СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЖАТИЯ СЕЙСМИЧЕСКОГО СИГНАЛА В СКВАЖИНЕ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/95 G01V1/48 

Область техники, к которой относится изобретение

Сегодняшнее развитие технологий каротажа/скважинных измерений во время бурения позволяет разрабатывать новые сейсмические приборы, выполняющие сбор и передачу сейсмических данных в реальном времени в процессе бурения, не нарушая работу буровой установки. Эта технология Сейсмического Исследования в Процессе Бурения СИПБ (Seismic While Drilling, SWD) может оказать значительное (позитивное) воздействие на стоимость разведочного и эксплуатационного бурения, в частности, в глубоководных условиях и на других участках, отличающихся значительной неопределенностью сейсмических данных. Основной сферой применения СИПБ является правильное определение местоположения скважины в сейсмическом разрезе, чтобы бурильщики могли направлять буровую скважину к объекту бурения. СИПБ может также помочь бурильщикам при принятии других решений в процессе бурения, включая глубину опускания буровой колонны, начало интервала отбора керна и глубину установки обсадной колонны; при устранении рисков в процессе бурения; и при идентификации зон аномально высокого пластового давления.

Уровень техники

При СИПБ сейсмические импульсы во временной области фиксируют, оцифровывая отклики формации геологической среды на сигналы акустического источника в точке, удаленной относительно одного или нескольких микрофонов (например, гидрофонов и (или) геофонов). Процессоры на поверхности обрабатывают сейсмические данные во временной области и преобразуют их в представление в пространственной области. Для этого такие процессоры применяют скоростную модель, оцениваемую обычно на основании самих сейсмических данных. Однако ошибки, связанные с такими оценками, могут быть довольно велики, особенно в районах исследований, где скважинные данные недостаточны или полностью отсутствуют. Такие ошибки могут приводить к неправильному определению в пространстве отражающих горизонтов (и, тем самым, объектов бурения). Для правильного размещения разбуриваемой скважины требуются сейсмический временной или сейсмический глубинный разрез. И тот, и другой можно получить при помощи СИПБ.

Сейсмика в процессе бурения потенциально может осуществляться по меньшей мере тремя четко выраженными способами: 1) при помощи скважинного источника (активный источник или буровое долото) и наземных приемников; 2) при помощи активного сейсмического источника на поверхности и одного или нескольких приемников в скважине; 3) при помощи скважинного источника и скважинных приемников. На раннем этапе при коммерческой эксплуатации СИПБ применялся первый подход. Однако, после появления долот ИСМ, сигнал бурового долота был признан слишком слабым во многих ситуациях, чтобы служить в качестве полезного сейсмического источника.

В двух последних вариантах применяются скважинные источники. В традиционных системах бурения для передачи результатов скважинных измерений на поверхность используют системы гидроимпульсной скважинной телеметрии с печально известной низкой скоростью передачи данных. Ограничения таких систем по полосе частот делают неосуществимой передачу всех собранных данных о сейсмических сигналах на поверхность для обработки, визуализации и интерпретации. Предшествующие попытки решения этой проблемы считают неудовлетворительными.

Краткое описание чертежей

Соответственно, на этих чертежах и в следующем описании раскрыты конкретные варианты осуществления устройства и способа для сжатия сейсмического сигнала в скважине с целью по меньшей мере частичного решения этой проблемы.

На ФИГ. 1 показаны иллюстративные условия СИПБ.

На ФИГ. 2 показан иллюстративный график неотфильтрованных исходных волновых сигналов СИПБ, зафиксированных на различных глубинах.

На ФИГ. 3 показана блок-схема иллюстративного кодирующего устройства, обеспечивающего сжатие сейсмического волнового сигнала в скважине.

На ФИГ. 4 показан иллюстративный полосовой фильтр с окном Кайзера для устранения сдвига при 0 Гц и частот выше 100 Гц.

На ФИГ. 5 показаны иллюстративные наложенные полученные и пропущенные через полосовой фильтр сейсмические сигналы от 5 контрольных выстрелов пневмопушки.

На ФИГ. 6 показано сравнение иллюстративного спектрального состава оригинального и отфильтрованного сигнала.

На ФИГ. 7А-7Е показано сравнение иллюстративного «суммированного» сейсмического сигнала с отдельными отфильтрованными контрольными выстрелами (сигналами) при первоначальной квантования с частотой 2035 Гц.

На ФИГ. 8А и 8В показано сравнение первого иллюстративного суммированного и восстановленного сигнала с различными степенями сжатия.

На ФИГ. 9А и 9В показано сравнение второго иллюстративного суммированного и восстановленного сигнала с различными степенями сжатия.

На ФИГ. 10А и 10В показано сравнение третьего иллюстративного суммированного и восстановленного сигнала с различными степенями сжатия.

Однако следует понимать, что конкретные варианты осуществления, приведенные на чертежах и подробном описании к ним, не ограничивают раскрытие настоящего изобретения, но, напротив, дают специалисту в данной области основу для рассмотрения альтернативных и эквивалентных вариантов и модификаций, охватываемых данными вариантами осуществления в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Осуществление изобретения

На ФИГ. 1 показаны иллюстративные условия сейсмических исследований в процессе бурения СИПБ. Буровая платформа 2 оборудована буровой вышкой 4, поддерживающей лебедку 6 для подъема и спуска бурильной колонны 8. На лебедке 6 подвешен верхний привод 10, выполненный с возможностью вращения бурильной колонны 8 и спуска бурильной колонны через устьевое оборудование 12. К нижнему концу бурильной колонны 8 присоединено буровое долото 14. При вращении долото 14 формирует ствол скважины 16, проходящий через различные формации 18. Насос 20 вызывает циркуляцию бурового раствора через подающую трубу 22 к верхнему приводу 10, вниз через внутреннее пространство бурильной колонны 8, через отверстия в буровом долоте 14, обратно к поверхности по затрубному пространству, окружающему бурильную колонну 8, и в сточный колодец 24. Буровой раствор переносит буровой шлам из ствола скважины в колодец 24 и помогает поддерживать целостность ствола скважины 16.

Набор 26 каротажных инструментов встроен в компоновку низа бурильной колонны возле долота 14. По мере того, как долото 14 углубляет ствол скважины, проходящий через формации, каротажный инструмент 26 собирает данные измерений, относящиеся к различным свойствам формации, а также к ориентации инструмента и различным другим условиям бурения. Во время пауз в процессе бурения (например, когда бурильную колонну 8 удлиняют, добавляя к ней дополнительный отрезок трубы), набор 26 инструментов собирает данные сейсмических измерений. Поскольку в процессе этого удлинения насос 20 обычно выключен, внутрискважинная среда во время этих пауз в большинстве случаев остается спокойной. Компоновка низа бурильной колонны может быть выполнена с возможностью автоматического обнаружения таких пауз и инициирования программного временного окна для записи любых полученных сейсмических сигналов.

Через заданные временные интервалы сейсмический источник 40, например, поверхностный вибратор или пневмопушка, активируется, производя «выстрел», т.е. создавая пакет сейсмических волн, распространяющийся в виде сейсмических поперечных (S-волн) и (или) продольных волн (P-волн) 42 в геологическую среду. Такие волны подвергаются частичной передаче, отражению, преломлению и изменению типа волны при изменениях акустического импеданса, вызываемых, например, границами пластов, границами раздела флюидов и разломами. В состав набора 26 инструментов входят сейсмические датчики для регистрации модифицированных сейсмических волн, достигающих компоновки низа бурильной колонны. Данные записываются в память скважинной съемки при каждом выстреле на поверхности. Набор 26 каротажных инструментов (и другие компоненты системы) снабжен высокоточным тактовым генератором, обеспечивающим возможность синхронизации времени записываемых данных измерений с временем выстрела. Один из возможных подходов к синхронизации заключается в синхронизации тактового генератора компоновки низа бурильной колонны с тактовой информацией в системе глобального позиционирования (GPS) до введения в скважину.

Набор 26 каротажных инструментов может иметь форму одной или нескольких утяжеленных бурильных труб, т.е. толстостенных труб, обеспечивающих вес и жесткость, чтобы способствовать процессу бурения. Набор 26 каротажных инструментов содержит также блок навигационных датчиков, включающий в себя датчики направления для определения угла наклона, горизонтального угла и угла поворота (иначе называемого «углом торца бурильного инструмента») компоновки низа бурильной колонны (КНБК). Согласно общепринятому определению в данной области техники, угол наклона представляет собой отклонение от вертикали в нижнем направлении, горизонтальный угол - это угол в горизонтальной плоскости относительно истинного севера, а угол торца бурильного инструмента - угол ориентации (с вращением вокруг оси инструмента) относительно верхней стороны ствола скважины. Согласно известным методам, измерения по направлениям могут выполняться следующим образом: трехосный акселерометр измеряет вектор гравитационного поля Земли относительно оси инструмента и точки на окружности инструмента, называемой «риской на торце инструмента». (Риску на торце инструмента, как правило, наносят на поверхность инструмента в виде линии, параллельной оси инструмента). С помощью этого измерения можно определить угол наклона и угол торца инструмента КНБК. В дополнение к этому, трехосный магнитометр измеряет вектор магнитного поля Земли аналогичным способом. На основании объединенных данных магнитометра и акселерометра можно определить горизонтальный угол КНБК. Для слежения за положением и ориентацией сейсмических датчиков пригодны и полезны также инерционные датчики и гиродатчики.

В состав системы включен переводник 28 для гидроимпульсной скважинной телеметрии с целью передачи данных измерения наземному приемнику 30 и приема команд с поверхности. В процессе работы телеметрический переводник 28 модулирует поток бурового раствора, создавая импульсы давления, распространяющиеся в столбе флюида между компоновкой низа бурильной колонны и поверхностью. (Гидроимпульсная скважинная телеметрия обычно требует потока бурового раствора и, таким образом, не может выполняться при выключенном насосе.)

Приемник(и) 30 гидроимпульсной скважинной телеметрии подключены к системе сбора данных, оцифровывающей принимаемый сигнал и передающей его наземной компьютерной системе 66 по проводной или беспроводной линии связи 60. Беспроводная линия связи 60 может также поддерживать передачу команд и информацию о конфигурации от компьютерной системы 66 к компоновке низа бурильной колонны. Наземная компьютерная система 66 настраивается при помощи программного обеспечения (показанного на ФИГ. 1 в виде сменного накопителя 72) для контроля и управления скважинными измерительными приборами 26, 28. Система 66 включает в себя дисплей 68 и пользовательское устройство 70 ввода, позволяющие оператору взаимодействовать с программным обеспечением 72 для управления системой.

Таким образом, системы СИПБ могут быть, в широком смысле, разделены на два компонента: наземную систему и скважинную систему, работающие синхронизированно. Наземная система может содержать акустический источник 40 и по меньшей мере один процессорный блок 66, как правило, исполняющий микрокод для управления активацией акустического источника. Другие варианты осуществления могут содержать специализированную аппаратуру для управления активацией акустического источника 40. Часто акустический источник 40 может представлять собой пневмопушку или сейсмический вибратор (например, вибросейс), возможно, возбуждаемый/активируемый с заданными временными интервалами. Работающие источники возбуждают акустический сигнал, распространяющийся через формации геологической среды к скважинным системам. При морских работах акустический сигнал, в дополнение к формациям геологической среды, может распространяться через воду.

Как описано выше, скважинный компонент СИПБ может представлять собой часть подсистемы каротажа во время бурения КВБ (LWD) или измерений в процессе бурения ИПБ (MWD), используемой в ходе выполнения исследований КВБ/ИПБ (LWD/MWD) соответственно. Идеи настоящего изобретения могут также применяться к операциям на каротажном кабеле, при которых скважинный компонент является частью каротажного зонда на кабеле. Иллюстративная скважинная система каротажа во время бурения КВБ (LWD), обеспечивающая выполнение операций СИПБ, может содержать по меньшей мере одну встроенную систему обработки, способную синхронизировать операции с заданными временными интервалами, используемыми также наземной системой, принимать по меньшей мере одну копию акустического сигнала от окружающей формации геологической среды, оцифровывать и сохранять полученные акустические сигналы, а также осуществлять сжатие и передачу по меньшей мере некоторых полученных акустических сигналов наземной системе. В типовых вариантах осуществления изобретения наземная подсистема может загружать или настраивать заданные временные интервалы в скважинной подсистеме на поверхности по каналу связи (привязному или иному) до ввода в скважину.

Оцифрованные акустические сигналы, полученные в течение заданных временных интервалов, сжимают. Цифровое сжатие полученных сигналов может использоваться при операциях КВБ (LWD) или ИПБ (MWD) для хранения или передачи, или для того и другого. В случае хранения действие служебной программы сжатия заключается в повышении плотности информации в данной конечной флэш-памяти, или другой энергонезависимой памяти. Таким образом, цифровое сжатие сейсмического сигнала позволяет записать большее количество сигналов, обеспечивая либо дополнительную точность, либо более продолжительный период работы по сравнению с сопоставимым скважинным устройством КВБ (LWD) без сжатия. В случае передачи действие служебной программы сжатия, в дополнение к возможности повышения плотности информации в памяти, направлено на повышение скорости пропускания по каналу связи оцифрованных сейсмических сигналов, передаваемых наземным системам. Таким образом, сжатие позволяет обеспечить своевременную передачу оцифрованных полученных сейсмических сигналов с фактической скоростью передачи данных, позволяющей осуществлять СИПБ и не влияющей отрицательно на другие операции ИПБ (MWD). Для систем на кабеле преимущества сжатия аналогичны преимуществам КВБ/ИПБ (LWD/MWD) наряду с возможностью повышения плотности квантования сейсмического сигнала, т.е. получения большего количества сигналов на линейный фут.

В качестве альтернативы заданным временным интервалам выстрелы (и интервалы записи) могут управляться событиями. Например, они могут активироваться командами наземной компьютерной системы 66, передаваемыми при помощи гидроимпульсной скважинной телеметрии или циклических переключений циркулирующего насоса между состояниями «включено» и «выключено». В качестве другого примера, время можно задавать как часть цикла насоса. Цикл насоса состоит из переключений наземных буровых насосов между состояниями «выключено» и «включено», например, переключение «включено» - «выключено» - «включено» представляет собой полный цикл.

Возможность регистрировать эти события может быть предусмотрена в других местах подсистемы КВБ/ИПБ (LWD/MWD), при этом через межинструментальную систему связи скважинный компонент СИПБ получает сообщение, указывающее, что такое событие произошло, или команду действовать в ответ на это событие. В этих вариантах осуществления скважинное устройство прослушивает/контролирует (принимает) с целью отслеживания акустических отражений от окружающих формаций геологической среды, т.е. эхо-сигналов. Цифровое сжатие по меньшей мере одного оцифрованного полученного акустического сигнала способствует хранению и (или) передаче, или обеим целям.

Источник 40 необязательно должен находиться на поверхности, поэтому в некоторых предполагаемых вариантах осуществления он включен в состав бурильной колонны. Например, скважинные сейсмические подсистемы могут также содержать пьезоэлектрический преобразователь, такой как преобразователи, входящие в состав акустического каверномера Halliburton и (или) скважинных инструментов SONIC/BAT. Активация скважинного источника соответствует времени интервалов регистрации, например, например, путем управления по событиям или в заданные временные интервалы, настраиваемые наземной системой до ввода скважинной системы в скважину.

В следующих противопоставленных материалах содержатся дополнительные ссылки, которые могут оказаться полезными для понимания концепций СИПБ, раскрытых в настоящей заявке. Они включены в настоящий документ посредством ссылки.

[1] Fuxian Song, H. Sadi Kuleli, M. Nafi Toksöz, Erkan Ay and Haijiang Zhang, An improved method for hydrofracture-induced microseismic event detection and phase picking, Geophysics, Volume 75, Issue 6, 2010.

[2] Gary Althoff and Bruce Cornish; Halliburton Energy Services; Georgious Varsamis, Balaji Kalaipatti, Abbas Arian, Laurence T. Wisniewski, Joakim O. Blanch and Arthur C. Cheng; SensorWise Inc., New Concepts for Seismic Survey While Drilling,; SPE 90751, 2004.

[3] Jakob B.U. Haldorsen, Cengiz Esmersoy, and Andrew Hawthorn, Schlumberger; Mary L. Krasovec, Massachusetts Institute of Technology; Sue Raikes, Toby Harrold, and David N. Day, BP plc; and James D. Clippard, Shell E&P Technology Co., Optimizing the Well Construction Process: Full-Waveform Data From While-Drilling Seismic Measurements in the South Caspian Sea., SPE/IADC 79844, 2003.

[4] Paul S. Earle, and Peter. M. Shearer, 1994, Characterization of global seismograms using an automatic-picking algorithm: Bulletin of the Seismological Society of America, 84, 366-376

[5] T. Harrold, A. Poole, L. Nelson, A. Hawthorn, W. Underhill, Seismic Measurement While Drilling in Azerbaijan and Brazil, In Proceedings of IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, TX Feb 2002.

[6] Anchliya, A Review of Seismic-While-Drilling (SWD) Techniques: A Journey From 1986 to 2005, In Proceedings of SPE Europe/EAGE Annual Conference and Exhibition held in Vienna, Austria, 12-15 June 2006.

Полученные акустические сигналы содержат информацию, полезную для целей бурения. Доступные на поверхности полученные акустические сигналы могут быть нанесены на график как функция времени и глубины в целях получения сейсмического изображения (см., например, ФИГ. 2). Проблема, возникающая в этом случае, состоит в том, чтобы передать полученные акустические сигналы от скважинного инструмента, принимающего эти сигналы (глубоко в стволе скважины), наземной компьютерной системе. В идеальном варианте полные сейсмические сигналы следовало бы посылать вверх по стволу скважины для обработки, визуализации и интерпретации в реальном времени (ФИГ. 2), однако это неосуществимо. Действительно, во многих случаях даже хранение всех записанных сейсмических сигналов в памяти инструмента может оказаться невыполнимой задачей. В связи с этим в настоящей заявке раскрыты методы цифрового сжатия, способствующие передаче достаточного количества сейсмических сигналов на поверхность для анализа в почти реальном времени, а также хранению большего количества сейсмических сигналов в памяти данного объема. Раскрытые методы сжатия не только применимы к системам гидроимпульсной скважинной телеметрии и хранению данных, но и могут использоваться с другими телеметрическими системами (включая, например, электромагнитную телеметрию, акустическую телеметрию и кабельную телеметрию.

Один иллюстративный 8-дюймовый инструмент СИПБ фиксирует данные акустических сейсмических сигналов в следующем формате: 32 бита/выборка при частоте выборки (квантования) 2035 выборок/с в течение по меньшей мере 2 минут для каждого из восьми акустических измерительных преобразователей (4 гидрофона и 4 геофона). Таким образом, без дополнительной обработки и сжатия сигналов с целью уменьшения суммарного числа битов, полный оцифрованный полученный набор всех сейсмических сигналов составляет: 8 сигналов × 32 бита/выборка × 2035 выборок/с × 120 с = 62515200 битов, т.е. 7814400 байтов. Даже с учетом желательной для гидроимпульсной скважинной телеметрии скорости, составляющей 15 битов информации в секунду, общее время передачи составит 48,23 суток. Даже для одного преобразователя в течение 0,5 секунд получаем 32×2035×0,5=32560 битов, при этом для передачи со скоростью 15 битов/с потребовалось бы около 36 минут; это недопустимый временной интервал для операций бурения, зависящих от ИПБ (MWD) для получения информации, отличной от сейсмического сигнала СИПБ.

Более типичная скорость гидроимпульсной скважинной телеметрии составляет около 3 битов/с, что растягивает время, необходимое для передачи единственного сейсмического сигнала длительностью 0,5 с приблизительно до 3 часов. По нашему мнению, для создания более управляемой системы СИПБ, работающей на основе гидроимпульсной скважинной телеметрии, одиночный обработанный оцифрованный полученный сейсмический импульс должен быть сжат не более чем до 190 битов. Способы, раскрытые в настоящей заявке, позволяют добиться этого, обеспечивая время передачи порядка 1 минуты при скорости телеметрии, составляющей 3 бита/с. Для каждой бурильной свечи (3 секции трубы или около 90 футов) 1 минута, занимаемая телеметрической передачей сейсмического сигнала СИПБ, вполне приемлема и не должна негативно сказываться на других операциях бурения, зависящих от гидроимпульсной скважинной телеметрии. Даже при ограничении количества данных до менее чем 200 битов на сейсмический сигнал мы можем обеспечить сигналы СИПБ достаточного качества, чтобы предоставить бурильщикам полезную информацию в ходе текущего рейса бурения без необходимости поднимать инструмент из скважины для считывания показаний.

Подходящей задачей для раскрытых вариантов осуществления технологии СИПБ было бы вертикальное сейсмическое профилирование ВСП (VSP) в реальном времени, когда полные сейсмические сигналы посылают непосредственно на поверхность при помощи гидроимпульсной скважинной телеметрии. В этом случае «полный» сейсмический сигнал представляет собой сигнал во временной области, например, в окне 512 мс, выбранном относительно времени первого вступления. Последовательность таких сейсмических импульсов позволила бы непрерывно обновлять профиль скоростей сейсмических волн, чтобы способствовать надлежащему позиционированию скважины при определении времени/местонахождения сейсмического явления. Анализ ВСП (VSP) в реальном времени с полными сейсмическими сигналами дополнительно содействует идентификации/интерпретации отражений и результатов коридорного суммирования для сейсмических привязок и прогнозных применений и экономит время и деньги, которые в противном случае пришлось бы потратить на ВСП (VSP) с помощью операций на каротажном кабеле, выполняемых с той же целью.

Раскрытые способы и устройство позволяют адаптивно регулировать фильтрацию, взятие выборок и квантизацию полученных акустических сейсмических сигналов с мерой качества, использующей набор перцепционных параметров, основанных на интерпретации вертикальных сейсмических профилей, выполненной сейсмологами. Итоговое сжатие данных способствует хранению и (или) передаче набора оцифрованных полученных сейсмических сигналов, сохраняющих характеристики, существенные для интерпретаторов диаграмм сейсмического каротажа, записанных и (или) получаемых в реальном времени. Многие варианты осуществления как на поверхности, так и в скважине делают поправку на определенные пользователем/специальные весовые коэффициенты, которые могут применяться с использованием как метода линейного взвешивания, так и нелинейного сопряжения (т.е. если время вступления меньше некоторого порога, проверяют взвешенные перцепционные параметры в сравнении с другим порогом, например, учитывая знак, амплитуду, среднеквадратичную погрешность).

На ФИГ. 3 показан иллюстративный процесс сжатия для полученных цифровых волновых сигналов. Высокоточный тактовый генератор 302 инструмента синхронизируется с тактовым генератором наземных систем, например, при помощи опорного тактового генератора системы GPS, прежде чем инструмент будет помещен в рабочее положение в скважине. (Известны и другие методы синхронизации, которые также могут применяться). Скважинный инструмент определяет интервалы времени записи и времени взятия выборок на основе, по меньшей мере частично, тактового генератора 302. Модуль 304 инструмента для хранения и (или) передачи данных на поверхность маркирует измерения при помощи отсчета времени тактового генератора 302.

Во время действия окон записи один или несколько аналого-цифровых преобразователей 306 начинают взятие выборок (дискретизацию) сигналов от одного или нескольких сейсмических датчиков 308. Полосовой фильтр 310 выделяет исследуемый частотный диапазон, отсеивая высокочастотный шум и потенциально блокируя любую постоянную составляющую. Детектор 312 профиля выстрелов определяет и разделяет отдельные сейсмические сигналы. (Часто источник производит серию выстрелов во время интервала записи. Детектор профиля выстрелов определяет временное окно для каждого выстрела, тем самым разделяя оцифрованный сигнал на отдельные сейсмические сигналы.) Накопитель-сумматор 314 усредняет отдельные сейсмические сигналы из данной серии выстрелов, тем самым улучшая отношение сигнал-помеха.

Детектор 316 первых вступлений обрабатывает суммированный сейсмический сигнал с целью идентификации «начала» полученного акустического сейсмического сигнала, соответствующего первому вступлению сейсмической волны в результате выстрела. (Стандартные методы обнаружения описаны в литературе и могут содержать, например, идентификацию пересечения нуля, предшествующего первому пику, превышающему заданный порог). Вычислитель 318 искажений работает на основе этой начальной точки и (или) других данных, извлеченных из суммированного сейсмического сигнала, сравнивая их с соответствующими результатами измерения, полученными по восстановленному сейсмическому сигналу, с целью получения меры искажения, вызванной процессом сжатия. Подходящие меры искажения включают в себя погрешность начальной точки и среднеквадратичную погрешность между суммированным и восстановленным сейсмическими сигналами, или их сочетание. Исходя из меры искажения, вычислитель искажений адаптирует параметры сжатия в целях максимального сжатия с учетом ограничений на искажение. К числу иллюстративных параметров сжатия относятся: квантование выборки, частота выборки (квантования) и срез антиалиасингового фильтра.

Антиалиасинговый фильтр 320 («фильтр понижающей квантования») выполняет операцию низкочастотной фильтрации суммированного сигнала для подавления любого спектра частот, превышающего запрограммированную частоту среза, чтобы обеспечить возможность работы следующего за ним устройства 322 понижения частоты квантования без возникновения алиасинга частот. Максимальная частота среза ограничена требуемой степенью понижающей квантования, но при необходимости она может быть ниже.

Устройство 322 понижения частоты квантования уменьшает частоту выборки отфильтрованного сейсмического сигнала, при необходимости используя интерполяцию (например, когда исходная частота выборки не является целым кратным уменьшенной частоты выборки). После этого сейсмический сигнал с пониженной частотой выборки подвергается реквантованию при помощи реквантизатора 324. Реквантизатор 324 представляет каждую выборку сигнала меньшим количеством битов, например, два или три бита на выборку вместо 32 битов. Реквантизатор 324 может использовать расположенные с равными интервалами пороги квантования, но равномерное расположение не является обязательным требованием. В некоторых вариантах осуществления могут использоваться неравные интервалы между порогами квантования. В любом случае, при эффективном реквантовании обычно используется какая-либо форма нормализации сейсмического сигнала, т.е. коэффициент усиления (увеличивающий множитель), который может применяться к форме сигнала в любой, или почти в любой точке после реквантизатора 324.

На выходе реквантизатора 324 получают сжатый сейсмический сигнал, но прежде чем он будет принят в качестве подходящего представления для хранения и (или) передачи, восстановитель 326 повышает частоту квантования и отфильтровывает сжатый сигнал для получения восстановленной оценки суммированного сейсмического сигнала. Детектор 328 первых вступлений, на основе восстановленной оценки, определяет начало полученного акустического сейсмосигнала таким же образом, как детектор 316. Вычислитель 318 искажений сравнивает значения начального времени, определенные детекторами 316 и 328, и (или) среднеквадратичную погрешность между восстановленной оценки и суммированным сейсмическим сигналом для получения меры искажения. Если мера искажения слишком велика, один или несколько параметров сжатия регулируют, чтобы обеспечить возможность использования большего количества битов в сжатом представлении сигнала. Напротив, если мера искажения достаточно далека от предельного значения, параметры сжатия можно регулировать с целью уменьшения количества битов, используемых для сжатого представления. После достижения приемлемой меры искажения сжатое представление можно сохранить и (или) передать при помощи модуля 304 с соответствующей присоединенной меткой времени. В качестве составной части хранения и (или) передачи можно использовать схему энтропийного кодирования (дифференциальное кодирование, кодирование по алгоритму Хаффмана и т.д.) с целью дополнительного уменьшения количества битов, необходимых для сжатого представления волнового сигнала.

Мера искажения может представлять собой средневзвешенное значение набора мер погрешности, полученных путем сравнения восстановленной оценки с исходным, отфильтрованным или суммированным сейсмическим сигналом. Мера искажения включает в себя по меньшей мере одну меру точности по меньшей мере одного перцепционного параметра. Некоторые варианты осуществления могут также предоставлять пользователю возможность задавать (при помощи графического интерфейса пользователя (ГИП)) набор перцепционных параметров, измеряемых и используемых в качестве критерия искажения. Аналогичным образом, пользователь может дополнительно задавать весовые коэффициенты, связанные с каждым перцепционным параметром или другими мерами искажения и (или) предельными значениями критериев, линейных или нелинейных по своему характеру. В этих вариантах осуществления скважинная система с заданными пользователем мерой искажения/порогом может затем настраиваться при помощи какого-либо заданного протокола обмена данными, обеспечивая тонкую настройку меры искажения на основе перцепции и (или) калибровку любой конкретной реализации скважинной системы. Варианты осуществления с линейным порогом могут быть описаны как линейно-взвешенная сумма различных перцепционных мер и (или) погрешностей. Варианты осуществления с линейным порогом могут кусочно-заданным способом связывать несколько перцепционных критериев с помощью селекции/последовательного связывания/условного оператора. Например, если восстановленное время первого вступления более чем на 3 мс отличается от исходного полученного сейсмического сигнала, то скважинный процессор может отбраковать текущий набор параметров сжатия и выполнить сжатие на основе какого-либо другого набора параметров. В противном случае, скважинный процессор может перейти к дальнейшей проверке знака наибольшего (по абсолютной амплитуде) пика восстановленного сейсмического сигнала с программируемым порогом и отбраковать текущие параметры сжатия, не удовлетворяющие этому критерию, и так далее.

Перцепционные параметры могут включать в себя «первое вступление» (т.е. начало сейсмического сигнала, полученного от акустического источника), максимальную амплитуду основных отраженных волн в полученном сейсмическом сигнале, знак основных отраженных волн, общую форму полученного цифрового сейсмического сигнала, время вступления и амплитуду «волн Стоунли», и воспринимаемый конец сейсмического сигнала, когда энергия сигнала рассеивается ниже порога. Специалист в данной области техники может определить намного большее количество перцепционных параметров. Дополнительные перцепционные параметры могут включать в себя характеристики продольной составляющей волны (P-волны) полученного сейсмического сигнала, такие как зарегистрированное начало, спектральный состав доминирующей частоты P-волны, величину максимальной амплитуды P-волны, знак, соответствующий максимальной величине P-волны. Аналогичным образом, дополнительные перцепционные параметры могут включать в себя характеристики поперечной составляющей волны (S-волны) полученного сейсмического сигнала, такие как зарегистрированное начало, величину вершины S-волны, спектральный состав доминирующей частоты S-волны, величину максимальной амплитуды S-волны, знак, соответствующий максимальной величине S-волны. Специалист в данной области техники может определить намного большее количество параметров, способствующих перцепционной интерпретации полученного сейсмического сигнала.

В одном иллюстративном варианте осуществления весовое значение 50% применяют к точности времени первого вступления, весовое значение 20% - к точности знака первого вступления, весовое значение 20% - к превышению порога амплитуды, а оставшиеся 10% - к общей форме кодированного сейсмического сигнала относительно полученного акустического сейсмосигнала (измеренной по среднеквадратичной погрешности). Эти весовые значения соответствующие порогам, и любые заданные показатели или абсолютные предельные значения числа битов могут быть заданы и изменены при помощи пользовательского интерфейса в целях настройки скважинного инструмента, прежде чем он будет помещен в скважину, или во время рейса бурения.

Некоторые элементы, показанные на ФИГ. 3, будут теперь описаны с дополнительными подробностями и указанием альтернативных вариантов осуществления. По меньшей мере в некоторых вариантах осуществления аналого-цифровой преобразователь 306 оцифровывает каждый сигнал измерительного преобразователя, содержащий 32 бита/выборку при частоте квантования 2035 выборок/с в течение по меньшей мере 2 минут после активации источника. Полосовой фильтр 310 может иметь частотную характеристику, показанную на ФИГ. 4, эффективно подавляя любые частоты за пределами полосы 5 Гц - 100 Гц. На ФИГ. 5 выполняется сравнение входных и выходных сигналов фильтра для иллюстративного сейсмического сигнала, показывающее, что значительная часть энергии сигнала этим фильтром исключается. На ФИГ. 6 сравнивается спектральная плотность мощности для этих сигналов. За исключением отсеянного выброса на частоте 0 Гц, спектральные плотности мощности двух этих сигналов на изображенном частотном диапазоне между 0 и 150 Гц в значительной мере идентичны.

Возвращаясь к ФИГ. 5, отметим, что изображенный сейсмический сигнал демонстрирует пять вступлений, соответствующих моментам последовательного возбуждения источника. Акустический детектор 312 определяет окна, связанные с каждым вступлением. В некоторых вариантах осуществления детектора выполняется коррелирование частей полученных акустических сейсмосигналов, содержащих временной пик энергии, с другими частями полученных акустических сейсмосигналов. Эти местоположения корреляционных пиков соответствуют повторным контрольным выстрелам через заданные временные интервалы. Таким образом, некоторые варианты осуществления детектора содержат модуль корреляционной обработки; детектор пиковой энергии; модуль синхронизатора и запоминающее устройство для хранения начальных местоположений для набора моментов времени, по меньшей мере частично связанных с пиковыми значениями автокорреляции.

В других вариантах осуществления детектора выполняется обработка всего сигнала по времени и (или) частоте с целью обнаружения времен вступления P-волны и (или) S-волны. В качестве примера определим среднее абсолютное значение сигнала x[k] в симметричном окне длиной N относительно выборки n как

Можно задать два значения длины окна, т.е. кратковременное окно и длительное окно, где N для кратковременного окна меньше, чем для длительного. Обозначая среднее абсолютное значение для кратковременного окна как КВА (STA), а среднее абсолютное значение для длительного окна как ДВА (LTA), можно использовать соотношение КВА/ДВА (STA/LTA) в качестве определителя времен вступления P-волны в полученном акустическом сигнале [1]. КВА (STA) обладает большей чувствительностью к внезапным колебаниям амплитуды во временной последовательности, тогда как ДВА (LTA) вычисляется по более длительному окну и поэтому чувствительнее к фоновым помехам, вследствие чего данное соотношение может служить мерой отношения сигнал-помеха в рассматриваемом временном окне КВА (STA) [4]. Конечно, отношение среднеквадратичных значений или другие методы обнаружения также могут использоваться.

Функции накопителя-сумматора 314 легко реализуются, а в некоторых случаях могут быть необязательными. После того, как отфильтрованный сейсмический сигнал, показанный на ФИГ. 5, разделен на пять сигналов, накопитель-сумматор 314 усредняет их. На ФИГ. 7А-7Е показано сравнение каждого из отдельных сейсмических сигналов с суммированным сигналом. Незначительные расхождения можно заметить только при внимательной проверке. В альтернативных вариантах осуществления (например, использующих источник типа «вибросейс»), сейсмический сигнал может быть намного длиннее, что делает операцию суммирования неосуществимой (и, вероятно, ненужной).

На ФИГ. 8А иллюстративный суммированный сейсмический сигнал сравнивается с оцениваемым сигналом, восстановленным по сжатому сигналу. Параметры сжатия для этого сейсмического сигнала включали в себя окно длиной 512 мс, начальные нули, отброшенные и замененные меткой времени первого вступления, антиалиасинговый фильтр (ФНЧ Чебышева I рода 8-го порядка) с частотой среза 101,75 Гц, степень понижающей квантования 127,2 выборок/с, и 3 бита на выборку (включая один бит знака на выборку). Сжатый сейсмический сигнал представлен 165 битами. Проверка показывает, что восстановленный сейсмический сигнал достаточно точен.

На ФИГ. 8В суммированный сейсмический сигнал, показанный на ФИГ. 8А, сравнивается с восстановленным представлением еще более сжатого сигнала, который может быть разрешен пользователем, снижающим уровень ограничения искажений. Используются те же параметры сжатия, за исключением степени понижающей квантования, составляющей 101,8 выборок/с, что обеспечивает представление длиной 132 бита. Несколько пиковых значений оказались ослабленными, однако форма сигнала в значительной мере сохранилась.

Приведенное выше сравнение повторяется для двух других иллюстративных сейсмических сигналов на ФИГ. 9А и 9В, а также 10А и 10В. Битовые представления для второго иллюстративного сейсмического сигнала имеет длину 177 и 138 битов соответственно. Для третьего иллюстративного сейсмического сигнала длина битовых представлений составляет 192 и 153 бита соответственно. Увеличенное число битов обусловлено, прежде всего, уменьшенным количеством начальных нулей в этих сигналах. Как и раньше, более жесткое сжатие демонстрирует некоторое искажение относительно суммированного сейсмического сигнала, однако характер сигналов в значительной мере сохраняется. Таким образом, сжатие успешно осуществляется, не требуя каких-либо готовых шаблонов любого типа.

Так как модуль 304 сохраняет и (или) передает сжатый сейсмический сигнал, для получения дополнительного сжатия он может использовать энтропийный код. Иллюстративные примеры включают в себя кодирование по алгоритму Хаффмана и арифметическое кодирование. Соответствующие приемный или восстановительный модули будут точно так же использовать соответствующие декодеры. Модуль 304 может также предусматривать присоединение или привязку метки времени для каждого сейсмического сигнала и по меньшей мере один цифровой индикатор, представляющий параметры сжатия, используемые для генерации сжатого сейсмического сигнала (т.е. комбинацию настроек фильтра, устройства понижения частоты квантования и квантизатора). Кроме того, модуль 304 может также обеспечивать коэффициент усиления, который в некоторых вариантах осуществления может частично определяться дисперсией выборки и (или) максимальной абсолютной амплитудой первого полученного сейсмического сигнала. Коэффициент усиления (или какая-либо его функция, включая квадратный корень) может применяться к сейсмическому сигналу в целях его нормализации. Коэффициент усиления передается приемнику и (или) модулю восстановления для инверсной нормализации как составной части восстановления сейсмического сигнала. Может выполняться абсолютная или относительная нормализация. Иными словами, в некоторых вариантах осуществления масштаб первого восстановленного сейсмического сигнала регулируют относительно второго восстановленного сейсмического сигнала, который может быть получен до или после первого сигнала.

Метки времени могут принимать форму по меньшей мере одного цифрового опорного тактового индикатора, который может соответствовать зарегистрированному первому вступлению вместе со сжатым представлением полученного сейсмического сигнала и быть выраженным относительно другого цифрового опорного тактового индикатора, так как разностные представления могут требовать меньшего количества битов. Этот опорный индикатор может быть выражен меньшим количеством значащих цифр разности времен по сравнению с универсальной тактовой опорной точкой, позволяя осуществить по меньшей мере частичную временную синхронизацию наземной и скважинной систем.

В некоторых вариантах осуществления начальные нули могут быть отброшены и заменены временной ссылкой на «первое вступление». В дальнейшем приемник добавит соответствующие начальные нули к восстановленным сейсмическим сигналам.

Таким образом, в приемном или восстановительном модулях сжатые сейсмические сигналы принимают или считывают из памяти и используют для восстановления оценки акустических сейсмосигналов, зафиксированных в скважине. Данные о параметрах сжатия аналогичным образом принимают или считывают из памяти и используют в рамках процесса восстановления для удлинения битового представления выборок, повышения частоты квантования сейсмического сигнала с последующей интерполяцией, масштабирования сейсмического сигнала и его привязки к соответствующему временному интервалу или положению, и для отображения представления сейсмического сигнала для пользователя.

В одном иллюстративном примере применения в системе СИПБ используется пневмопушка, производящая синхронизированную последовательность из 5 контрольных выстрелов с заданной задержкой после выключения буровых насосов. КНБК обнаруживает паузу в процессе бурения, например, по изменению давления в скважине или значительному уменьшению расхода жидкости, и инициирует цикл извлечений сигналов при помощи инструмента СИПБ. На основе предварительно запрограммированных параметров инструмент СИПБ определяет окно сбора данных с учетом отключения бурового насоса и получает от каждого из своих датчиков акустические сейсмосигналы с высоким разрешением в пределах этого окна. См., например, иллюстративный необработанный сигнал на ФИГ. 5. Для выделения сигнала в исследуемом частотном диапазоне данные могут пропускаться через полосовой фильтр (см., например, ФИГ. 4). Для сравнения иллюстративный отфильтрованный сигнал накладывается на необработанный сигнал, как показано на ФИГ. 5. Спектральный состав двух сигналов показан на ФИГ. 6. Компонент необработанного сейсмосигнала на частоте 0 Гц исключен. В остальном спектральный состав по существу идентичен исследуемому частотному диапазону.

На основе заданного профиля выстрелов (например, последовательность из 5 контрольных выстрелов) инструмент СИПБ может извлекать отдельные полученные сейсмические сигналы, как показано на ФИГ. 7А-7Е. Отдельные сейсмические сигналы предпочтительно можно извлекать из сигнала, прошедшего через полосовой фильтр, хотя это необязательно. Для улучшения отношения сигнал-помеха отдельные сейсмические сигналы могут суммироваться, т.е. совместно усредняться (хотя это тоже необязательно). На ФИГ. 7а-7е показано сравнение иллюстративного суммированного сейсмического сигнала с каждым из отдельных сейсмосигналов. Суммированный сейсмический сигнал подвергают сжатию, как описано выше, и сохраняют или передают на поверхность. На ФИГ. 8а и 8b, ФИГ. 9а и 9b, и ФИГ. 10а и 10b показаны три различных сигнала вместе с их сжатыми представлениями при разной частоте выборки. Кроме того, для каждого представления показано число битов вместе с коэффициентом сжатия. Хотя искажения видны, особенно при более высокой степени сжатия, основные характеристики сейсмических сигналов сохраняются.

В целях индивидуальной настройки и сжатия мы предлагаем применять пользовательский интерфейс, при помощи которого различным перцепционным характеристикам, важным для пользователя (главным образом, интерпретатора сейсмических сигналов), может присваиваться набор весовых значений. С помощью набора перцепционных параметров мы предлагаем адаптивно регулировать модули квантизации, выборки и (или) фильтрации, способствуя формированию сейсмических сигналов ВСП (VSP) в реальном времени, доступных при использовании гидроимпульсной скважинной телеметрии. Аналогично, мы предлагаем предусмотреть возможность использования регулируемых порогов искажения для настройки уровня искажений, приемлемого для бурильщика или интерпретатора. Таким же образом, это позволит полевому инженеру адаптировать количество битов для данного временного интервала (или адаптировать временное окно для данного количества битов).

В целях передачи мы предлагаем посылать реальный сейсмический сигнал, а не показатели «качества» и (или) импульсы из кодировочной книги. Такая передача сейсмических сигналов в реальном времени желательна для повышения конкурентоспособности на рынке СИПБ. Эта технология может использоваться также в других сейсмических и акустических скважинных применениях (например, каверномер SONIC, в котором скважинный инструмент возбуждает акустический сейсмосигнал и принимает акустический сейсмосигнал, отраженный от окружающей формации геологической среды). В некоторых иллюстративных вариантах осуществления способа система СИПБ возбуждает акустический источник некоторое число раз непосредственно перед, во время и (или) непосредственно после заданных временных интервалов; принимает по меньшей мере один акустический сигнал в стволе скважины от окружающих формаций геологической среды; оцифровывает по меньшей мере один полученный акустический сигнал с первой частотой/периодом выборки; регистрирует время первого вступления в полученном акустическом сигнале; отыскивает набор параметров конфигурации (частоту среза, частоту выборки и квантизацию) для оптимизированного набора параметров конфигурации, уменьшающего требуемое число бит для представления полученного сейсмического сигнала в пределах заданного порога числа битов так, чтобы по-прежнему оставаться в пределах заданного порога меры искажения для восстановленного акустического сигнала; и выполняет цифровое сжатие оцифрованных акустических сигналов в соответствии с набором оптимизированных параметров для хранения или передачи на поверхность.

Некоторые варианты осуществления наземной системы содержат графический пользовательский интерфейс на базе компьютера, позволяющий пользователю задавать весовые коэффициенты, присваиваемые каждому из набора перцепционных параметров в рамках набора взвешенных критериев искажения. Эти варианты осуществления наземной системы позволяют также настраивать скважинные компоненты с использованием взвешенных критериев искажения в целях оптимизации цифровых параметров сжатия (например, фильтрации, частоты выборки, квантизации и т.д.) до сохранения и (или) передачи. В некоторых вариантах осуществления могут использоваться несколько наборов перцепционных параметров и (или) критериев искажения для хранения и передачи. Альтернативно, в некоторых вариантах осуществления могут использоваться несколько наборов перцепционных параметров для различных глубин, участков, предполагаемых условий бурения и (или) предполагаемых формаций геологической среды. (Например, предельное значение числа битов можно постепенно уменьшать при скорости, соответствующей ожидаемой для системы гидроимпульсной скважинной телеметрии, работающей на возрастающей глубине).

Некоторые варианты осуществления скважинного инструмента синхронизируются по меньшей мере с одной наземной системой с помощью заданных временных интервалов активации источника. В состав скважинного инструмента входят: по меньшей мере один акустический приемник (например, геофоны, гидрофоны), выполненный с возможностью приема акустических сейсмосигналов от окружающей среды; по меньшей мере один модуль взятия выборок, выполняющий оцифровку/квантизацию акустических сейсмосигналов; фильтр с программируемой частотой среза; программируемое устройство понижения частоты квантования; регулируемый реквантизатор; процессор, регистрирующий, выбирающий и (или) обрабатывающий полученные оцифрованные акустические сейсмосигналы для сохранения или передачи сжатых представлений. Скважинный инструмент может также содержать декодер для восстановления/распаковки кодированного оцифрованного сейсмического сигнала, при этом процессор сравнивает восстановленный сейсмический сигнал с исходным с целью определения меры искажения и подходящего набора параметров сжатия.

Кроме того, скважинный инструмент может также содержать запоминающее устройство (флэш-память или память с произвольным доступом), сохраняющее данные конфигурации и (или) кодированный сейсмический сигнал, если мера искажения соответствует требуемому порогу и (или) представление кодированного сейсмического сигнала содержит число битов, не достигающее требуемого порога числа битов. Помимо этого, контроллер может выборочно передавать кодированные представления, удовлетворяющие порогам. Контроллер может сохранять каждый кодированный сейсмический сигнал в энергонезависимой памяти, а затем удалять или перезаписывать выбранные кодированные сейсмические сигналы.

Кроме того, скважинный инструмент может также определять, хранить и (или) передавать значение цифрового тактового генератора, представляющее зарегистрированное время первого вступления в каждом сейсмическом сигнале. Аналогичным образом, скважинный инструмент может также определять, хранить и (или) передавать расчетную меру искажения, соответствующую каждому кодированному сейсмическому сигналу.

Специалисту в данной области техники, полностью изучившему настоящее описание, понятна возможность осуществления многочисленных модификаций, эквивалентных и альтернативных вариантов. Приведенную ниже формулу изобретения следует понимать как охватывающую все такие модификации, эквивалентные и альтернативные варианты в соответствующих случаях.

Изобретение относится к средствам измерения в скважинах в процессе бурения, в частности к средствам передачи сейсмических данных в реальном времени. Техническим результатом является повышение точности и скорости передачи данных. Предложена система для сейсмического исследования в процессе бурения, содержащая следующие компоненты: бурильную колонну, содержащую по меньшей мере один сейсмический датчик и встроенный процессор, выполненный с возможностью оцифровки сигнала от сейсмического датчика для получения цифрового волнового сигнала и обработки цифрового волнового сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала в целях хранения и передачи. Причем сжатый волновой сигнал имеет отрегулированную частоту выборки и отрегулированную степень квантования по сравнению с цифровым волновым сигналом. При этом отрегулированная частота выборки и отрегулированная степень квантования адаптированы с учетом меры искажения между цифровым волновым сигналом и сжатым представлением волнового сигнала. Раскрыт также способ сейсмического исследования в процессе бурения с использованием указанной системы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 17 ил.

1. Система для сейсмического исследования в процессе бурения, содержащая следующие компоненты:
бурильная колонна, содержащая по меньшей мере один сейсмический датчик;
встроенный процессор, выполненный с возможностью оцифровки сигнала от сейсмического датчика для получения цифрового волнового сигнала и обработки цифрового волнового сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала в целях хранения и передачи, причем сжатый волновой сигнал имеет отрегулированную частоту выборки и отрегулированную степень квантования по сравнению с цифровым волновым сигналом, причем отрегулированная частота выборки и отрегулированная степень квантования адаптированы с учетом меры искажения между цифровым волновым сигналом и сжатым представлением волнового сигнала.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит модуль гидроимпульсной скважинной телеметрии, подключенный к встроенному процессору для передачи сжатого представления волнового сигнала на поверхность с соответствующим указанием отрегулированной частоты выборки и отрегулированной степени квантования.

3. Система по п. 2, отличающаяся тем, что дополнительно содержит наземную компьютерную систему, выполненную с возможностью приема сжатого представления волнового сигнала и по меньшей мере частично на основе сжатого представления волнового сигнала отображения представления сигнала, принятого сейсмическим датчиком.

4. Система по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит запоминающее устройство, подключенное к встроенному процессору, причем запоминающее устройство выполнено с возможностью сохранения сжатого представления волнового сигнала с соответствующим указанием отрегулированной частоты выборки и отрегулированной степени квантования.

5. Система по п. 1, отличающаяся тем, что мера искажения содержит меру среднеквадратичной погрешности между цифровым волновым сигналом и восстановленным волновым сигналом.

6. Система по п. 1, отличающаяся тем, что встроенный процессор выполнен с возможностью использования энтропийного кодирования для получения сжатого представления волнового сигнала.

7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что встроенный процессор выполнен с возможностью адаптации отрегулированной частоты выборки и отрегулированной степени квантования частично на основе предельного значения числа битов для сжатого представления волнового сигнала.

8. Система по п. 1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит наземный сейсмический источник, активируемый при выключенных насосах бурового раствора.

9. Способ сейсмического исследования в процессе бурения, содержащий следующие шаги:
возбуждают акустический источник некоторое количество раз;
принимают по меньшей мере один акустический сигнал в скважине от окружающих формаций геологической среды;
оцифровывают по меньшей мере один акустический сигнал и
адаптивно сжимают оцифрованный сигнал для хранения или передачи и регулируют частоту выборки оцифрованного сигнала с учетом меры искажения, содержащей по меньшей мере одну перцепционную характеристику.

10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что перцепционная характеристика представляет собой среднеквадратичную погрешность.

11. Способ по п. 9, отличающийся тем, что сжатие содержит фильтрацию оцифрованного сигнала при помощи фильтра понижающей дискретизации.

12. Способ по п. 11, отличающийся тем, что сжатие дополнительно содержит регулирование степени квантования оцифрованного сигнала для получения сжатого представления волнового сигнала.

13. Способ по п. 12, отличающийся тем, что сжатие дополнительно содержит энтропийное кодирование сжатого представления волнового сигнала.

14. Способ по п. 13, отличающийся тем, что сжатие дополнительно содержит следующие шаги:
получают восстановленный волновой сигнал из сжатого представления волнового сигнала;
сравнивают сжатое представление волнового сигнала с оцифрованным сигналом, чтобы определить, удовлетворен ли критерий искажения; и
если критерий искажения не удовлетворен, регулируют по меньшей мере один из следующих параметров: фильтр, частоту выборки, степень квантования.

15. Способ по п. 14, отличающийся тем, что дополнительно содержит связывание каждого сжатого волнового сигнала с указанием набора параметров сжатия, использовавшихся при сжатии, причем параметры сжатия содержат по меньшей мере частоту выборки сжатого волнового сигнала.