СИСТЕМА И СПОСОБ ВЕРТИКАЛЬНОГО СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ С ПРЕДСТАВЛЕНИЕМ РАЗВЕДОЧНЫХ ДАННЫХ В ВИДЕ КОМБИНАЦИИ ПАРАМЕТРИЗОВАННЫХ КОМПРЕССИОННОГО, СДВИГОВОГО И ДИСПЕРСИВНОГО ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ Российский патент 2016 года по МПК G01V1/42 G01V1/48 

Уровень техники

Разведка посредством вертикального сейсмического профилирования (ВСП) эффективно используется для измерения свойств геологических формаций, окружающих буровую скважину. В одной из технологий разведки посредством ВСП используется набор сейсмических датчиков, устанавливаемых в приблизительно вертикальной буровой скважине. Сейсмический источник создает сейсмические волны, исходящие из разных точек возбуждения на поверхности. Реакция датчиков на каждое из возбуждений регистрируется и анализируется для извлечения требуемой информации о свойствах формации.

Скорость компрессионных волн представляет собой одно из свойств формаций, для измерения которого широко применяется такой способ. Следует отметить, что компрессионные волны также могут называться волнами сжатия, продольными волнами, волнами давления, первичными волнами или P-волнами. Хотя для обозначения данного свойства широко используется термин «скорость», измеряемая величина обычно представляет собой скалярную величину, т.е. соответствует модулю скорости. Такой модуль скорости или «скорость» могут быть адекватно выражены в единицах медленности, т.е. величины, обратной скорости (другими словами, произведение модуля скорости и медленности равно единице).

Либо сам сейсмический источник, либо результат взаимодействия энергии сейсмической волны с разломами, границами между формациями и границами между твердыми и текучими средами (например, на поверхности земли или в буровой скважине) также могут порождать и волны других типов. В число таких волн входят сдвиговые волны и дисперсивные волны. Сдвиговые волны часто называются поперечными волнами, вторичными волнами или S-волнами. Дисперсивные волны представляют собой волны, частота которых не пропорциональна их волновому числу, т.е. волны с разными длинами волн распространяются с разной скоростью. В число примеров дисперсивных волн, некоторые из которых могут совпадать, входят каналовые волны, граничные волны, волны Лэмба, волны Лява, Q-волны, рэлеевские волны, волны Шолте, поверхностные волны, волны Стоунли и трубные волны.

В общем случае компрессионные волны имеют более высокие скорости и большие амплитуды, что облегчает их обнаружение и измерение, в частности потому, что волны этого типа первыми доходят до набора датчиков. Однако модуль сдвига представляет собой ключевое свойство формации, которое может быть определено только по измерениям скорости сдвиговой волны. К сожалению, приходящие дисперсивные волны и задержанные компрессионные волны (например, задержанные в результате отражения и преломления) могут маскировать достигающие набора датчиков сдвиговые волны, что затрудняет такие измерения и снижает их достоверность.

Краткое описание чертежей

На прилагаемых чертежах и в подробном описании представлены конкретные варианты осуществления систем разведки посредством вертикального сейсмического профилирования (ВСП), позволяющие разделить разведочные данные на компрессионные, сдвиговые и дисперсивные волновые поля. На чертежах:

Фиг. 1 иллюстрирует пример конфигурации разведки посредством ВСП.

На фиг. 2 представлен пример системы разведки посредством ВСП.

На фиг. 3 представлен пример сейсмических трасс.

На фиг. 4 приведена диаграмм примера способа разведки посредством ВСП.

На фиг. 5 представлен пример многокомпонентных разведочных данных ВСП.

На фиг. 6-8 представлены примеры соответственно компрессионного, сдвигового и дисперсивного волновых полей.

На фиг. 9а-9c представлены извлеченные параметры дисперсивного волнового поля.

На фиг. 10 представлен пример данных ВСП, восстановленных по волновым полям.

На фиг. 11 представлен пример компонент остаточного шума.

Однако следует иметь в виду, что конкретные варианты осуществления изобретения, представленные в чертежах и подробном описании, не накладывают каких-либо ограничений. Напротив, они образуют основу, позволяющую специалисту в данной области предусмотреть альтернативные варианты, аналоги и модификации, не выходящие за пределы объема охраны одного или нескольких вариантов осуществления изобретения, определенных в прилагаемой формуле изобретения.

Осуществление изобретения

Системы и способы по изобретению станут более ясны из проиллюстрированного примера их применения. На фиг. 1 представлен пример конфигурации разведки посредством вертикального сейсмического профилирования (ВСП), в котором операторы располагают набор сейсмических датчиков 102 в вертикальной буровой скважине 104 на расстоянии друг от друга. Датчики могут быть прикреплены к стенке скважины или зацементированы в нее для обеспечения возможности многокомпонентных измерений. Датчики 102 осуществляют беспроводную связь или связь через кабель с модулем 106 сбора данных, который принимает, обрабатывает и сохраняет данные сейсмических сигналов, собранные датчиками. Оператор включает сейсмический источник 110 (например, вибратор на шасси грузового автомобиля) в нескольких местоположениях («точках возбуждения») на поверхности 108 земли для формирования сейсмических волн, распространяющихся сквозь землю 112. Такие волны отражаются от разрывов акустического импеданса и достигают датчиков 102. В число примеров таких разрывов входят разломы, границы между пластами формаций и границы текучей среды. В представлении строения геологической среды, получаемом на основе данных сейсмических сигналов, такие разрывы могут иметь вид ярких пятен.

Кроме того, фиг. 1 иллюстрирует пример строения геологической среды. На схеме толща земли имеет три сравнительно плоских пласта подземных формаций и один наклонный пласт различного состава и, следовательно, с разными скоростями звука. Поры формаций могут быть заполнены газом, водой или нефтью, что также влияет на скорость распространения звука через формации.

Фиг. 2 иллюстрирует пример системы регистрации данных разведки ВСП, в которой датчики 102 соединены с шиной 302 для передачи цифровых сигналов в контур 306 регистрации данных. Информация о местоположении датчиков и другие параметры, используемые для интерпретации зарегистрированных данных, могут быть определены другими датчиками 304 и переданы в контур 306 регистрации данных для сохранения. Как вариант, такая дополнительная информация может включать точные местоположения датчиков и источников возбуждения, характеристики возбуждаемых источником волн, параметры оцифровывания, обнаруженные в системе разломы и т.д.

Каждый сейсмический датчик 102 может включать многоосевые акселерометры и/или геофоны и, в некоторых условиях, гидрофоны, каждый из которых может быть выполнен с возможностью осуществления выборок с высоким разрешением (например, с размером от 16 до 32 битов) с программируемой частотой выборки (например, от 400 Гц до 1 кГц). Контур 306 регистрации сохраняет потоки данных от датчиков 102 на долговременном носителе информации, например в массиве оптических или магнитных дисков. Данные сохраняются в виде сейсмических трасс (возможно, в сжатом виде), причем каждая из трасс представляет собой сигнал, который обнаружил и произвел из него выборку данный датчик в ответ на данное возбуждение. Местоположение источника возбуждения и датчика для каждой из трасс также сохраняются с указанием их принадлежности к данной трассе.

Система 308 обработки данных общего назначения принимает собранные данные разведки ВСП от контура 306 регистрации данных. В некоторых случаях система 308 обработки данных общего назначения физически соединена с контуром регистрации данных и обеспечивает возможность конфигурирования контура регистрации и осуществления предварительной обработки на месте. Однако чаще система обработки данных общего назначения расположена в центральном вычислительном узле с достаточными вычислительными ресурсами для интенсивной обработки данных. Передача данных разведки в центральный узел может быть осуществлена на физических носителях или через компьютерную сеть. Система 308 обработки содержит пользовательский интерфейс, содержащий графический дисплей и клавиатуру или другие средства пользовательского ввода, что обеспечивает возможность просмотра и анализа пользователями изображений и другой информации, полученной из данных разведки ВСП.

На фиг. 3 представлен пример сейсмических сигналов, которые могут быть зарегистрированы системой по фиг. 2. Эти сигналы отражают некоторую меру энергии сейсмических волн (например, смещение, скорость, ускорение, давление) как функцию от времени. Однако следует отметить, что число трасс обычно составляет несколько десятков, если не сотен, в связи с чем отдельное, изолированное отображение набора трасс, связанных с каким-либо определенным возбуждением, аналогично фиг. 3 на практике, как правило, невозможно. Вместо этого сигналы обычно представляют в «каскадном» формате, представленном на фиг. 5, в котором каждый из сигналов несколько сдвинут относительно сигналов, соответствующих соседним датчикам, но все они представлены в виде кривых, которые могут перекрывать друг друга. Перекрывающиеся кривые образуют рисунок, отражающий тенденции, имеющиеся в данных; так, например, наклонные линии указывают на приход сейсмических волн к набору датчиков.

На фиг. 4 представлена диаграмма способа разведки посредством ВСП, который может быть осуществлен с использованием системы по фиг. 2. На шаге 402 система получает данные разведки ВСП, как указано выше. На шаге 404 система формирует параметризованную модель волновых полей, имеющую параметры для по меньшей мере компрессионных волн, сдвиговых волн и дисперсивных волн. Структура такой модели подробно описана ниже. На шаге 406 система обеспечивает соответствие модели данным («подгоняет модель к данным»), используя способ нелинейной оптимизации для определения параметров, обеспечивающих наилучшее соответствие модели данным. По меньшей мере в некоторых из вариантов осуществления изобретения система использует для обеспечения наилучшего соответствия алгоритм Левенберга-Маркварта, но могут быть использованы и другие известные способы оптимизации, в том числе метод Гаусса-Ньютона, градиентный спуск, имитация отжига или оптимизация методом роя частиц. Предполагается, что в число параметров, определяемых для каждого из волновых полей, входят медленность и угол падения на набор датчиков.

Во многих случаях значения медленности волновых полей могут обеспечивать достаточную информацию для восстановления записей о требуемых свойствах формаций (например, модуля сдвига как функции глубины). В других случаях волновые поля параметризованной модели используются для дальнейшей обработки, так как уровень шумов в ней существенно ниже, чем в собранных данных. В связи с этим диаграмма на фиг. 4 включает шаг 408, на котором система строит на основе волновых полей параметризованной модели изображение геологической среды. Основные принципы построения сейсмических изображений хорошо известны и изложены в различных руководствах, в том числе в книге Jon F. Claerbout, Imaging the Earth′s Interior, Blackwell Scientific Publications, Oxford, 1985. Полученные таким образом изображения, профили или другие представления полученных свойств формаций отображаются системой на конечном шаге способа ВСП.

Углы падения волн P-волнового поля, S-волнового поля и дисперсивного волнового поля представлены в модели переменными θ_P, θ_S и θ_disp соответственно. Эти углы падения вызывают распределение сейсмической энергии по вертикальной и радиальной компонентам сигнала согласно поляризационным векторам d_P, d_S и d_disp.

Тогда, если волновые поля имеют в частотной области волновую форму w_P(ω), w_S (ω) и w_disp(ω), то двухкомпонентное смещение на (эталонном) датчике 0 может быть записано в виде:

Измерения на соседних датчиках могут быть выражены операторами временного сдвига в частотной области соответственно для P-волнового поля, S-волнового поля и дисперсивного волнового поля:

где Δ_Z - расстояние между соседними датчиками, q_P и q_S - величины медленности (обратной скорости) P-волнового поля и S-волнового поля, q_phase и q_group - величины фазовой и групповой медленности дисперсивного волнового поля, а ω₀ - центральная частота волны дисперсивного волнового поля. Для набора из четырех датчиков уравнения модели имеют вид:

Разумеется, могут быть добавлены дополнительные датчики (и уравнения для датчиков). В обобщенном виде эти уравнения можно выразить следующим образом:

u(ω)=G(ω)w(ω),

где u(ω) - измеренные данные датчиков, w(ω) - вектор волновых полей, а G(ω) - параметризованная модель. Требуется определить восемь параметров: θ_P, q_P, θ_S, q_S, θ_disp, q_disp, ω₀, q_phase и q_group. Исходя из оцененного набора параметров можно найти соответствующее волновое поле с использованием метода наименьших квадратов:

причем расхождение между наблюдаемыми и модельными данными равно:

Задача алгоритма нелинейной оптимизации состоит в нахождении значений параметров, минимизирующих это расхождение. Может быть применен подход скользящего окна, в рамках которого одновременно анализируются сигналы от, например, 9 соседних датчиков. Помимо того что данный подход обеспечивает уменьшение объема вычислений, он также обеспечивает возможность изменения значений параметров при изменении местоположения для учета потенциальных изменений волновых полей в зависимости от глубины.

Кроме того, следует отметить, что вектор волнового поля может быть расширен для учета нескольких волновых полей каждого типа. Например, в уравнениях могут быть учтены восходящее P-волновое поле, нисходящее P-волновое поле, восходящее S-волновое поле, нисходящее S-волновое поле и нисходящее дисперсивное волновое поле. В соответствии с опытом и предположениями пользователя может быть выбрано большее или меньшее число волновых полей.

Фиг. 5-11 иллюстрируют пример применения систем и способов по изобретению. На фиг. 5 представлены измеренные при помощи геофонов сигналы разведки ВСП в терминах вертикального и радиального смещения. Наклонные линии, соответствующие нисходящим и восходящим волновым фронтам, ясно видны в обеих компонентах, хотя перекрывание волновых фронтов и образование ими интерференционных картин затрудняет их интерпретацию.

На фиг. 6-8 представлены волновые поля, извлеченные из данных по фиг. 5 с использованием вышеописанного способа. На фиг. 6 представлены нисходящее и восходящее P-волновые поля. На фиг. 7 представлены нисходящее и восходящее S-волновые поля. На фиг. 8 представлено дисперсивное волновое поле. Можно отметить, что интерференция между волновыми полями значительно уменьшена.

На фиг. 9a-9c представлены извлеченные значения параметров дисперсивного волнового поля по фиг. 8. На фиг. 9а представлена фазовая скорость как функция глубины. На фиг. 9b представлена групповая скорость как функция глубины. На фиг. 9c представлена центральная частота волны как функция глубины. Можно наблюдать постепенное уменьшение групповой скорости и центральной частоты по мере увеличения глубины. Фазовая скорость демонстрирует значительные колебания, но, по-видимому, не имеет систематической зависимости от глубины.

На фиг. 10 представлены восстановленные вертикальная и радиальная компоненты сигнала, полученные путем суммирования волновых полей по фиг. 6-8. Как и ожидалось, имеется значительное сходство с исходными данными с фиг. 5. На фиг. 11 представлены вертикальная и радикальная компоненты шумов, полученные путем вычитания восстановленных сигналов по фиг. 10 из исходных данных по фиг. 5. Видны слабые остаточные следы наиболее мощных компонент волновых полей (нисходящей P-волны и дисперсивной волны), которые можно объяснить наличием не учтенных в модели нелинейностей.

Для специалиста в данной области, ознакомившегося с вышеизложенным описанием, должны быть очевидны различные изменения и модификации, которые могут быть внесены в решение по изобретению. Подразумевается, что нижеприведенная формула изобретения охватывает все такие изменения и модификации.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных вертикального сейсмического профилирования. Предлагаемые системы и способ разведки посредством вертикального сейсмического профилирования (ВСП) обеспечивают сбор данных многокомпонентных сигналов и представление данных сигналов в виде комбинации параметризованных компрессионного, сдвигового и дисперсивного волновых полей. В рассмотрение могут быть включены несколько волновых полей каждого типа, например, для разделения восходящих и нисходящих компонент волновых полей. Для одновременной оценки угла падения и медленности каждого из волновых полей используется нелинейная оптимизация. Медленность одного или более дисперсивных полей может быть параметризована в виде фазовой медленности и групповой медленности относительно центральной частоты волны. Значения параметров могут изменяться как функция глубины. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 13 ил.

1. Способ вертикальной сейсмической разведки, включающий этапы, на которых:
принимают данные многокомпонентных сигналов от набора датчиков в буровой скважине;
производят построение параметризованной модели волновых полей, включающих по меньшей мере одно компрессионное волновое поле, по меньшей мере одно сдвиговое волновое поле и по меньшей мере одно дисперсивное волновое поле;
применяют нелинейную оптимизацию для обеспечения соответствия модели данным многокомпонентных сигналов, причем при оптимизации одновременно оценивают угол падения для каждого из волновых полей и медленность для каждого из волновых полей; и
формируют изображение геологической среды на основе одного или более волнового поля оптимизированной модели.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что медленность для дисперсивного волнового поля оценивают как комбинацию фазовой медленности и групповой медленности относительно центральной частоты волны.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что угол падения и медленность для каждого из волновых полей изменяются в зависимости от глубины.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает этап, на котором каждый из датчиков прикрепляют к стенке буровой скважины перед указанным приемом данных.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что данные многокомпонентных сигналов включают вертикальное смещение и радиальное смещение.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно включает этап, на котором возбуждают волны на поверхности земли, причем указанный прием данных производят в ответ на указанное возбуждение.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в число волновых полей оптимизированной модели входят восходящее компрессионное волновое поле, нисходящее компрессионное волновое поле, восходящее сдвиговое волновое поле, нисходящее сдвиговое волновое поле и дисперсивное волновое поле.

8. Система вертикальной сейсмической разведки, содержащая
набор многокомпонентных датчиков в буровой скважине;
систему сбора данных, которая регистрирует данные многокомпонентных сигналов от указанного набора; и
систему обработки, которая обеспечивает соответствие параметризованной модели волновых полей данным многокомпонентных сигналов путем одновременного определения угла падения для каждого из волновых полей и медленности для каждого из волновых полей, причем в число волновых полей входят по меньшей мере одно компрессионное волновое поле, по меньшей мере одно сдвиговое волновое поле и по меньшей мере одно дисперсивное волновое поле.

9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что система обработки дополнительно формирует изображение геологической среды на основе одного или более из указанных волновых полей и отображает указанное изображение для пользователя.

10. Система по п. 8, отличающаяся тем, что медленность дисперсивного волнового поля оценивают как комбинацию фазовой медленности и групповой медленности относительно центральной частоты волны.

11. Система по п. 8, отличающаяся тем, что угол падения и медленность для каждого из волновых полей изменяются в зависимости от глубины.

12. Система по п. 8, отличающаяся тем, что датчики прикреплены к стенке буровой скважины или зацементированы в нее.

13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что данные многокомпонентных сигналов включают вертикальное смещение и радиальное смещение.

14. Система по п. 8, отличающаяся тем, что дополнительно содержит сейсмический источник, обеспечивающий возбуждения в одном или более местоположении на поверхности над буровой скважиной.

15. Система по п. 8, отличающаяся тем, что система обработки одновременно определяет угол падения и медленность для восходящего компрессионного волнового поля, нисходящего компрессионного волнового поля, восходящего сдвигового волнового поля, нисходящего сдвигового волнового поля и дисперсивного волнового поля.

16. Носитель информации, который при использовании в функциональном взаимодействии с системой обработки конфигурирует систему обработки при помощи программного обеспечения, которое обеспечивает выполнение системой обработки:
приема данных многокомпонентных сигналов, зарегистрированных от набора датчиков в буровой скважине;
построения параметризованной модели волновых полей, включающих по меньшей мере одно компрессионное волновое поле, по меньшей мере одно сдвиговое волновое поле и по меньшей мере одно дисперсивное волновое поле;
применения нелинейной оптимизации для обеспечения соответствия модели данным многокомпонентных сигналов, причем процедура при оптимизации одновременно оценивают угол падения для каждого из волновых полей и медленность для каждого из волновых полей.

17. Носитель информации по п. 16, отличающийся тем, что медленность для дисперсивного волнового поля оценивают как комбинацию фазовой медленности и групповой медленности относительно частоты центральной частоты волны.

18. Носитель информации по п. 16, отличающийся тем, что угол падения и медленность для каждого из волновых полей изменяются в зависимости от глубины.

19. Носитель информации по п. 16, отличающийся тем, что данные многокомпонентных сигналов включают вертикальное смещение и радиальное смещение.

20. Носитель информации по п. 16, отличающийся тем, что в число волновых полей оптимизированной модели входят восходящее компрессионное волновое поле, нисходящее компрессионное волновое поле, восходящее сдвиговое волновое поле, нисходящее сдвиговое волновое поле и дисперсивное волновое поле.