Способ сейсмического профилирования и устройство для его осуществления

(51)7 01 1/00, 01 1/36 ПАТЕНТНОЕ ВЕДОМСТВО РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН(54) СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛИРОВАНИЯ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ(57) Способ сейсмического профилирования и устройство для его осуществления, позволяющие значительно повысить точность сейсмического профилирования, включают операции и средства измере ния движения вибрационного источника, которое связано с силой, приложенной вибрационным источником, умноженной на передаточную функцию минимально-фазовой причинной линейной системы,связывающей действительный выход вибрационного источника с измеренным движением вибрационного источника для разделения сигналов в соответствии с источником генерации каждого из них, определения сигнал-отношения делением зарегистрированных сейсмических сигналов вибрационного источника на измеренное движение вибрационного источника,чтобы устранить неизвестную приложенную силу,оставляя отражательную способность земли, умноженную на производную по времени, деленную на минимально-фазовую функцию, минимально-фазовой полосовой фильтрации результирующего сигнал-отношения и выполнения минимально-фазовой деконволюции, чтобы устранить производную по времени, деленную на минимально-фазовую передаточную функцию. 8171 Настоящее изобретение относится к получению и обработке сигналов для построения вертикального сейсмического профиля (сейсмического профилирования) и, в частности, к способу предварительной обработки сигналов для сейсмического профилирования, в котором сигналы, сгенерированные многочисленными вибрационными источниками, регистрируют и подготавливают для обработки с высоким разрешением или высокой точностью. Обычно на практике для сейсмического профилирования используют один сейсмический источник для приложения силы к земле вблизи буровой скважины. Последующее движение, вызванное применением этой силы, измеряют в различных точках буровой скважины. Это проделывают путем возбуждения сейсмического источника и регистрации падающей волны и восходящей или отраженной волны в исходной точке расположения приемника в буровой скважине. Приемник затем сдвигают на несколько метров вдоль длины буровой скважины и источник возбуждает волны снова. Падающую и восходящую волны измеряют снова. Эту процедуру повторяют периодически по всей представляющей интерес длине скважины. Широкополосный сигнал, обладающий достаточной энергией, получают путем изменения длительности и частоты силы. Используя движения приемника и разделяя падающую и отраженную волны, строят сейсмограмму обычной корреляцией или обращением в частотной области с сигналом, представляющим падающую волну. Из результатов этой процедуры может быть вычислена импедансная функция. Настоящее изобретение дает способ генерации,регистрации и предварительной обработки с высоким разрешением сигналов сейсмического вибрационного источника для использования в технике сейсмического профилирования. Способ настоящего изобретения включает измерение движения или движений вибрационных источников. Эти движения связаны с действительной силой, приложенной вибрационным источником, через передаточную функцию минимально-фазовой причинной линейной системы и их используют для разделения зарегистрированных сейсмических сигналов. Затем эти сигналы используют в операции обращения. Система настоящего изобретения связывает действительный выход вибрационного источника с измеренными движением или движениями вибрационного источника. Вибрационные источники возбуждают в соответствии с заранее определенным кодом. Этот код используют, чтобы разделить зарегистрированные сигналы в соответствии с источником, использованным для генерации движения или движений приемника. Зарегистрированные сигналы затем обрабатывают для выделения падающих волн от каждого вибрационного источника. Разделенные сигналы затем обрабатывают обычной корреляцией с помощью характеристик падающей волны для построения сейсмограммы. Согласно другому способу, может быть определено сигнал-отношение делением 2 зарегистрированных сейсмических сигналов на измеренное движение или движения каждого из вибрационных источников, чтобы удалить неизвестную приложенную силу, оставив отражательную способность земли, умноженную на производную по времени, деленную на минимально-фазовую передаточную функцию. Фиг. 1 представляет схему типичной процедуры сейсмического профилирования. Фиг. 2 - схема примера расположения вибрационных источников, использованного в настоящем изобретении. Фиг. 3 представляет схематическое изображение второго примера расположения вибрационных источников, использованного в настоящем изобретении. Фиг. 4 представляет блок-схему технологической цепочки, иллюстрирующей способ предварительной обработки зарегистрированных сигналов, сгенерированных многочисленными вибрационными источниками для целей сейсмического профилирования. В настоящем изобретении используют многочисленные сейсмические источники. Каждый из этих источников представляет собой вибрационный источник, сигнал от которого, непосредственно связанный с сигналом, посылаемым вибрационным источником в землю, используют при предварительной обработке. Эти сигналы отражаются поверхностями, разделяющими слои с различными импедансами. Отраженные сигналы вызывают движение или движения, обнаруживаемые сейсмическим приемником, таким, как геофон, расположенным в буровой скважине. Этот сейсмический приемник располагают в некоторой точке буровой скважины, при этом вибрационные движения генерируют источниками и сигналы регистрируют приемником. Приемник сдвигают на заранее выбранное расстояние в различные места в скважине, и процесс повторяется. Для того, чтобы построить сейсмограмму, необходимо определить, каким источником вызваны зарегистрированные движения приемника. Каждый источник имеет собственные характеристики, которые помогают выделить источник, генерирующий силу, вызывающую движение приемника, так как принятые данные будут различны для каждого источника. Обработка, проводимая по оценке одного источника по зарегистрированным сигналам, сгенерированным другим источником, будет воспроизводить неточную сейсмограмму. Для того, чтобы повысить точность построения сейсмограммы, зарегистрированные сигналы должны быть разделены в соответствии с генерирующим их источником для дальнейшей обработки совместно с силой от соответствующего источника. В первом примере осуществления настоящего изобретения зарегистрированные сигналы разделяют в соответствии с источником, который их генерирует. Для этого может быть выделена падающая волна и зарегистрированные сигналы далее могут быть обработаны, как обычные сигналы, одним из 8171 хорошо известных методов, применяемых при сейсмическом профилировании. Во втором примере осуществления настоящего изобретения измеряют движение или движения вибрационного источника, чтобы получить сигнал, который используют при обработке зарегистрированных сигналов путем исключения неизвестных. Зарегистрированные сигналы разделяют минимальной фазой относительно действительно переданного сигнала в частотной области, что устраняет текущий переданный сигнал из рассмотрения. Когда получают решение для отражательной способности земли,зарегистрированные сигналы, которые представляют собой производную силы вибрационного источника по времени, переданной земле, умноженной на отражательную способность земли, делят на величину,равную силе вибрационного источника, приложенной к земле, умноженной на минимально-фазовую передаточную функцию. Проделывая это, устраняют из зарегистрированных сигналов силу вибрационного источника. Это оставляет отражательную способность земли, умноженную на производную по времени, деленную на минимально-фазовую передаточную функцию, при этом последнее отношение затем удаляют минимально-фазовой деконволюцией. При получении сейсмических сигналов, на основе сейсмической акустической энергии, могут быть использованы вибрации земли от источника вибраций, большой массы, находящейся в контакте с землей. В настоящем изобретении может быть использован простой вибрационный источник. Обычно силу прикладывают реверсивным гидравлическим потоком в камере к реактивной массе, подвешенной к поршню, соединенному с тягой, прикрепленной к свайной структуре на вибрационной тележке. Обычно движение реактивной массы измеряют акселерометром, установленном на самой реактивной массе. Движение платформы, которая жестко связана с землей, измеряют акселерометром, помещенном на поперечном элементе свайной конструкции. В настоящем изобретении используют пары акселерометров в каждом положении так, что выходы могут быть сопоставлены и может быть сделано заключение о пригодности сгенерированного сигнала для дальнейшей обработки. Фиг. 1 представляет схему системы, иллюстрирующую процесс сейсмического зондирования в настоящем изобретении. Буровая скважина 16 расположена на некотором расстоянии от вибрационных источников 18, 20, 22 и 24 с двумя парами акселерометров 26, 28, 30 и 32, расположенных на тележках 34, 36, 38 и 40, соответственно. Сигналы передают по радиолинии 42 в блок памяти 44, где их проверяют, чтобы определить их надежность, и хранят для последующего сравнения. Сигналы, генерируемые в земле вибрационными источниками 18, 20, 22 и 24, отражаются поверхностью раздела между границами слоев с импедансами 1 и 2 в различных точках 1, 2 и т.д. вдоль поверхности раздела. Эти отраженные сигналы реги стрируют сейсмическим приемником , расположенным в скважине 16. После регистрации сигналов приемникпередвигают на предварительно заданное расстояние вверх по скважине, как показано штриховыми линиями, и вибрационные источники 18, 20, 22, 24 снова приводят в действие. Сгенерированные сигналы отражаются от поверхности раздела между подповерхностями с импедансами 1 и 2 в различных точках 1, 2 и т.д. вдоль поверхности во второй раз. Эту процедуру повторяют несколько раз, чтобы достичь эффекта вертикальной цепочки геофонов вместо традиционной горизонтальной линии. На фиг. 1 изображены вибрационные источники на тележках 34, 36, 38 и 40, расположенные радиально по прямой линии от буровой скважины 16. Фиг. 2 и 3 иллюстрируют возможные альтернативные случаи размещения тележек 34, 36, 38 и 40. На фиг. 2 вибрационные источники размещены равномерно по окружности с заранее определенным радиусом. Этот радиус может иметь практически любую величину. Размещение тележек 34, 36, 38 и 40 по окружности не предполагает равные расстояния между ними. Все тележки могут быть размещены в верхней части круга или в одном квадранте и т. д. На фиг. 3 тележки 34, 36, 38 и 40 размещены случайным образом с различными радиусами вокруг буровой скважины, при этом три тележки размещены в верхней части круга, в центре которого размещена буровая скважина 16. Однако случайное расположение тележек возможно до тех пор, пока процесс разделения сигналов от вибрационных источников не ухудшается. Когда сигналы, сгенерированные вибрационными источниками 18, 20, 22 и 24 на тележках 34, 36,38 и 40, передают по радио в блок памяти 44, они поступают на записывающее устройство 46 для переноса на магнитную ленту 48 для совмещения с необработанными сейсмическими сигналами, зарегистрированными сейсмическим приемником . Измеренные сгенерированные сигналы и необработанные сейсмические зарегистрированные сигналы,хранящиеся на магнитной ленте 48, могут быть переданы на компьютеры, расположенные в других местах. Измеренные сигналы представляют действительные сигналы, сгенерированные в поверхность земли вибрационным источником. Эти измеренные сигналы являются минимально-фазовыми относительно действительных сигналов, генерируемых в земле этим методом. В настоящем изобретении сигнал,который минимально-фазно связан с действительной силой, сгенерированной в земле, измеряют и получают от вибрационного источника непосредственно. Таким образом, в процессе используют аналог действительного сигнала. В настоящем изобретении используют подход,отличающийся от известных методов обработки зарегистрированных сигналов для сейсмического про 3 8171 филирования. Во-первых, настоящее изобретение использует многочисленные источники и устанавливает, что движения, измеренные на вибрационном источнике, связаны с действительной силой на выходе или сигналом, который передается в землю через минимально-фазовую передаточную функцию в частотной области. Как минимально-фазовая передаточная функция, так и действительная сила на выходе неизвестны. Во-вторых, в этом варианте решения настоящего изобретения выполняют операцию обращения вместо корреляционного процесса,используемого при обычном сейсмическом профилировании. Зарегистрированные сейсмические сигналы представляют в частотной области произведение производной действительной силы по времени на отражательную способность земли. С помощью обратной фильтрации минимальнофазовым полосовым фильтром может быть вычислено сигнал-отношение измеренного сейсмического движения к измеренному движению вибрационного источника. Это сигнал-отношение устраняет неизвестную действительную силу на выходе. Также требуется масштабный коэффициент, чтобы сохраРазверткаВибратор А (фаза) Вибратор В (фаза) Вибратор С (фаза) Вибратор(фаза) В этом примере проблема 90 градусов устранена и только требуется, чтобы развертка, сделанная при 0 градусов, была зеркальным отображением развертки, сделанной при 180 градусах. Однако для нить общую энергию при процессе обратной фильтрации. Результирующую сейсмограмму представляют сигнал-отношением измеренного сейсмического сигнала к измеренному движению вибрационного источника, и она является искомым результатом отражающей способностью земли, свернутой с минимально-фазовой функцией. Особенностью минимально-фазовых функций является то, что их производная и обратная величина также минимальнофазовые. Поэтому сейсмограмма может быть в дальнейшем обработана минимально-фазовой деконволюцией для того, чтобы получить импульсный отклик земли в частотной области. По существу,сигнал-отношение измеренного сейсмического сигнала к измеренному движению вибрационного источника представляет ограниченную по полосе импульсную сейсмограмму. Она причинно минимально-фазно связана с откликом земли. Этот способ для многочисленных источников всегда верен, так как исключено действительное неизвестное движение вибрационного источника. Два примера одновременного разделения представлены в следующих таблицах Пример 1 2 0 180 0 180 эффективного разделения система должна гарантировать, что движения вибрационного источника воспроизводимы в реальном времени. Пример 2 Как и в первом примере, необходимо сделать подтверждение предположения о разделении в реальном времени. Этот пример дает несколько меньший сигнал, три четверти от предыдущего, но использует менее жесткие требования для разделения,а именно те, которые повторяют развертку. Для того и другого примеров необходимые обрабатываемые сигналы могут быть закодированы одинаково и могут быть выделены движения индивидуального вибрационного источника. Это означает, что к записывающему устройству требуется телеметрировать только один сигнал для каждой последовательности разверток. На фиг. 4 представлена блок-схема способа настоящего изобретения. Этот способ может быть реализован любым цифровым компьютером или рабочей станцией, непрерывно функционирующей в системе. 4 Сначала в блок 50 поступают зарегистрированные сигналы, хранящиеся на магнитной ленте 48. Зарегистрированные сигналы могут быть сейсмическими сигналами любого типа от многочисленных источников, сгенерированные с использованием метода вибрационного источника. В блоке 52 происходит разделение зарегистрированных сигналов. Этот процесс начинается, когда впервые начинают генерировать сейсмическую энергию, вызывающую формирование регистрируемых сигналов. Есть несколько способов генерации сейсмических сигналов, обеспечивающих возможность разделения зарегистрированных сигналов и рассмотренных ранее. Любой из предыдущих способов совместно с любым способом, постоянно используемым в системах, может быть использован для разделения зарегистрированных сигналов, одна 8171 ко, предварительно описан предпочтительный вариант решения с фазовым разделением. В блоке 54 выполняют процесс обращения зарегистрированных сигналов с измеренными сигналами. Это обстоятельство является существенным отличием между настоящим изобретением и известными методами обработки. В обычной обработке зарегистрированные сигналы сворачивают с сигналами падающей волны, которая генерируется в земной поверхности. В настоящем изобретении используют процесс обращения, который устраняет некоторые предположения, описанные ранее. Зарегистрированные сигналы делят в частотной области на измеренные сигналы, после чего остается отражательная способность земли, умноженная на производную по времени, деленную на минимально-фазовую передаточную функцию. В блоке 56 используют минимально-фазовый полосовой фильтр, чтобы ограничить по полосе импульсную сейсмограмму. Результирующая сейсмограмма в этом месте, или обработанные зарегистрированные сигналы после этого шага теперь представлены отражательной способностью земли, свернутой с минимально-фазовой функцией. Свойством минимально-фазовых функций является то, что их производная и обратные величины также являются минимально-фазовыми. В блоке 58 сейсмограмму обрабатывают далее минимально-фазовой деконволюцией, чтобы получить импульсный отклик земли в частотной области. По существу сейсмограмма, полученная после процесса обращения и минимально-фазовой полосовой фильтрации, представляет ограниченную по полосе импульсную сейсмограмму. Она причинно и минимально-фазно связана с откликом земли. В блоке 60 результирующую сейсмограмму выводят на дисплей. Представление на дисплее, используемом в системе, может быть любого типа,таким, как формируемая компьютером страница, представление и т.д., пока могут быть определены изменения импеданса. Описан способ настоящего изобретения генерации, регистрации и предварительной обработки с высоким разрешением сигналов вибрационного источника для сейсмического профилирования, который включает шаги разделения зарегистрированных сигналов, деление разделенных сигналов на измеренные сигналы и минимально-фазовую деконволюцию. Как ранее утверждалось, в предварительной обработке используется сигнал вибрационного источника, связанный с сигналом, который вибрационный источник посылает в землю. Измеряют движение вибрационного источника, чтобы получить сигнал, который используют в обработке данных. Зарегистрированные сигналы делят на действительно переданный сигнал в частотной области. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ вертикального сейсмического профилирования, который включает в себя следующие операции размещение множества разнесенных вибрационных источников на поверхности или вблизи от поверхности земли и размещение сейсмического приемника в какой-либо одной точке в буровой скважине использование вибрационных источников для генерации и передачи в толщу земли сейсмических сигналов прием прошедших через толщу земли сейсмических сигналов расположенным в скважине приемником измерение и обработка принятых сигналов и вычисление вертикального сейсмического профиля на основании обработанных сигналов,отличающийся тем, что способ включает в себя следующие операции дополнительное измерение и регистрацию сигналов сравнения, несущих информацию о движении каждого из вибрационных источников, причем указанное движение пропорционально силе, приложенной вибрационным источником, умноженной на передаточную функцию минимально-фазовой причинной линейной системы разделение принятых расположенным в скважине приемником сейсмических сигналов в соответствии с каждым из вибрационных источников деление выделенных сейсмических сигналов для каждого вибрационного источника на сигнал сравнения для этого вибрационного источника, чтобы получить комплексный сигнал, пропорциональный отражательной способности земли, умноженной на производную по времени и деленной на минимально-фазовую передаточную функцию проведение минимальнофазовой полосовой фильтрации комплексного сигнала и проведение минимально-фазовой деконволюции отфильтрованного комплексного сигнала,чтобы получить отражательную способность земли. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что операция разделения сейсмических сигналов включает в себя операцию изменения последовательности генерации каждого из вибрационных источников. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что операция измерения и регистрации сигналов сравнения включает в себя следующие операции измерение сейсмического сигнала, действительно переданного в землю каждым из вибрационных источников и преобразование измеренных сейсмических сигналов в измеренные электрические сигналы. 4. Способ по одному из пп. 1-3, отличающийся тем, что операция разделения сейсмических сигналов включает в себя следующие операции оценка движения каждого из вибрационных источников,которое пропорционально силе, приложенной вибрационным источником, умноженной на передаточную функцию минимально-фазовой причинной линейной системы и установление связи между действительным выходным сигналом вибрационного источника с указанным оцененным движением вибрационного источника. 5. Устройство для вертикального сейсмическо 5 8171 го профилирования, которое включает в себя множество разнесенных вибрационных источников,расположенных на поверхности или вблизи от поверхности земли, сейсмический приемник, расположенный в буровой скважине и имеющий средство для приема сейсмических сигналов, переданных в толщу земли вибрационными источниками, и средство для обработки принятых сейсмических сигналов и вычисления на их основе вертикального сейсмического профиля, отличающийся тем, что устройство содержит дополнительное средство для измерения и регистрации сигналов сравнения, несущих информацию о движении каждого из вибрационных источников, причем указанное движение пропорционально силе, приложенной вибрационным источником, умноженной на передаточную функцию минимально-фазовой причинной линейной системы средство для разделения принятых расположенным в скважине приемником сейсмических сигналов в соответствии с каждым из вибрационных источников средство для деления выделенных сейсмических сигналов для каждого вибрационного источника на сигнал сравнения для этого вибрационного источника, чтобы получить комплексный сигнал,пропорциональный отражательной способности земли, умноженной на производную по времени и деленной на минимально-фазовую передаточную функцию средство для деконволюции комплексного сигнала, чтобы получить отражательную способность земли и средство для регистрации отражательной способности земли и дисплейное средство для ее визуального отображения. 6. Устройство по п. 5, отличающееся тем, что средство для разделения сейсмических сигналов включает в себя средство для изменения последовательности генерации каждого из множества вибрационных источников. 7. Устройство по п. 5 или 6, отличающееся тем,что средство для разделения сейсмических сигналов включает в себя средство для выделения идущих вниз волн из разделенных сейсмических сигналов и средство для корреляции указанных разделенных сейсмических сигналов с идущими вниз волнами для получения отражательной способности земли.