Способ определения трещинной пористости горных пород



Способ определения трещинной пористости горных пород
Способ определения трещинной пористости горных пород
Способ определения трещинной пористости горных пород
Способ определения трещинной пористости горных пород

Владельцы патента RU 2615051:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к области геофизических исследований. В предлагаемом способе формируют набор образцов исследуемой породы, определяют общую пористость и плотность каждого из образцов в атмосферных условиях, исключают из дальнейшего исследования образцы с отличающимся минералогическим составом, для оставшихся образцов определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в образцах в условиях, моделирующих пластовые. После этого определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете. Далее рассчитывают величину трещинной пористости для каждого из образцов по формуле:

где Кп общ - экспериментально определенная общая пористость образца; Vp изм - измеренная скорость распространения упругой продольной волны в образце; Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы, после чего определяют поровую пористость, как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью. Технический результат - повышение точности и достоверности определения трещинной пористости пород. 4 ил., 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к области геофизических исследований (петрофизики), в частности к ультразвуковым исследованиям горных пород, и может применяться для оценки трещинной пористости горных пород.

Известен способ определения трещинной пористости пород (патент РФ №2012021, G01V 1/40, опубл. 30.04.1994), заключающийся в проведении в изучаемом разрезе волнового акустического и гамма-гамма-каротажа. По данным каротажа определяют коэффициент сжимаемости пород для двух значений плотности заполняющей скважину промывочной жидкости. При этом плотность увеличивают на 15-20% в зависимости от глубины скважины и допустимой величины давления гидроразрыва пород. Коэффициент пористости пород определяют с учетом коэффициентов сжимаемости пород, определенных по двум замерам, коэффициента сжимаемости матрицы (блока) и изменения плотности бурового раствора перед повторным исследованием. Недостатком известного способа является невысокая точность, обусловленная отсутствием достоверных данных о коэффициенте сжимаемости матрицы и методов его определения в реальных условиях залегания пород, а также отсутствием надежных данных о зависимости коэффициента сжимаемости пласта от изменений плотности бурового раствора в скважине.

Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ определения трещинной пористости пород (патент РФ №2516392, G01V 1/28, опубл. 20.05.2014), в котором формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, после чего определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы с использованием зависимости скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы от их общей пористости, определенных в условиях, моделирующих пластовые условия. Далее рассчитывают величину трещинной пористости для каждого из образцов исследуемой породы, после чего определяют поровую пористость как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью. Недостатком указанного способа является определение скорости распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы статистическими методами. При этом из-за неоднородности минералогического состава исследуемых образцов получают отрицательные значения трещинной пористости, что не имеет физического смысла.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое техническое решение, является разработка способа, позволяющего определять трещинную и поровую пористости горных пород путем определения скорости распространения продольной волны в исследуемой горной породе.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое техническое решение, является повышение точности и достоверности определения трещинной пористости горных пород.

Для достижения указанного технического результата в способе определения трещинной пористости горных пород путем определения скорости распространения продольной волны в исследуемой породе предварительно формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость и плотность каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях и с использованием полученной зависимости пористости от плотности исключают из дальнейшего исследования образцы с отличающимся минералогическим составом. Затем для оставшихся в наборе образцов экспериментально определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в условиях, моделирующих пластовые условия, после чего определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы с использованием полученной зависимости скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы от их общей пористости, определенных в условиях, моделирующих пластовые условия. Далее рассчитывают величину трещинной пористости (Кп тр) для каждого из образцов исследуемой породы по формуле:

где Кп общ - экспериментально определенная общая пористость образца;

Vp изм - измеренная скорость распространения упругой продольной волны в образце;

Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы,

после чего определяют поровую пористость как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью.

На скорость распространения продольной волны при исследовании горной породы большое влияние оказывают образцы с отличающимся минералогическим составом (Дортман Н.Б. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. М.: Недра, 1984. С. 455). В заявляемом способе предлагается на начальном этапе исследования исключать из набора образцов исследуемой породы образцы с существенно отличающимся минералогическим составом.

В горной породе поры и трещины образуют общую пористость:

где Кп пор - поровая пористость горной породы, в %;

Кп тр - трещинная пористость горной породы, в %.

Для исследования горной породы необходимо выяснить, какая доля общей пористости приходится на поры и какая - на трещины для каждого образца исследуемой породы. Использование понятия добротности и знание величины общей пористости образцов исследуемой горной породы позволяет проводить такое разделение.

Отношение измеренной скорости распространения продольных волн в образце исследуемой породы к скорости распространения продольных волн в минеральном скелете исследуемой породы (при Кп общ, равной нулю), выраженное в процентах, называется добротностью Q (Мори В. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. М.: Мир, 1994, с. 176-184) и характеризует воздействие пор и трещин на породу:

где Vp изм - измеренная скорость распространения продольной волны в образце исследуемой породы, в км/с;

Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы, в км/с.

Как вытекает из выражения (2), при добротности, равной 100%, порода не имеет ни трещин, ни пор. Уменьшение значения добротности отражает наличие в горной породе трещин и пор.

Известна зависимость добротности Q от поровой пористости Кп пор

где Q - добротность горной породы, в %;

А также - зависимость добротности от трещинной пористости горной породы:

откуда вытекает зависимость добротности от общей пористости:

решая известное уравнение (5) относительно Кп тр, получаем формулу:

Подставляя в формулу (6) выражение для Q по формуле (2) и выражение для Кп пор по формуле (1), получаем конечную формулу для вычисления трещинной пористости:

На фиг. 1 показана зависимость плотности от пористости исследуемой породы.

На фиг. 2 - зависимость скорости распространения продольной волны от эффективного давления для образцов горных пород с различной общей пористостью.

На фиг. 3 - зависимость скорости распространения продольной волны от общей пористости для образцов исследуемой породы.

На фиг. 4 - зависимость скорости распространения продольной волны от общей пористости для образцов исследуемой породы, оставшихся в наборе после удаления образцов с отличающимся минералогическим составом.

Способ осуществляют следующим образом.

- Формируют набор образцов исследуемой породы.

- Определяют общую пористость и плотность для каждого из образцов исследуемой породы в атмосферных условиях методом жидкостенасыщения или газоволюметрическим методом.

- По полученным значениям строят график зависимости плотности от пористости для образцов исследуемой породы. Аппроксимируют полученную зависимость методом наименьших квадратов в Excel и получают линейную зависимость параметра у от параметра x (в данном случае плотности от пористости образцов). Степень достоверности аппроксимации определяется величиной, обозначаемой .

Чем ближе R2 к единице, тем выше достоверность получаемой зависимости (фиг. 1).

- По результатам анализа указанной зависимости выделяют и исключают из дальнейшего исследования образцы, значительно отличающиеся своим минералогическим составом: образцы, координаты которых на графике зависимости (фиг. 1) более чем на 2% отличаются от линии аппроксимации.

- Определяют общую пористость каждого из образцов в условиях, моделирующих пластовые. Общую пористость определяют посредством измерений объема жидкости, вытесненной из порового пространства образца при увеличении эффективного давления от 0,1 МПа до давления в пласте (обычно более 15 МПа), и с учетом объема образца по формуле:

где Кп общ пл - общая пористость образца в условиях, моделирующих пластовые, %;

Кп общ атм - общая пористость образца в атмосферных условиях, %;

ΔVпор - объем жидкости, вытесненной из порового пространства образца при переходе от атмосферных условий к условиям, моделирующим пластовые, см3;

Voбp - объем образца, см3.

- Определяют скорость распространения упругой продольной волны для каждого из образцов исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые.

Общую пористость (Кп общ пл) и скорость распространения продольной волны (Vp пл) в условиях, моделирующих пластовые, определяют экспериментально с помощью любой установки, позволяющей моделировать пластовые условия и определять общую пористость и скорость распространения упругой продольной волны в исследуемой породе. На установке моделирования пластовых условий изменяют напряженное состояние образцов исследуемой породы путем создания всестороннего давления Рвс, равного литостатическому давлению, и порового давления Рпор, равного давлению флюида (газ, жидкость) в пласте. При этом создают эффективное давление Рэф, равное их разности. При достаточно больших значениях эффективного давления (40,0 МПа и более) скорость распространения продольной волны в образцах достигает максимума (фиг. 2).

- Определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы (общая пористость равна нулю), для чего аппроксимируют зависимость скорости распространения продольной волны от общей пористости, полученную по измеренным величинам общей пористости и скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые, и получают линейную зависимость:

где А - коэффициент, характеризующий интенсивность изменения скорости распространения продольной волны от общей пористости образцов. Скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы графически определяется как точка пересечения линии аппроксимации с вертикальной осью координат и численно равна величине свободного члена в линейной зависимости (фиг. 3).

Для мономинеральной горной породы возможно использование известной из справочной литературы скорости распространения продольной волны в этом минерале, определенной при условии отсутствия в нем трещин, дефектов и вкраплений других минералов.

- Определяют величину трещинной пористости для каждого из образцов исследуемой породы. Для этого используют уравнение (7) зависимости трещинной пористости от измеренной общей пористости и отношения измеренной скорости распространения продольной волны в образце исследуемой породы к скорости распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы, полученных в условиях, моделирующих пластовые.

- Определяют величину поровой пористости как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью для каждого из образцов исследуемой породы в соответствии с уравнением (1) в условиях, моделирующих пластовые.

Пример осуществления способа

- Сформировали набор из 24 образцов песчаника.

- Определили общую пористость (Кп общ атм) и плотность (δ) каждого из образцов методом жидкостенасыщения (ГОСТ 26450.1-85) при атмосферных условиях (столбцы 2 и 3 таблицы).

- По полученным значениям построили график зависимости общей пористости от плотности (фиг. 1).

- По результатам анализа полученной зависимости выделили образцы, подлежащие исключению из дальнейшего исследования (образцы №3 и №4 в таблице).

- Для сравнения результатов вначале провели исследование без исключения из набора указанных образцов.

- С помощью установки ПУМА-650 определили общую пористость и скорость распространения продольной волны для каждого из образцов в термобарических условиях, моделирующих пластовые (всестороннее давление Рвс=50 МПа, поровое давление Рпор=13 МПа, температура Т=22°С), при этом точность определения: пористости - ±0,01%, скорости распространения продольной волны - ±0,002 км/с (столбцы 4 и 5 таблицы).

- Определили скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемого песчаника (Vp ск), используя линейную зависимость (9) (при А=0,103) и полученную зависимость скорости распространения продольной волны в образцах от общей пористости всех образцов в условиях, моделирующих пластовые (фиг. 3). Полученная Vp ск=5,864 км/с при исследовании полного набора образцов (столбец 5 таблицы).

- Определили величину трещинной пористости (Кп тр) в пластовых условиях для каждого из образцов исследуемого песчаника, используя формулу (7) (столбец 6 таблицы). При этом для некоторых образцов получены отрицательные значения трещинной пористости, что обусловлено неточным определением (заниженным значением) скорости распространения продольной волны в минеральном скелете породы.

- Определили величину поровой пористости (Кп пор), используя уравнение (1), для каждого из исследуемых образцов (столбец 7 таблицы).

Далее для получения уточненных значений скорости распространения продольной волны провели исследование, исключив образцы №3 и №4 из полного набора образцов песчаника.

- Построили график зависимости скорости распространения продольной волны от пористости и определили уточненную скорость распространения продольной волны в минеральном скелете песчаника (при общей пористости равной нулю) Vp ск=6,080 км/с (фиг. 4).

- Определили величину трещинной пористости (Кп тр) в пластовых условиях для каждого из образцов исследуемого песчаника, используя формулу (7) (столбец 8 таблицы), причем в таблице отсутствуют отрицательные значения трещинной пористости за счет исключения образцов №3 и №4, которые обусловили погрешность в определении трещинной пористости.

- Определили величину поровой пористости (Кп пор), используя уравнение (1), для каждого из оставшихся в наборе образцов исследуемой породы (столбец 9 таблицы).

Таким образом, в предлагаемом способе для определения трещинной пористости горной породы используют уточненное значение скорости распространения продольной волны в минеральном скелете, полученное за счет исключения на начальном этапе исследования образцов исследуемой породы с отличающимся минералогическим составом, что позволяет получить более точные и достоверные результаты исследования.

Способ определения трещинной пористости горных пород путем определения скорости распространения продольной волны в исследуемой породе, для чего предварительно формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость и плотность каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях и с использованием полученной зависимости пористости от плотности исключают из дальнейшего исследования образцы с отличающимся минералогическим составом, затем для оставшихся в наборе образцов экспериментально определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в условиях, моделирующих пластовые условия, после чего определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы с использованием полученной зависимости скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы от их общей пористости, определенных в условиях, моделирующих пластовые условия, далее рассчитывают величину трещинной пористости (Кп тр) для каждого из образцов исследуемой породы по формуле:

Кп тр = [(100 - 1,6 Кп общ - 100⋅(Vp изм / Vp ск)] / 20,4,

где Кп общ - экспериментально определенная общая пористость образца;

Vp изм - измеренная скорость распространения упругой продольной волны в образце;

Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы,

после чего определяют поровую пористость как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к геофизическим методам контроля разрушения горных пород и может быть использовано на рудных и нерудных месторождениях для исследования и локации образовавшихся несплошностей.

Способ выполнения инверсии одновременных кодированных источников геофизических данных для оценки параметров модели (41) физических свойств, в особенности приспособленный для обследований без геометрии системы регистрации стационарных приемников, таких как, например, морские сейсмические обследования с перемещающимися источником и приемниками.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения параметров упругой анизотропии для геологического подземного пласта. Предложены способ и устройство для расчета анизотропного параметра петрофизической модели для геологического подземного пласта.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных мероприятий. Согласно заявленному предложению данные поступательного движения в первом направлении измеряются датчиками движения частиц, содержащимися в удлиненном корпусе устройства датчика, расположенного на земной поверхности.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для отслеживания трещин в процессе гидроразрыва пласта. Предложены система, способ и носитель данных, используемые для анализа микросейсмических данных, собранных при гидравлическом разрыве пласта в подземной зоне.

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для выявления и локализации перспективных на нефть и газ зон и объектов. Заявленный способ включает проведение сейсмических работ по сети пересекающих бассейн региональных профилей, а также формирование композитных профилей из отработанных ранее площадных систем 2D, бурения, ГИС и опробования скважин и их комплексной структурной интерпретации с построением структурных карт по основным отражающим горизонтам и карт мощностей между ними.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения доверительного значения для плоскости развития трещины. В некоторых аспектах выбирают подмножество микросейсмических событий, связанных с операцией гидроразрыва подземной зоны.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для отслеживания трещин в процессе гидроразрыва пласта. Предложенные система, способ и программные средства могут быть использованы для анализа микросейсмических данных от операции по разрыву пласта.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Предложен способ определения параметров анизотропии, который включает предоставление информации о медленности продольной и поперечной волны в однородном, анизотропном пласте в наклонной скважине с углом наклона больше чем 40 градусов и меньше чем 90 градусов, как определено трансверсальной изотропией с вертикальной осью симметрии (VTI), предоставление зависимости между нормальной и тангенциальной податливостью, и, исходя из этих данных и зависимости, выдачу модели для подсчета значения параметров анизотропии (например, α0, ε, δ), которые характеризуют однородный, анизотропный пласт (например, вдоль скважины под углом 90 градусов).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для отслеживания трещин в процессе гидроразрыва пласта. Предложенные система, способ и программное обеспечение могут использоваться для анализа микросейсмических данных, обусловленных гидроразрывом.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсморазведочных данных. Заявлен способ для многопараметрической инверсии с использованием упругой инверсии. Этот способ разлагает данные на сдвиговые/угловые группы и выполняет инверсию на них в последовательном порядке. Этот способ может значительно ускорить сходимость итеративного процесса инверсии, и, следовательно, является наиболее выгодным при использовании для полноволновой инверсии (FWI). Настоящий изобретательный подход опирается на взаимосвязи между энергией отражения и углом отражения, или, что то же самое, зависимость от сдвига в упругой FWI. Изобретение использует признание того, что амплитуды отражения малого угла (ближний сдвиг) в значительной степени определяются одним акустическим сопротивлением, вне зависимости от большей части Vp/Vs. Отражения большого угла (средний и дальний сдвиг) зависят от Ip, Vp/Vs (2) и других земных параметров, таких как плотность (3) и анизотропия. Следовательно, настоящий изобретательский способ разлагает данные на угловые или сдвиговые группы в выполнении многопараметрической FWI, чтобы уменьшить перекрестные помехи между различными параметрами модели, которые определяются в инверсии. Технический результат – повышение точности и достоверности получаемых данных. 9 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Предложен способ обработки данных, представляющих физическую систему, содержащий следующие шаги: обеспечивают (Р2) входные данные, представляющие различия в физической системе между первым и вторым состояниями физической системы, и инвертируют (Р5) входные данные или данные, определенные на их основе, в соответствии с параметризованной моделью (PI) физической системы для получения разностей параметров модели в первом и втором состояниях, где параметры модели представляют свойства физической системы. Причем шаг инвертирования выполняют (Р3-Р6) для множества различных возмущений (Р4) параметризованной модели и/или данных в целях получения множества наборов разностей параметров модели. Статистический анализ (Р7) множества наборов разностей выполняют для получения статистических характеристик разностей параметров модели. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Представлено описание способа определения пути движения подземного флюида через геологический объем. Начальный объект находится в геологическом объеме. Начальный объект определяет начальную границу флюида. Точки данных распределены в геологическом объеме. Точки ввода данных связаны со значениями одной или более геологических атрибутов. Способ включает следующие этапы: задание выражения, устанавливающего изменение положения границы флюида в точках данных на протяжении итерации на основании значений одного или более атрибутов и применение этого выражения в точках данных для последовательных итераций с целью изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций. Далее путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности к способам обработки микросейсмических данных. Согласно заявленному способу определения местоположения очага микросейсмического события в процессе обработки исходного микросейсмического сигнала осуществляют его разложение на слои детализации (масштабы) d(n) с различными энергетическими и частотными характеристиками. На каждом из указанных масштабов d(n) строят функцию прямолинейности и находят при условии ее максимизации время прихода продольной составляющей микросейсмического сигнала. К каждой из исходных продольной и поперечной составляющих микросейсмического сигнала применяют дискретное вейвлет-преобразование с последующим разложением их на слои детализации (масштабы) d(n) с различными энергетическими и частотными характеристиками. На каждом из указанных масштабов d(n) строят отношения поперечных амплитуд к продольным и находят время прибытия поперечной составляющей микросейсмического сигнала. Определяют скорость прохождения составляющих микросейсмического сигнала, на основании которых вычисляют расстояние до очага микросейсмического события. Технический результат - снижение неопределенности при вычислении местоположения очага микросейсмического события при гидравлическом разрыве пласта. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска углеводородов и уточнения имеющихся запасов углеводородов на акваториях, в ходе морской сейсморазведки, в ходе шельфовой сейсморазведки, в том числе в Северных морях. Заявлен способ регистрации сейсмических сигналов с целью поиска и разведки углеводородов в структурах подводных геологических массивов, согласно которому осуществляют регистрацию сейсмических волн, в том числе откликов в воде от PS- и SS-волн, отраженных от неоднородностей подводного геологического массива и генерируемых источником сейсмических волн, посредством приемников, расположенных в водном слое, и проводят анализ временных записей сигналов, по результатам которого судят об исследуемом подводном геологическом массиве. При этом приемники располагают вблизи поверхности воды и удаляют от источника на минимальное заданное расстояние, обеспечивающее возможность регистрации откликов в воде от PS- и SS-волн, которое определяют путем полноволнового численного моделирования на основе известных данных о рельефе дна, и/или о толщине водного слоя, и/или об исследуемом подводном геологическом массиве. Технический результат – уменьшение трудоемкости, технической и технологической сложности проведения работ при одновременном повышении информативности сейсмических исследований. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Предложен способ вибрационной сейсморазведки, основанный на возбуждении и регистрации сейсмических колебаний при управлении опорного сигнала виброисточником колебаний. Согласно заявленному решению опорный сигнал разбивают на интервалы, которые соизмеримы между собой по временной продолжительности. Продолжительность отдельного интервала на два порядка меньше продолжительности опорного сигнала. После этого интервалы опорного сигнала стыкуют между собой в виде новой последовательности, причем место каждого из выделенных ранее интервалов в этой последовательности определяют по датчику случайных чисел. Сформированный таким образом новый опорный сигнал используют в качестве управляющего сигнала при излучении колебаний виброисточником, а также для формирования взаимнокорреляционных функций зарегистрированных сейсмических записей с этим опорным сигналом или для деконволюции записей при помощи оператора, рассчитанного по данному опорному сигналу. Квазислучайная последовательность интервалов исходного опорного сигнала для разных источников получается разной в силу различных стартовых значений датчика случайных чисел. Тем самым обеспечивается возможность одновременной работы различных виброисточников, для каждого из которых вновь сформированный опорный сигнал характеризуется отличающейся от других вновь сформированных сигналов последовательностью интервалов, на которые разбит исходный опорный сигнал. Тем самым из сейсмических записей, полученных путем одновременной регистрации сигналов, излучаемых различными источниками, можно путем взаимной корреляции или деконволюции с опорным сигналом, привязанным к конкретному виброисточнику, извлечь именно ту часть записи, которая регистрируется от данного виброисточника. Исходный опорный сигнал, из которого формируют новый опорный сигнал с квазислучайной последовательностью интервалов, может быть либо рассчитан, либо зарегистрирован внутри среды или в приповерхностной зоне. Технический результат - повышение качества и эффективности вибрационной сейсморазведки. 1 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к техническим средствам охраны, способам обнаружения объектов, в том числе нарушителей, на охраняемой территории по создаваемым ими сейсмическим колебаниям и может быть использована для охраны участков местности и подступов к зданиям. Предложен способ обнаружения объекта, передвигающегося по охраняемой территории, включающий регистрацию и обработку формируемого объектом сейсмического сигнала, выделение в скользящем временном окне импульсов сейсмического сигнала заданной длительности, вычисление энергии сейсмического сигнала и сравнение полученных значений количества импульсов и энергии сейсмического сигнала с пороговыми значениями. Причем при превышении пороговых значений дополнительно вычисляют АКФ сейсмического сигнала, определяют первое локальное максимальное и первое локальное минимальное значения АКФ, вычисляют выраженное в процентах отношение k разности упомянутых максимального и минимального значений к упомянутому максимальному значению. По заданному количеству отношений k определяют среднее арифметическое значение kср и по результатам сравнения полученного значения kср с пороговым принимают решение о факте передвижения объекта по охраняемой территории. При этом в процессе обработки коэффициент усиления последующего сейсмического сигнала определяют в соответствии со средним значением энергии предшествующего сейсмического сигнала в скользящем временном окне. Предложено также устройство для осуществления вышеупомянутого способа обнаружения объекта, передвигающегося по охраняемой территории, состоящее из последовательно соединенных преобразователя сейсмических сигналов, предварительного усилителя, регулируемого усилителя, входного аналогового фильтра, блока цифровой обработки сейсмических сигналов, включающего последовательно соединенные аналого-цифровой преобразователь, цифровой полосовой фильтр, блок формирования скользящего временного окна, блок выделения импульсов сейсмического сигнала, блок подсчета количества импульсов заданной длительности и энергии сейсмического сигнала в скользящем временном окне, и блока принятия решения. Причем в устройстве блок цифровой обработки сейсмических сигналов дополнительно содержит последовательно соединенные блок запуска вычислителя автокорреляционных функций, вычислитель автокорреляционных функций и анализатор формы автокорреляционных функций, при этом вход упомянутого блока запуска соединен с выходом блока подсчета количества импульсов заданной длительности и энергии сейсмических сигналов, упомянутый блок запуска соединен с регулируемым усилителем посредством управляющего канала, а выход анализатора формы автокорреляционных функций соединен с входом блока принятия решения. Технический результат - повышение вероятности обнаружения объектов, передвигающихся по охраняемой территории, при изменении климатических условий и, как следствие, изменении поглощающих свойств грунта. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске углеводородов в водном пространстве. Описан способ обнаружения углеводородов. Способ включает в себя получение сейсмических данных, связанных с водной массой в области разведки. Затем фильтр применяют к по меньшей мере части сейсмических данных для усиления сигналов аномалий дифракции относительно горизонтальных или почти горизонтальных сигналов, связанных с водной массой, чтобы образовать фильтрованные сейсмические данные. После фильтрации места просачивания идентифицируют по фильтрованным сейсмическим данным. Технический результат – повышение точности и достоверности получаемых данных. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано при поиске залежей углеводородов. Способ поиска и разведки залежей углеводородов по первому варианту заключается в том, что трехкомпонентные сейсмические приемники размещают на расстоянии от 100 метров до 10000 метров друг относительно друга, регистрируют и записывают информационные сигналы с по меньшей мере двух трехкомпонентных сейсмических приемников низкочастотного диапазона с синхронным снятием информационных сигналов с трех каналов по трем компонентам (x, y, z) в диапазоне частот от 0 Гц до 50 Гц. По измеряемым компонентам (x, y, z) в течение промежутка времени, достаточного для записи статистически достоверного шумового сигнала в низкочастотном диапазоне, рассчитывают векторные характеристики измеренных полей колебаний: дивергенцию и ротор и векторное произведение горизонтальных компонент полученных информационных сигналов. Оценивают наличие или отсутствие залежей углеводородов по отношению спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц к спектральной мощности параметров f1, f2 в диапазоне от 0 Гц до 7 Гц.. По второму варианту в способе проводят дополнительное генерирование сейсмических колебаний сейсмовибратором, периодически генерирующим колебания в течение 30-40 сек с паузой в 20-30 секунд, а суждение о наличии залежей углеводородов выносят, если корреляционная размерность исходного векторного поля скоростей (F) в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность исходного векторного поля скоростей (F) в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора. В третьем варианте реализации заявленного способа суждение о наличии залежей углеводородов выносят, если корреляционная размерность ротора исходного поля (Е) в режиме регистрации сейсмического шума Земли больше, чем корреляционная размерность ротора исходного поля (Е) в режиме регистрации информационных сигналов с использованием периодических колебаний сейсмовибратора. Технический результат – повышение достоверности обнаружения залежей углеводородов. 3 н. и 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для картирования границ субвертикальных протяженных объектов. Заявлен способ определения границ субвертикальных протяженных объектов в геологической среде, согласно которому на исследуемом участке устанавливают в каждой точке измерений i два горизонтальных с идентичными амплитудно-частотными характеристиками (АЧХ) сейсмометров X и Y, оси чувствительности которых взаимно ортогональны. Оси чувствительности всех сейсмометров X имеют одинаковое направление ориентации, и оси чувствительности всех сейсмометров Y имеют одинаковое направление ориентации. Расстояние между точками измерений i составляет не более минимальной глубины заданного диапазона исследований. Проводят синхронную регистрацию микросейсмических сигналов, состоящих из волн Рэлея, сейсмометрами X и Y в течение времени регистрации T, определяемом периодом стационарности горизонтальных компонент микросейсмического сигнала. Затем вычисляют усредненный по времени регистрации T спектр мощности SXi(f) горизонтальных компонент сигналов сейсмометров X и спектр мощности SYi(f) горизонтальных компонент сигналов сейсмометров Y в каждой точке измерений i. Определяют отношения полученных спектров мощности в каждой точке измерений i SXi(f)/SYi(f), после чего строят для каждой выбранной частоты fj карты значений отношения спектров мощности SXi(fj)/SYi(fj), интерполяционную поверхность значений отношения спектров мощности SXi(fj)/SYi(fj) и карты модуля градиента интерполяционной поверхности. Привязку каждой полученной карты значений отношения спектров мощности SXi(fj)/SYi(fj) к глубине Hj проводят с использованием формулы Hj=0,6-0,8V(fj)/fj, где V(fj) - средняя фазовая скорость волны Рэлея, fj - частота в спектре. Определение границ субвертикальных протяженных геологических объектов проводят по значениям модуля градиента, превышающим 2/3 от максимального значения модуля градиента. Технический результат – повышение достоверности определения субвертикальных границ объектов в геологической среде за счет того, что горизонтальные компоненты случайного микросейсмического сигнала по отношению друг к другу являются физически равнозначными, и сокращение трудоемкости измерений. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-10-30 2017-04-12T00:54:53
Наверх