Многопараметрическая инверсия через зависящую от сдвига упругую полноволновую инверсию (fwi)

Авторы патента:

ВАН Кэ (US)

ЛАЗАРАТОС Спиридон К. (US)

G01V1/28 - обработка сейсмических данных, например их анализ для интерпретации, коррекции (G01V 1/48 имеет преимущество)

Владельцы патента RU 2615591:

ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US)

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.

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ

[0001] Эта заявка испрашивает приоритет Предварительной Заявки 61827474 на выдачу патента США, поданной 24 мая 2013 года, озаглавленной "Многопараметрическая Инверсия через Зависящую от Сдвига Упругую Полноволновую Инверсию (FWI)", вся полнота которой включена в материалы настоящей заявки посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

[0002] Изобретение относится в целом к области геофизической разведки, включая разведку углеводородов и, более конкретно, к обработке сейсмических данных. В частности, изобретение представляет собой способ для эластичной полноволновой инверсии ("FWI") сейсмических данных, чтобы получить геологическую модель нескольких физических параметров.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0003] Процесс инверсии в обработке геофизических данных обычно, и в случае настоящего документа в том числе, относится к процессу преобразования данных сейсмического отражения в количественное описание свойств породы пласта в форме геологической модели толщи пород. Такая модель нуждается в трех параметрах, которыми являются плотность (ρ), скорость продольной волны (Vp) и скорость поперечной волны (Vs), чтобы описать ее, если предполагается, что модель будет изотропной. Дополнительные параметры необходимы в более общей геологической модели, которая включает в себя анизотропию и затухание. Существует множество методов, используемых в инверсии в сейсмическом разрешении, таких как инверсия AVO (amplitude variation with offset, зависимость амплитуды отражения от удаления) после суммирования или до суммирования, или Полноволновая Инверсия (FWI).

[0004] Хорошо известно, что отражение PP (продольная волна вниз/продольная волна вверх) при нормальном угле падения в значительной степени определяется акустическим сопротивлением Ip = ρVp. Чтобы оценить Ip из сейсмических данных, обычно достаточно учесть только распространение продольной волны в FWI, чтобы сократить время обработки. С этой целью моделирование распространения волны зависит только от ρ и Vp. Однако одно Ip не всегда является хорошим индикатором типов и пород пласта. Известно, что жидкие типы могут быть лучше извлечены из упругих параметров, таких как Vp/Vs. В результате, многопараметрическая инверсия как для акустических, так и для упругих параметров стала желательной, возможно, почти необходимой, в характеристике пласта.

[0005] Многопараметрическая инверсия через упругую FWI играет уникальную роль в разграничении характеристик пласта, поскольку она основана на точном моделировании распространения упругой волны. Упругая FWI представляет собой очень дорогой процесс по двум основным причинам. Во-первых, моделирование конечной разности становится намного более дорогим, чем под упругим (только продольная волна) предположением, вследствие более плотных вычислительных сеток, необходимых для компьютерного моделирования распространения поперечных волн. Во-вторых, многопараметрическая инверсия требует намного больше итераций, чем акустическая FWI, для достижения сходимости и уменьшения перекрестных помех между различными параметрами. В определении характеристик пласта наиболее важными параметрами для описания свойств породы являются акустическое сопротивление Ip и отношение Vp/Vs скоростей. Следовательно, есть необходимость в способе FWI, который может надежно инвертировать для Ip и Vp/Vs с малым количеством итераций (предпочтительно ~10), чтобы сделать его практичным в бизнес применениях, таких как определение характеристик пласта и скоростное построение модели.

[0006] Существует широкий спектр методов оценки свойств породы по сейсмическим данным. Процедура, предложенная Хэмпсоном и др. (2005), представляет типичный рабочий процесс в инверсии AVO перед суммированием. В их рабочем процессе Ip, Is и плотность оцениваются одновременно на основе AVO в угловых сейсмограммах и уравнениях Аки-Ричардса (Аки и Ричардс, 2002). Их подход основан на линеаризованном приближении для отражательной способности вместо итеративного процесса моделирования упругих волн и сопоставления форм волн. Вычислительная стоимость, следовательно, намного дешевле в инверсии до суммирования вследствие линеаризованного приближения. В противоположность этому, упругая FWI, хотя и является намного более дорогим процессом, имеет потенциал генерирования превосходных результатов.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

[0007] Настоящее изобретение представляет собой надежный и эффективный реализуемый на компьютере способ для многопараметрической инверсии с использованием упругой FWI. Этот способ разлагает данные на сдвиговые или угловые группы и выполняет упругую FWI на них в последовательном порядке. Этот способ может значительно ускорить сходимость, с коэффициентом примерно 10 в некоторых примерах, по сравнению с упругой FWI, проводимой без улучшений настоящего изобретения. Настоящий изобретательный подход опирается на взаимосвязь между энергией отражения и углом отражения, или, что то же самое, зависимость от сдвига в упругой FWI. Из классической теории AVO Аки и Ричардса (1980) известно, что амплитуды отражений малого угла (близко к сдвигу) в значительной степени определяются одним акустическим сопротивлением, не зависимым по большей части от Vp/Vs. Отражения большого угла (средний и дальний сдвиг) зависят от Ip, Vp/Vs и других земных параметров, таких как плотность и анизотропия. Следовательно, настоящий изобретательный способ разлагает данные на угловые/сдвиговые группы в выполнении многопараметрической FWI, чтобы уменьшить перекрестные помехи между различными параметрами модели, т.е. между неизвестными инверсии. В целях настоящего раскрытия, включая прилагаемую формулу изобретения, нужно подразумевать, что разложение данных на угловые группы эквивалентно разложению данных на сдвиговые группы, и следует понимать, что один термин будет включать в себя другой.

[0008] В одном из вариантов осуществления изобретение представляет собой реализуемый на компьютере способ для инверсии сейсмических данных, чтобы вывести параметры подповерхностных физических свойств, включая скорость продольной волны, скорость поперечной волны, и плотность, состоящий в том, что извлекают только режим PP из сейсмических данных, и инвертируют данные режима PP последовательно в два или более различных диапазона сдвига, при этом каждая инверсия диапазона сдвига определяет по меньшей мере один параметр физического свойства, где во второй и последующих инверсиях параметры, определенные в предыдущей инверсии, фиксированы.

[0009] В другом варианте осуществления изобретение представляет собой способ для инверсии сейсмических данных, чтобы вывести по меньшей мере скорость продольной волны, скорость поперечной волны и плотность, состоящий в том, что: (a) принимают только данные PP-режима из сейсмических данных, и разделяют сейсмические данные на диапазон ближнего сдвига, диапазон среднего сдвига и диапазон дальнего сдвига, при этом диапазоны могут перекрываться или могут не перекрываться; (b) инвертируют диапазон ближнего сдвига для акустического сопротивления Ip продольной волны с использованием компьютера, запрограммированного с помощью алгоритма акустической инверсии; (c) инвертируют диапазон среднего сдвига для акустического сопротивления Is поперечной волны или для скорости Vp продольной волны, деленной на скорость Vs поперечной волны, с Ip, зафиксированным на своем значении из (b), с использованием алгоритма упругой инверсии; (d) инвертируют диапазон дальнего сдвига для плотности, используя алгоритм упругой инверсии, с Ip, зафиксированным на своем значении из (b), и Vp/Vs, зафиксированным на значении, определенном из значения Is из (c); и (e) вычисляют Vp и Vs из Ip и Is, используя определение акустического сопротивления и плотности, как определено в (d).

[0010] В типичном примере диапазон ближнего сдвига мог бы быть <500 м, при этом диапазон дальнего сдвига составляет >2 км, а диапазон среднего сдвига находится между ними.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

[0011] Преимущества настоящего изобретения более понятны со ссылкой на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи, на которых:

Фигура 1 представляет собой блок-схему, показывающую основные шаги в одном варианте осуществления способа обработки сейсмических данных настоящего изобретения;

Фигура 2 показывает профили истинных Vp, Vs и плотности, используемые для генерирования синтетической сейсмограммы и одной из сейсмограмм общей точки взрыва;

Фигура 3 показывает инверсию Ip с использованием ближнего сдвига и несоответствия данных по сравнению с истинным Ip и синтетическими данными;

Фигура 4 показывает Ip одно без знания о Vp/Vs, не в состоянии объяснить данные среднего сдвига;

Фигура 5 показывает инверсию Vp/Vs с зафиксированным Ip из Фигуры 2, объясняет сейсмические данные до средних сдвигов; и

Фигура 6 показывает результаты инверсии плотности от данных дальнего сдвига, с Ip и Vp/Vs зафиксированными из Фигуры 2 и Фигуры 4.

[0012] Многие из чертежей представляют собой цветные оригиналы, преобразованные в оттенки серого из-за ограничений патентного права на использование цвета.

[0013] Изобретение будет описано в связи с примерными вариантами осуществления. Однако в той степени, в которой последующее подробное описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования изобретения, оно предназначено только для иллюстрации, и не должно быть истолковано в качестве ограничивающего объем изобретения. Напротив, оно предназначено для охвата всех альтернативных вариантов, модификаций и эквивалентов, которые могут быть включены в объем изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРИМЕРНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

[0014] Способ упругой FWI, представленный ("SSB" для краткости) Сирс, Сингх и Бартон (Sears, Singh and Barton, 2008), трехэтапный рабочий процесс был предложен для оценки Vp, Vs из сейсмических данных продольной волны и поперечной волны: этап один, инверсия для Vp короткого и промежуточного масштаба с использованием данных продольной волны нормального падения и широкого угла; этап два, инверсия для промежуточной Vs с использованием данных продольной волны широкого угла; и этап три, инверсия для Vs короткого масштаба с использованием данных обменной PS-волны. Короткий и промежуточный масштаб являются терминами, используемыми в работе SSB. Вообще говоря, короткий масштаб относится к пространственным масштабам, которые могут быть выведены непосредственно из высокочастотной энергии отражения в сейсмических данных, а большой масштаб относится к пространственным масштабам, чьи отраженные частоты ниже типичных сейсмических источников (например, 4-6 Гц в морских работах). Следовательно, большой масштаб, как правило, выводится из анализа скорости миграции. Разрыв между большим масштабом и коротким масштабом обычно называется промежуточным масштабом.

[0015] Тогда как способ SSB может показаться, на первый взгляд, похожим на 3-этапный изобретательский способ, который описан в материалах настоящей заявки, есть важные отличительные признаки, которые отличают их. Во-первых, способ SSB использует различные волновые режимы на протяжении 3 этапов. Настоящий изобретательский способ использует один и тот же волновой режим (PP-волна), но различный угол отражения/сдвиг на протяжении трех этапов. Хорошо известно, что данные PP-волны представляют большую часть записанной энергии в типичной сейсмической разведке, и, следовательно, большую часть значения в морских сейсморазведочных работах с буксируемой косой. Во-вторых, способ SSB не разделяет данные нормального падения и широкоугольной продольной волны на этапе 1, а использует их одновременно. Настоящий изобретательский способ использует только данные отражения малого угла на этапе 1, который является критическим этапом ускорения сходимости.

[0016] Синтетический пример используется, чтобы продемонстрировать, что этот метод является очень надежным и эффективным в извлечении Ip и Vp/Vs. Общее число итераций, необходимых для получения Ip и Vp/Vs, составляет ~10. Извлечение информации о плотности на этапе 3 (см. блок схему на Фиг.1) может потребовать дополнительные 10-15 итераций в синтетическом примере. Испытания на эксплуатационных данных показывают, что точная и надежная оценка Ip и Vp/Vs может быть получена также в пределах ~10 итераций. Однако в случае эксплуатационных данных надежность инверсии плотности сильно зависит от точности модели скорости, включая анизотропию, и качества данных на дальних сдвигах.

[0017] Синтетический пример следует варианту осуществления настоящего изобретательского способа, проиллюстрированного на блок-схеме на Фиг.1. Синтетические (смоделированные на компьютере) данные используются в этом тестовом примере, чтобы продемонстрировать изобретения. Набор данных генерируется моделированием изотропной упругой конечной разности на пластовой (ID) модели толщи пород, показанной на Фигуре 2, где Vp, Vs и плотность изображены по сравнению с глубиной в недрах. Единицами измерения для скорости и плотности являются м/с и кг/м³. Общим образом снятая сейсмограмма синтетических "измеренных" данных также показана обозначением 8 на Фиг.2. Время в секундах изображено на вертикальной оси, а сдвиг в метрах изображен на горизонтальной оси. Максимальная глубина модели толщи пород составляет 2,3 км, а максимальный доступный сдвиг составляет 5 км. Из-за ограничений патентного права на использование цвета, изображенная снятая сейсмограмма 8 представляет собой преобразование в оттенки серого цветного отображения данных, где цвет используется для представления величины сейсмических амплитуд. То же самое справедливо для сравнений смоделированных и измеренных данных, а также несоответствий, показанных на Фиг.3-6.

[0018] Шаг 1: Инверсия Ip из данных ближнего сдвига. Во-первых, акустическая FWI выполняется с использованием данных PP ближнего сдвига (сдвиг <500 м), чтобы получить оценку Ip, которая изображена на Фиг.3. Как объяснено выше, данные PP-волны на малых углах отражения (эквивалентно, малых сдвигах в этом примере) определяются акустическим сопротивлением Ip. Упругие параметры оказывают очень маленькое воздействие на данные PP отражения малых углов. Исходные модели Vp и плотности необходимы для выполнения акустической FWI. Исходная модель Vp может быть получена из традиционного анализа скорости миграции, и для этого синтетического теста сглаженная версия "истинного" профиля Vp (используемого для ускорения моделирования синтетических данных) на Фигуре 2 была использована. Исходная модель плотности может быть получена из эмпирической взаимосвязи между плотностью и Vp. Для простоты, модель постоянной плотности (1,000 кг/м³) была использована, чтобы с нее начать. Из математического определения

$I_{p} = ρ V_{p}$ (1)

ясно, что инвертированное Ip с известной плотностью ρ может быть непосредственно переведено в Vp после деления Ip на плотность ρ. Результаты на итерации 5 Ip и Vp показаны как во временной, так и в глубинной областях на Фиг.3, где темные линии представляют собой инвертированную модель, а в меньшей степени затененные линии представляют собой синтетическую модель Инвертированная неизвестная является Ip в этом случае. Оценка Vp может затем быть получена путем деления инвертированного Ip на ρ в соответствии с уравнением (1). На Фиг.3 на инвертированные модели наложены истинные синтетические модели для сравнения. Все инверсии выполнены в глубинной области (метры); результаты показаны на 11 и 12. Для сравнения в определенном частотном диапазоне результаты инверсии преобразуются во время (секунды) посредством преобразования глубина-во-время с использованием сглаженной версии истинной Vp на Фиг.2. Сравнения во временной области (9 и 10) ограничены в пределах 5-40 Гц после применения полосового фильтра. Из 9 и 11 можно увидеть, что инвертированное Ip соответствует синтетической модели очень хорошо. Поскольку Vp была получена из инвертированного Ip на основе предполагаемой постоянной ρ в соответствии с Уравнением (1), хорошее соответствие между полученной Vp и истинной Vp не ожидается (еще не была выполнена обновленная оценка ρ). Таким образом, исходная модель плотности (постоянная) очень отличается от синтетической модели (7 на Фиг.2) плотности, и это различие отражено в Vp из-за уравнения (1). Это, в частности, указано в 10 несоответствием во временной области на примерно 1,75 с, и подобным несоответствием в глубинной области (12) на примерно 1800 м. Можно увидеть на 9 и 11, что несоответствие для Ip намного меньше в это конкретное время и на этой глубине.

[0019] Несоответствие 15 данных, т.е. разница между измеренными данными 13 (из синтетических моделей) и смоделированными данными 14 (из инвертированного Ip, постоянной плотности и полученной Vp в соответствии с (1)) показано на Фигуре 3. Разница на самом деле незначительна. Несоответствие данных представляет собой очень важный критерий для проверки сходимости во время инверсии эксплуатационных (фактических) данных, потому что в применении эксплуатационных данных 'истинная модель' редко известна. Вообще говоря, когда другие условия схожи, более хорошее несоответствие данных обычно, но не всегда, указывает на более высокую уверенность в продукте инверсии. Незначительная величина несоответствия указывает, что данные ближнего сдвига могут быть хорошо объяснены одним Ip.

[0020] Шаг 2: Инверсии Is или Vp/Vs из данных среднего сдвига (< 2 км) c Ip, зафиксированным из предыдущего шага. Следующее известно, простые взаимосвязи:

$I_{s} = ρ V_{s}$ (2)

$I_{s} = \frac{V_{s}}{V_{p}} I_{p}$ (3)

где Уравнение (3) непосредственно вытекает из Уравнений (1) и (2). На этом шаге 2 инверсия должна быть упругой, и неизвестная инверсии была Vp/Vs. Поскольку Ip зафиксировано из предыдущего шага, инвертирование для Vp/Vs эквивалентно инвертированию для Is на этом шаге в соответствии с (3). Альтернативно, неизвестной инверсии могло бы быть Is. Фиг.4 показывает различие между исходной моделью Vs (темная линия, постоянная) и синтетической моделью (в меньшей степени затененная линия) в 18, и отношение Vp/Vs показано в 19. С этой исходной моделью Vs и Vp (показанной на 17) и плотностью (постоянной) из шага 1, большое несоответствие данных может наблюдаться на панели 22 при расширении сдвига до 2 км, как показано на Фигуре 4. Это из-за того, что одного Ip не достаточно, чтобы объяснить данные среднего угла отражения (сдвига). Хорошая оценка для второго параметра, который представляет собой Vp/Vs, нужная для объяснения данных среднего сдвига. Однако, несоответствие данных на ближнем сдвиге все еще так же мало, как на Фигуре 3 (15), потому что Ip зафиксировано (16, 9) из шага 1.

[0021] Следуя тому же расположению, что и на Фиг.3, используемой в отображении результатов инверсии шага 1, Фиг.5 показывает инвертированное Vp/Vs (темная линия, 26) после 5 итераций, на которое наложена синтетическая модель (в меньшей степени затененная линия, 26). Инвертированная модель соответствует синтетической модели очень хорошо. Как показано на панели 29, несоответствие данных в диапазоне среднего сдвига (от 500 м до 2 км, масштаб не показан на рисунке) сильно уменьшено, обладая преимуществом инвертированной модели Vp/Vs. На шаге 2 инверсии Ip (23) и Vp (24) зафиксированы из шага 1. Из уравнения (3) точное Is может быть получено из точных результатов инверсии Ip и Vp/Vs. Но Vs из Уравнения (2) не будет такой же точной, если информация о плотности отсутствует или неточна. Это показано во время ≈ 1,75 с на Фиг.5, где можно увидеть, что Vs, полученная из Vp/Vs, не соответствует синтетической модели в той же степени, что и Vp/Vs.

[0022] Шаг 3: Инверсия плотности из данных дальнего сдвига (до 5 км) с Ip и Vp/Vs, зафиксированными из предыдущих двух шагов. Математические соотношения (1) - (3) показывают, что любое обновление плотности с зафиксированными Ip и Vp/Vs приводит к обновлению Vp и Vs. Следовательно, инверсия плотности с зафиксированными Ip и Vp/Vs эквивалентна инверсии Vp. На шаге 3 все доступные сдвиги до 5 км (в этом примере) используются, чтобы выполнить упругую инверсию для плотности с Ip и Vp/Vs, зафиксированными из шагов 1 и 2. Фигура 6 показывает инвертированную плотность (темная линия, 33) после 10 итераций, на которую наложена синтетическая модель (в меньшей степени затемненная линия, 33), где синтетическая модель - это 7 на Фиг.2, преобразованная во временную область. В то же время, шаг 3 приводит к улучшенному предсказанию Vp (31, темная линия) по сравнению с Фиг.3 (10, темная линия) из-за обновленного профиля 33 плотности. Несоответствие данных находится в основном на дальних смещениях (от 2 км до 5 км), как это показано на 36 на Фиг.3.

[0023] Вышеизложенное описание направлено на конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в целях иллюстрирования его. Это будет очевидно, однако, специалистам в данной области техники, что различные модификации и вариации описанных здесь вариантов осуществления возможны. Все такие модификации и изменения подразумеваются быть в рамках настоящего изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.

Библиографический список

1. Aki and Richards, Количественная Сейсмология, Теория и Способы, глава 5.20, W.H.Freeman & Co. (1980).

2. Lazaratos S., Chikichev I. и Wang K., 2011, Улучшение скорости сходимости Полноволновой Инверсии (FWI) с использованием спектрального формирования, Публикация заявки на патент РСТ WO2012/134621.

3. Hampson, Russell, и Bankhead, "Одновременная инверсия сейсмических данных до суммирования", 75-й Ежегодная Международная Встреча, SEG, Расширенные Рефераты, 1633-1637 (2005).

4. Sears, Singh и Barton "Упругая полноволновая инверсия многокомпонентных сейсмических данных OBC", Геофизические изыскания 56, 843-862 (2008).

1. Реализуемый на компьютере способ инверсии полного волнового поля сейсмических данных, чтобы вывести параметры подповерхностных физических свойств, включая скорость продольной волны, скорость поперечной волны, и плотность, заключающийся в том, что извлекают только режим PP из сейсмических данных, и инвертируют, с помощью алгоритма инверсии полного волнового поля, данные режима PP последовательно в два или более различных диапазона сдвига, при этом каждая инверсия полного волнового поля диапазона сдвига определяет по меньшей мере один параметр физического свойства, причем во второй и последующих инверсиях полного волнового поля параметры, определенные в предыдущей инверсии, зафиксированы, и при этом инверсии полного волнового поля выполняют с использованием компьютера.

2. Способ по п.1, в котором диапазон ближнего сдвига является первым по последовательности, который должен быть инвертирован, и упомянутая первая инверсия полного волнового поля выводит акустическое сопротивление Ip продольной волны с использованием компьютера, запрограммированного с помощью алгоритма акустической инверсии полного волнового поля.

3. Способ по п.2, в котором диапазон среднего сдвига является вторым по последовательности, который должен быть инвертирован, и упомянутая вторая инверсия полного волнового поля выводит акустическое сопротивление Is поперечной волны, или скорость Vp продольной волны, деленную на скорость Vs поперечной волны, причем Ip зафиксирован на своем значении из первой инверсии полного волнового поля, при этом упомянутая вторая инверсия полного волнового поля использует алгоритм упругой инверсии полного волнового поля.

4. Способ по п.3, в котором диапазон дальнего сдвига является третьим по последовательности, который должен быть инвертирован, и упомянутая третья инверсия полного волнового поля выводит плотность или Vp с использованием алгоритма упругой инверсии полного волнового поля, причем Ip зафиксирован на своем значении из первой инверсии полного волнового поля, и Vp/Vs зафиксирован на значении, определенном из второй инверсии полного волнового поля.

5. Способ по п.4, в котором Vp и Vs вычисляются из Ip и Is с использованием определения акустического сопротивления и с использованием плотности, выведенной в третьей инверсии полного волнового поля.

6. Способ по п.4, в котором Vp получена в третьей инверсии полного волнового поля, а плотность вычислена из соотношения Ip = ρVp, и Ip такое же, как определено в первой инверсии.

7. Способ по п.4, в котором одно или оба из соотношений Ip = ρVp и Is = ρVs используются в выполнении способа.

8. Способ по п.4, дополнительно содержащий повторение последовательных инверсий полного волнового поля по меньшей мере один раз, чтобы обновить полученные параметры физических свойств.

9. Способ по п.1, в котором по меньшей мере некоторые из двух или более различных диапазонов сдвига перекрываются.

10. Способ по п.1, в котором два или более различных диапазонов сдвига не перекрываются.

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.

Способ локации источников акустической эмиссии в массиве горных пород // 2613050

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

Ортогональное кодирование источника и приемника // 2612896

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.

Расчет параметра анизотропии // 2611096

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.

Вычисление данных вращательного движения с использованием градиента данных поступательного движения // 2605392

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.

Обновление микросейсмических гистограммных данных // 2605192

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.

Способ региональной сейсморазведки слабо изученных осадочных бассейнов для выявления и локализации нефтегазовых зон и объектов // 2603828

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.

Определение доверительного значения для плоскости развития трещины // 2602760

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.

Анализ микросейсмических данных от операции по разрыву пласта // 2602752

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.

Инверсия анизотропии многоскважинной системы // 2602409

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).

Способ обработки данных, представляющих физическую систему // 2616588

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.

Определение пути движения флюида // 2619803

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.

Способ определения местоположения очага микросейсмического события // 2620785

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.

Способ регистрации сейсмических сигналов с целью поиска и разведки углеводородов в структурах подводных геологических массивов // 2623202

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.

Способ вибрационной сейсморазведки // 2623655

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.

Способ обнаружения объектов, передвигающихся по охраняемой территории, и устройство для его осуществления // 2623842

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.

Способ разведки и система для обнаружения углеводородов по водяному столбу // 2634793

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.

Способ поиска и разведки залежей углеводородов (варианты) // 2636799

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.

Способ определения границ субвертикальных протяженных объектов в геологической среде // 2645790

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.

Способ определения границ субвертикальных протяженных объектов в геологической среде // 2645790