местоположения её проекции на поверхность


 


Владельцы патента RU 2573169:

Гарин Виктор Петрович (RU)
Романенко Александр Владимирович (RU)
Романенко Юрий Андреевич (RU)

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 сейсмической разведки нефтегазонакоплений и может быть использовано при обработке и переобработке зарегистрированных при сейсморазведке данных, а также в нефтяной промышленности, а именно для контроля, мониторинга и управления разработкой залежей нефти и газа.

В известном способе контроля залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии [Способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии. Патент RU 23094341, кл. G01V 1/00] определение глубины залегания зоны микросейсмической эмиссии и местоположения ее проекции на поверхности определяют, применяя специальную обработку, с помощью сейсмической антенны и одного или нескольких трехкомпонентных сейсмических датчиков, расположенных под антенной в забое одной или нескольких скважин.

Недостатком способа является необходимость бурения скважин для размещения датчиков, располагаемых в забое скважин.

Известен также способ спектральной томографии среды [Наличие и современное динамическое состояние залежей углеводородов на основе изучения шумов на сейсмограммах МОГТ. В.И. Дубянский. Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов. ФГУП «СНИИГГиМС». Новосибирск, 2008], включающий распределение спектральной энергии микросейсм по вертикальной оси частот, что обеспечивает зондирование среды снизу вверх от низких частот к высоким, выявляет неоднородности разреза и отображает интенсивность микросейсмической эмиссии.

Недостатком способа является невозможность точного определения глубины, используя лишь качественные показатели интенсивности флюидодинамических процессов в зонах деструкции.

Наиболее близким (прототипом) к заявляемому способу является способ прямого прогноза залежей углеводородов [Способ прямого прогноза залежей углеводородов. Патент RU 2454687, кл. G01V 1/00. (Прототип)], обеспечивающий построение карт распределения микросейсмической эмиссии среды по данным сейсморазведки по методу общей глубинной точки в тех временных интервалах сейсмограмм, где они свободны от записей регулярных отраженных волн. Прогноз пространственного положения залежи производится после дообработки данных сейсморазведки путем формирования поля случайных волн как до вступления регулярных волн, так и на протяжении всего процесса регистрации. Единственное условие на использование изобретения прототипа заключено в увеличении процесса регистрации сейсмических волн на 1 секунду и запись полевых сейсмограмм без фильтрации и автоматической регулировки усиления. Это позволит наряду с материалом шумов, записанных в начальных частях сейсмограмм, использовать и последующие их части, но без привлечения процедур вычитания регулярных отраженных волн. Далее приступают к формированию полей случайных волн (далее - антенн, то есть виртуальных антенных решеток, составленных из группы трасс с равными заданными временными интервалами регистрации) на основе сейсмограмм, получаемых при проведении профильных или площадных наблюдений. Эти 2 антенны (виртуальные антенные решетки) по начальной части сейсмограмм и по конечной части составляются по совокупности трасс равных удалений. Их соединяют в сводные временные поля, составленные по совокупности сейсмограмм многократных перекрытий, объединенных единым пунктом приема.

Выполняют нижеследующий специальный комплекс работ, который в дальнейшем будет называться «характеристики обнаружения зон микросейсмической эмиссии»:

выполняют фильтрацию временных полей в пределах антенной решетки с получением сейсмограмм по интервалам частот: 0-10; 10-20; 20-40 и 40-80 Гц, по каждому интервалу частот вычисляется удельная энергия как отношение энергии фильтрованного интервала к полной энергии двух антенн; определяют амплитудно-частотные спектры и их градиенты. Для прогноза местоположения залежей затем строят графики этих характеристик, нанося их на профиль или на площадь работ в истинных координатах на плоскости карты или вдоль профиля, с интервалами, равными расстоянию между соседними пунктами возбуждения (взрыва), и выделяя участки с аномально высокими характеристиками обнаружения зон микросейсмической эмиссии геологического разреза.

Недостатком способа прототипа [Способ прямого прогноза залежей углеводородов. Патент RU 2454687, кл. G01V 1/00. (Прототип)] является невозможность определения глубины залегания зон микросейсмической эмиссии и недостаточная точность получения координат местоположения проекции зоны микросейсмической эмиссии на плоскости карты или разреза, так как интервалы получения характеристик обнаружения зон микросейсмической эмиссии обычно равны 100 метров в соответствии с расстояниями между соседними пунктами возбуждения (взрыва).

Прототипом заявки является способ [Способ прямого прогноза залежей углеводородов. Патент RU 2454687, кл. G01V 1/00. (Прототип)] прямого прогноза залежей углеводородов.

Задачей изобретения является определение глубины залегания зоны микросейсмической эмиссии и местоположения ее проекции на поверхности путем поиска максимальных значений характеристик обнаружения зон микросейсмической эмиссии в области сейсмического разреза.

Технический результат состоит в обеспечении возможности высокоточного определение глубины залегания зоны микросейсмической эмиссии и местоположения ее проекции на поверхности. Поскольку возникновение микросейсмической эмиссии зачастую связано с наличием месторождений нефтегазонакоплений и газогидратов в толще вечной мерзлоты, то можно осуществить прогноз месторождений нефти, газа и газогидратов с повышенной вероятностью обнаружения залежи. Достоверность прогноза координат и глубины заложения поисковых скважин возможно определять с точностью до единиц метров.

Общие с прототипом признаки следующие: используют размещение двух или более антенн (виртуальных антенных решеток, составленных из группы трасс с равными заданными временными интервалами регистрации) в пределах сейсмического разреза, вычисляют характеристики обнаружения зон микросейсмической эмиссии на участках размещения виртуальных антенн.

Отличительные признаки предлагаемого изобретения: определение глубины залегания зоны микросейсмической эмиссии и местоположения ее проекции на поверхности осуществляется последовательным поиском аномально высоких характеристик обнаружения зон микросейсмической эмиссии при виртуальным вращении на заданный угол обзора последовательным сдвигом временных интервалов на величину заданного шага приращения угла обзора антенн, размещенных между собой на заданное расстояние, последовательным сравнением характеристик обнаружения зон микросейсмической эмиссии между собой при каждом приращении угла обзора и, в случае обнаружении аномально высоких характеристик обнаружения, регистрируют величину углов направления (углов резонанса) на зону микросейсмической эмиссии. Используя расстояние между антеннами и зарегистрированные при вращении углы резонанса, вычисляют глубину залегания зон максимумов аномалий микросейсмической эмиссии и координаты ее проекции на дневную поверхность.

Задача решается тем, что используют размещение двух или более антенн (виртуальных антенных решеток, составленных из группы трасс с равными заданными временными интервалами регистрации) в пределах сейсмического разреза, вычисляют характеристики обнаружения зон микросейсмической эмиссии, затем согласно изобретению осуществляют сканирование диаграммы направленности виртуальным вращением на заданный угол обзора размещенных между собой на заданное расстояние антенных решеток 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 обнаружении аномально высоких характеристик обнаружения регистрируют величину углов направления (углов резонанса) на зону микросейсмической эмиссии. Используя расстояние между антеннами и зарегистрированные при вращении углы резонанса, вычисляют глубину залегания зон максимумов аномалий микросейсмической эмиссии и координаты ее проекции на дневную поверхность.

Способ осуществляется следующим образом.

Располагают на заданном расстоянии две антенны (виртуальные антенные решетки, составленные из группы трасс с равными заданными временными интервалами регистрации) на сейсмическом разрезе и осуществляют сканирование диаграммы направленности антенн вращением на заданный угол обзора. Заданное расстояние между ними кратно шагу сейсмотрасс на разрезе. В процессе вращения последовательным сдвигом на антенне временных интервалов на величину заданного шага приращения угла обзора вычисляют характеристики обнаружения зон микросейсмической эмиссии, сравнивают их между собой и в случае обнаружении аномально высоких характеристик обнаружения регистрируют величину углов направления (углов резонанса) на зону микросейсмической эмиссии. Зарегистрированные углы резонансов антенных решеток используют для расчетов местоположения зон микросейсмической эмиссии по известным формулам аналитической геометрии на плоскости разреза (по известным расстоянию между двумя точками и 2 угловым направлениям на третью точку, являющейся зоной микросейсмической эмиссии) или в трехмерном пространстве при наличии данных площадной сейсморазведки. Таким образом вычисляют глубину залегания зон максимумов аномалий микросейсмической эмиссии и координаты ее проекции на дневную поверхность с точностью до единиц метров (для сравнения: точность, обеспечиваемая на профиле по способу-прототипу - 100 метров, и равна расстоянию между пунктами воздействия (взрыва), а глубина по способу-прототипу не определяется). Поскольку возникновение микросейсмической эмиссии зачастую связано с наличием месторождений нефтегазонакоплений и газогидратов в толще вечной мерзлоты, то можно осуществить прогноз месторождений нефти, газа и газогидратов с повышенной вероятностью обнаружения залежи. Достоверность прогноза координат и глубины заложения поисковых скважин возможно определять с точностью до единиц метров.

Пути реализации патентуемого способа приводятся в нижеследующем описании примера 1.

Пример 1. Реализация способа построения глубинного сейсмического разреза.

Описание поясняется Рис. 1, где:

1. Конфигурация антенной решетки в исходном состоянии (наклон 0 градусов).

2. Поворот антенны на 65 градусов.

3. Поворот антенны на -25 градусов.

4. Прогнозируемое положение зоны микросейсмической эмиссии.

5. АВ - расстояние между антеннами.

6. АС, ВС - направления лучей на зону микросейсмической эмиссии.

Построение сейсмического разреза в соответствии с заявляемым способом осуществляется, например, следующим образом.

На рис. 1 показано расположение двух виртуальных антенных решеток 1 в исходном положении и после сканирования диаграмм направленности вращением левой из них 2 в положительном направлении, а правой 3 - в противоположном направлении последовательным сдвигом на антенне временных интервалов на величину заданного шага приращения угла обзора. После каждого приращения угла обзора вычисляют характеристики обнаружения зон микросейсмической эмиссии и сравнивают их между собой. Показано обнаружение антенной 2 аномально высоких характеристик при угле резонанса 65 градусов, а обнаружение их правой антенной 3 - при угле резонанса -25 градусов. Регистрируют величину углов направления (углов резонанса) на зону микросейсмической эмиссии.

Заданное расстояние АВ между антеннами кратно шагу сейсмотрасс на разрезе. Найденные углы CAB и ABC резонансов используют для расчетов местоположения зон микросейсмической эмиссии по известным формулам аналитической геометрии на плоскости (по известным расстоянию между двумя точками и 2 угловым направлениям на третью точку, являющуюся зоной микросейсмической эмиссии) или в трехмерном пространстве при наличии данных площадной сейсморазведки. Таким образом более точно вычисляют глубину залегания аномалий зон микросейсмической эмиссии и координаты их проекций на дневную поверхность (с точностью до единиц метров). Определение координат на профиле по способу прототипа возможно с точностью 100 метров, которая обычно равна расстоянию между пунктами воздействия (взрыва), а глубину же по способу-прототипу определить невозможно без бурения поисковой скважины. Поскольку возникновение микросейсмической эмиссии зачастую связано с наличием месторождений нефтегазонакоплений и газогидратов в толще вечной мерзлоты, то можно осуществить прогноз месторождений нефти, газа и газогидратов с повышенной вероятностью обнаружения залежи.

Использованные источники информации

1. Способ контроля разработки залежей углеводородов по микросейсмической эмиссии. Патент RU 2309434, кл. G01V 1/00.

2. Наличие и современное динамическое состояние залежей углеводородов на основе изучения шумов на сейсмограммах МОГТ. В.И. Дубянский. Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов. ФГУП «СНИИГГиМС». Новосибирск, 2008.

3. Способ прямого прогноза залежей углеводородов. Патент RU 2454687, кл. G01V 1/00 (Прототип).

4. Оптимизация доразведки, разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений геофизическими исследованиями и технологиями. Шубик Б.М., Николаев А.В., Ермаков А.Б. В кн. «Методы сейсмических исследований, основанные на принципах эмиссионной томографии». Тезисы докл. М., 2000, с. 36-40.

5. Способ сейсмической разведки. Патент РФ2168187, кл. G01V 1/00.

6. Способ сейсмической разведки. Патент РФ2263932, кл. G01V 1/00, Опыты по регистрации геодинамических шумов от нефтегазовой залежи. Ведерников Г.В., Жарков А.В., Максимов Л.А. 2001. Геофизика, 5, спецвыпуск «30 лет «Сибнефтегеофизике», ЕАГО, «Гере», с. 96-98.

7. Опыты по регистрации геодинамических шумов от нефтегазовой залежи. Ведерников Г.В., Жарков А.В., Максимов Л.А. 2001. Геофизика, 5, спецвыпуск «30 лет «Сибнефтегеофизике», ЕАГО, «Гере», с. 96-98.

8. Ведерников Г.В., Хогоев Е.А. Уточнение блоковых моделей залежей углеводородов по характеристикам микросейсм // Сборник материалов 10-й геофизической научно-практической конференции. 2006, ЕАГО, Тюмень, М., с. 17-22.

9. E.V. Birialtsev, I.N. Plotnikova, I.R. Khabibulin, N.Y. Shabalin. The Analysis of Microseisms Spectrum at Prospecting of Oil Reservoir on Republic Tatarstan // EAGE, 69 Confernce & Exhibition, Saint Petersburg 2006. - Saint Petersburg, Russia, 16-19 October, 2006, В 016.

Способ определения глубины залегания зоны микросейсмической эмиссии и местоположения ее проекции на поверхности, включающий размещение двух или более виртуальных антенных решеток, составленных из группы трасс с равными заданными временными интервалами регистрации, обозначенными антеннами в пределах сейсмического разреза, вычисление характеристик обнаружения зон микросейсмической эмиссии на участках размещения антенн, отличающийся тем, что осуществляют сканирование диаграмм 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 обнаружении аномально высоких характеристик обнаружения регистрируют величину углов направления на зону микросейсмической эмиссии, вычисляют глубину залегания зон максимумов аномалий микросейсмической эмиссии и координаты их проекций на поверхность, используя расстояние между антеннами и зарегистрированные при вращении углы направления на зону микросейсмической эмиссии.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 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.

Изобретение относится к способам получения характеристик трехмерных (3D) образцов породы пласта, в частности к укрупнению масштаба данных цифрового моделирования. Технический результат - более точное моделирование потока. Модели в масштабе скважины используют МТС (многоточечную статистику) для комбинирования сеток минипроницаемости и сканограмм традиционной КТ полноразмерного керна с электрическими изображениями скважины для создания 3-мерных численных псевдокернов для каждого ТПП (типа породы пласта). Эффективные свойства САК (специальный анализ керна), вычисленные из различных реализаций или моделей МТС в масштабе скважины, используются для заполнения моделей в межскважинном масштабе для каждого ТПП. В межскважинном масштабе сейсмические параметры и вариограммная статистика из данных КВБ (каротаж во время бурения) используются для заполнения цифровых моделей породы. Эффективные свойства, вычисленные из моделирования потока для межскважинных объемов, используются для заполнения моделей в масштабе всего месторождения. 8 н. и 26 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к области геофизических процессов и может быть использовано для оценки геодинамического состояния недр разрабатываемых месторождений углеводородов. Согласно заявленному способу интегрируют данные и задают пороговое значение выделившейся сейсмической энергии. Если порог не превышен, то продолжают интегрировать, а если превышен, то проводят геодинамическое районирование территории с разрешением не более 100 км2. Выделяют участки, на которых сейсмологическую сеть уплотняют. Находят сейсмически активные структуры геологической среды. Определяют деформации земной поверхности и геодинамическую активность выделенных участков с использованием нормированных частных показателей. Строят вектор и определяют его модуль, величина которого характеризует геодинамическую активность. Способ позволяет определять геодинамическое состояние с высоким значением коэффициента технико-экономической эффективности. Технический результат - повышение достоверности определения геодинамической активности недр за счет построения и использования сейсмологической сети. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения. В одном аспекте открытия способ включает в себя инициирование работы механизма моделирования пласта-коллектора и, следом за инициированием работы механизма моделирования, извлечение данных о месторождении из внешнего источника данных через сеть передачи данных и использование извлеченных данных как части выполняющегося моделирования. В некоторых вариантах осуществления, колода с данными может предоставляться механизму моделирования, прежде чем будет инициирована работа механизма моделирования. Колода с данными может включать в себя информацию для установления сетевых линий связи между механизмом моделирования пласта-коллектора и внешним сервером данных. Технический результат - повышение точности данных моделирования. 3 н. и 17 з.п.ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки сейсмических данных. Предложен способ повышения скорости итерационной инверсии сейсмических данных для получения модели геологической среды с использованием локальной оптимизации функции стоимости. Частотный спектр обновленной модели при каждой итерации регулируют до соответствия известному или расчетному частотному спектру для области геологической среды, предпочтительно среднему амплитудному спектру импеданса геологической среды для продольных волн. Регулирование выполняют применением формирующего спектр фильтра к сейсмическому импульсу источника и к данным или применением фильтра, который можно изменять во времени, к градиенту функции стоимости. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 15 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для построения глубинных сейсмических изображений фрагментов земной коры. Заявленный способ включает построение сейсмического изображения по параметрам отраженных волн и параметрам среды. Причем, с целью обработки исходной сейсмограммы, выравнивают амплитуду сигналов процедурой автоматического регулирования уровня сигнала. Осуществляют дополнительную обработку результатов преобразования в областях пересечения годографов при помощи веерной фильтрации с нелинейной адаптацией весовых коэффициентов, тем самым вводя эталонную сейсмограмму. Вычисляют весовые коэффициенты помехозащищенного оператора миграционного преобразования, применяя его к эталонной сейсмограмме. Применяют миграционный оператор, полученный по эталонной сейсмограмме, к исходным данным или применяют миграционное преобразование с целью выделения помехи с последующим ее адаптивным вычитанием из результата традиционной миграции. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 2 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных сейсмической разведки. Раскрыт способ обращения для определения Q-фактора слоя посредством использования атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования в технологии обработки данных геофизической разведки. Согласно указанному способу сначала используют частотно-волновочисленный способ для осуществления разделения волнового поля для исходных данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП), чтобы получить нисходящую волну. Выбирают нисходящую субволну и контрольную субволну для осуществления преобразования Фурье с тем, чтобы получить амплитудный спектр. Осуществляют полиномиальное приближение в отношении амплитудного спектра для того, чтобы получить эквивалентный Q-фактор, а затем используют соотношение между эквивалентным Q-фактором и Q-фактором слоя для осуществления обращения с тем, чтобы получить Q-фактор слоя. Предлагаемый способ характеризуется способностью противостоять случайным помехам и устранять различия между возбужденными субволнами. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 4 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для проведения сейсморазведки. Выбирают стандартную систему наблюдений, содержащую источники сейсмических сигналов, расположенные на поверхности возбуждения, и приемники сейсмических сигналов, расположенные на поверхности наблюдения, и задают кратность сейсмической съемки. Выбирают размер бина сейсмической съемки для отражающей границы и разбивают отражающую границу на бины, имеющие выбранный размер. Методом компьютерного моделирования выполняют трассировку лучей из каждого приемника в каждый бин на отражающей границе и осуществляют продолжение отраженного луча от отражающей границы до поверхности возбуждения. С помощью компьютерной программы рассчитывают плотность расположения источников на поверхности возбуждения и с учетом рассчитанной плотности расположения источников осуществляют размещение источников на поверхности возбуждения для выбранной системы наблюдений, обеспечивающее заданную кратность съемки. Технический результат - повышение точности и достоверности восстановления геологических объектов. 9 з.п.ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведки. Выбирают стандартную систему наблюдений, содержащую источники сейсмических сигналов, расположенные на поверхности возмущения, и приемники сейсмических сигналов, расположенные на поверхности наблюдения, и задают кратность сейсмической съемки. Выбирают размер бина сейсмической съемки для отражающей границы и разбивают отражающую границу на бины, имеющие выбранный размер. Методом компьютерного моделирования выполняют трассировку лучей из каждого источника в каждый бин на отражающей границе и осуществляют продолжение отраженного луча от отражающей границы до поверхности наблюдения. С помощью компьютерной программы рассчитывают плотность расположения приемников на поверхности наблюдения и с учетом рассчитанной плотности расположения приемников осуществляют размещение приемников на поверхности наблюдения для выбранной системы наблюдений, обеспечивающее заданную кратность съемки. Технический результат - повышение точности и достоверности восстановления геологических объектов. 8 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для прогнозирования сейсмического события. Предложен способ прогноза сейсмических событий, основанный на совместной обработке результатов измерений контрольных параметров, полученных в режиме реального времени от нескольких пунктов измерений, покрывающих сейсмоактивный регион. Обработка данных включает в себя формирование для исследуемого сейсмоактивного региона регулярной сети из N×M узлов, выбор скользящего временного окна, определение для каждого узла регулярной сетки из N×M узлов меры согласованности S изменений контролируемых параметров, и/или мульти-фрактального параметра Δαij(τ) ширины носителя спектра сингулярности (далее ШНСС) Δα как среднее от значений Δα в некотором числе ближайших к узлу (i,j) пунктов измерения среди общего числа n пунктов измерения, покрывающих сейсмоактивный регион. Далее, используя значения меры согласованности S в каждом узле (i,j), для каждого временного окна на текущий момент времени τ определяют подобласть исследуемого региона, оцениваемую как область с повышенной сейсмоопасностью в пределах текущего скользящего временного окна, путем сравнения меры согласованности S с пороговым значением. Пороговое значение определяют на основе статистического анализа значения S для предыдущих сейсмических событий в этом сейсмоактивном регионе. Технический результат - повышение точности прогнозировании предстоящего сейсмического события. 1 н. и 18 з.п. ф-лы, 7 ил.
Наверх