RU2566424C2 - Method and process system for analysing nonlinear properties of medium in order to expand spectrum of detected wave signal - Google Patents
Method and process system for analysing nonlinear properties of medium in order to expand spectrum of detected wave signal Download PDFInfo
- Publication number
- RU2566424C2 RU2566424C2 RU2014130751/28A RU2014130751A RU2566424C2 RU 2566424 C2 RU2566424 C2 RU 2566424C2 RU 2014130751/28 A RU2014130751/28 A RU 2014130751/28A RU 2014130751 A RU2014130751 A RU 2014130751A RU 2566424 C2 RU2566424 C2 RU 2566424C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- data
- seismic
- gis
- signal
- materials
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Техническое решение относится к области геофизической разведки месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей различной природы и может быть использовано при компьютерной обработке данных для определения детальных характеристик фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, их литологии и типа насыщения в околоскважинном (межскважинном) пространстве.The technical solution relates to the field of geophysical exploration of hydrocarbon deposits (HC) using measurements of parameters of geophysical fields of various nature and can be used in computer processing of data to determine the detailed characteristics of the reservoir properties of reservoirs, their lithology and type of saturation in the near-well (interwell) space.
Известные способы и системы (комплексы, устройства) обработки геофизических данных, основанные на традиционной технологии [8, 9], как правило, обладают рядом недостатков, не позволяющих проводить надежную оценку параметров геологического разреза.Known methods and systems (complexes, devices) for processing geophysical data based on traditional technology [8, 9], as a rule, have a number of disadvantages that do not allow a reliable assessment of the parameters of the geological section.
Аналогами способа и устройства обработки сейсмических данных могут служить патенты [1 - 4]см. в конце описания).Patents [1 - 4] cm can serve as analogues of the method and device for processing seismic data. at the end of the description).
В частности, основным недостатком известных технологий и систем [2-4] является то, что низкочастотная (НЧ) составляющая в сигнале, полученном с сейсмических датчиков либо отсутствует (аппаратная фильтрация в модуле сейсмоустройства), либо исключается из спектра при обработке)2, при этом компенсация недостающей информации проводится достаточно грубо.In particular, the main drawback of known technologies and systems [2-4] is that the low-frequency (LF) component in the signal received from seismic sensors is either absent (hardware filtering in the seismic module) or is excluded from the spectrum during processing) 2 , when this compensation for the missing information is rather rude.
При условии отсутствия НЧ составляющей в сигнале невозможно получить достоверную оценку абсолютных значений упругого импеданса, и как следствие, абсолютных значений прогнозируемых параметров геологического разреза (таких, как глинистость, пористость, проницаемость и др.).Given the absence of the LF component in the signal, it is impossible to obtain a reliable estimate of the absolute values of the elastic impedance, and as a result, the absolute values of the predicted parameters of the geological section (such as clay, porosity, permeability, etc.).
Таким образом, существенная НЧ часть спектра волнового сигнала при использовании известных технологий (см. [2-7] и др.) остается неизвестной либо ее недостаток компенсируется грубо.Thus, a significant LF part of the wave signal spectrum using known technologies (see [2–7] and others) remains unknown or its deficiency is roughly compensated.
Одним из наиболее эффективных решений представляется комплексная обработка и интерпретация материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и сейсморазведки [1].One of the most effective solutions is the integrated processing and interpretation of materials from geophysical well surveys (GIS) and seismic surveys [1].
Способ [1] по патенту RU 2490677 C2, 20.08.2013, принятый за прототип, включает последовательное накопление информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, при этом накопление информации осуществляют в базе данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и в БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, а измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов. Известное устройство [1] для обработки сейсмических данных по патенту RU 2490677 C2, осуществляющее известный способ [1], содержит последовательно соединенные блок накопления информации от модуля измерителей параметров геофизических полей и блок обработки данных, выходы которого подключены к входам блока анализа и интерпретации данных, при этом блок накопления информации содержит базу данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, блок обработки данных включает последовательно соединенные каналы обработки данных.The method [1] according to patent RU 2490677 C2, 08.20.2013, adopted as a prototype, includes sequential accumulation of information from geophysical field parameter meters, processing of measured data, as well as data analysis and interpretation, while information is accumulated in a database (DB) geophysical research of wells (GIS) and in the database of seismic materials in the vicinity of the reference wells, and the measured data is processed sequentially in several stages. The known device [1] for processing seismic data according to the patent RU 2490677 C2, implementing the known method [1], contains a series-connected information storage unit from a geophysical field parameter meter module and a data processing unit, the outputs of which are connected to the inputs of the data analysis and interpretation unit, the information storage unit contains a database (DB) of geophysical well surveys (GIS) and a database of seismic exploration materials in the vicinity of the reference wells, the data processing unit includes a sequence but connected to the data processing channels.
Функциональные возможности и информативность способа и устройства [1] могут быть улучшены посредством расширения спектра регистрируемого волнового сигнала за счет анализа проявления нелинейных свойств геологической среды. В частности, технология восстановления НЧ диапазона волновой записи по продольным волнам основана на исследованиях [10], в которых установлено, что в точках ряда скважин интеграл огибающей сигнала после предварительной фильтрации практически полностью совпадает с кривыми акустического импеданса по ГИС (после предварительной фильтрации), т.е. характер нелинейности геологической среды эквивалентен амплитудному модулятору, а огибающая сигнала ничто иное, как детектор амплитудно-модулированного сигнала.The functionality and information content of the method and device [1] can be improved by expanding the spectrum of the recorded wave signal by analyzing the manifestation of non-linear properties of the geological environment. In particular, the technology for reconstructing the low-frequency range of a wave recording from longitudinal waves is based on studies [10], in which it was found that, at points of a number of wells, the signal envelope integral after pre-filtering almost completely coincides with the acoustic impedance curves from the GIS (after pre-filtering), t .e. the nature of the nonlinearity of the geological environment is equivalent to an amplitude modulator, and the envelope of a signal is nothing more than a detector of an amplitude-modulated signal.
Сущность предложенного технического решения заключается в создании способа и технологического вычислительного комплекса для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала, при которых детектирование амплитудно-модулированного сигнала, т.е., в частности, расчет огибающей сигнала, позволяет получить недостающую часть НЧ спектра.The essence of the proposed technical solution is to create a method and a technological computing complex for analyzing the nonlinear properties of the medium in order to expand the spectrum of the recorded wave signal, in which the detection of the amplitude-modulated signal, i.e., in particular, the calculation of the envelope of the signal, allows to obtain the missing part of the LF spectrum.
Основной технический результат предлагаемых способа и технологического комплекса - расширение функциональных возможностей и повышение информативности при обработке сейсмических данных путем расширения спектра регистрируемого волнового сигнала за счет анализа нелинейных свойств среды и, как следствие, повышение детальности, надежности и достоверности определения параметров литологии, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, типа их насыщения и прогноза нефтегазоносных мощностей, валидности рекомендаций по бурению разведочных скважин. Изобретение позволяет осуществить комплексную обработку данных по известным технологиям решения обратной задачи сейсморазведки для выявления месторождений полезных ископаемых)3 на принципиально новом качественном уровне.The main technical result of the proposed method and technological complex is the expansion of functionality and increase of information content in the processing of seismic data by expanding the spectrum of the recorded wave signal by analyzing the nonlinear properties of the medium and, as a result, increasing the detail, reliability and reliability of determining the parameters of lithology, filtration and capacitive properties reservoirs, such as their saturation and forecast of oil and gas bearing capacity, the validity of exploration drilling recommendations x wells. The invention allows for integrated data processing using well-known technologies for solving the inverse seismic prospecting problem for identifying mineral deposits) 3 at a fundamentally new qualitative level.
Технический результат при выполнении способа для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала достигается следующим образом.The technical result when performing a method for analyzing nonlinear properties of a medium in order to expand the spectrum of a recorded wave signal is achieved as follows.
Способ обработки сейсмических данных включает последовательное накопление информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, при этом накопление информации осуществляют в базе данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и в БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, а измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов.A method for processing seismic data includes sequential accumulation of information from geophysical field parameter meters, processing of measured data, as well as data analysis and interpretation, while information is accumulated in the database (DB) of geophysical well surveys (GIS) and in the database of seismic materials in the vicinity of reference wells, and the measured data is processed sequentially in several stages.
Отличительной особенностью способа является то, что, в частности, измеренные данные обрабатывают последовательно, выполняя совокупность операций, включающую шесть основных этапов а)-е):A distinctive feature of the method is that, in particular, the measured data is processed sequentially, performing a set of operations, including six main stages a) -e):
а) производят первичную увязку материалов ГИС и сейсморазведки;a) make the initial coordination of the GIS and seismic data;
б) проводят фильтрацию материалов ГИС в искомом диапазоне частот;b) filtering the GIS materials in the desired frequency range;
в) формируют оптимальный фильтр материалов сейсморазведки и проводят анализ проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра;c) form an optimal filter of seismic materials and analyze the manifestation of non-linear effects of the medium under study in the passband of the filter;
г) рассчитывают поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот;d) calculate the fields of elastic impedances (stiffness) / travel speeds of elastic waves in the desired frequency range;
д) осуществляют расширение спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировку по материалам ГИС;e) expand the spectrum of recording of seismic data and its balancing according to well logging data;
е) выполняют финальную увязку материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а анализ и интерпретацию данных с вынесением суждения о нелинейных свойствах геологической среды, о наличии углеводородов, целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемой площади проводят по совокупности материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.f) perform the final linking of the well logging and seismic data taking into account the extended signal spectrum, and the analysis and interpretation of the data with a judgment on the nonlinear properties of the geological environment, on the presence of hydrocarbons, the feasibility of their development, monitoring and optimization of the location of production wells on the studied area is carried out according to the aggregate of materials seismic surveys with an extended range of frequencies and the results of broadband linking of GIS and seismic data.
Одним из основных отличий способа является то, что этап в) обработки данных включает операцию формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, а оптимальность фильтра определяют путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражениемOne of the main differences of the method is that step c) processing the data includes the operation of generating an optimal filter of seismic data, in the passband of which the nonlinear effects manifested by the medium under study are most clearly expressed, and the optimality of the filter is determined by minimizing the sum of the squared deviations of the envelope integral of the filtered signal and the elastic stiffness curve at the points of the reference wells in accordance with the expression
где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.where IP (t i ) - elastic stiffness according to well data at time t i ; F (t i ) - envelope of the signal after applying the filter.
Способ также отличается тем, что на этапе г) обработки данных проводят расчет полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражениемThe method also differs in that in step d) of the data processing, the fields of elastic impedances (stiffness) are calculated according to an approximate formula for solving the inverse dynamic problem in accordance with the expression
где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;where R pp (t) are the reflection coefficients of the longitudinal waves;
IP(ti), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t (на один дискрет раньше), при этом IP(ti)-IP(ti-1)=ΔIP - малая величина.IP (t i ), IP (t i-1 ) are the elastic stiffnesses respectively in the given and previous time samples t (one more time before), while IP (t i ) -IP (t i-1 ) = ΔIP is small value.
Отличие способа также заключается в том, что на этапе д) обработки данных проводят объединение спектров исходного сигнала и искомого сигнала F{t), при этом при суммировании выполняют балансировку широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.The difference of the method also lies in the fact that at the data processing step d) the spectra of the original signal and the desired signal F (t) are combined, while summing, the broadband spectrum of the total signal is balanced by minimizing the sum of the squares of the deviation of the integral of the total signal and the broadband recording of the elastic curve rigidity according to well data.
При этом на этапе е) финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки возвращаются к этапу б) обработки данных и проводят необходимое количество итераций вычислений.At the same time, at stage e) of final linking of the total signal and well log data, provided that there is insufficient coherence of the well log data and the total seismic signal, they return to stage b) of the data processing and carry out the required number of iterations of calculations.
Технический результат при использовании технологического комплекса для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала достигается следующим образом.The technical result when using the technological complex for the analysis of nonlinear properties of the medium in order to expand the spectrum of the recorded wave signal is achieved as follows.
Технологический комплекс для обработки сейсмических данных содержит последовательно соединенные блок 2 накопления информации от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей и блок 3 обработки данных, выходы которого подключены к входам блока 4 анализа и интерпретации данных, при этом блок 2 накопления информации содержит базу 5 данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и БД 6 материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, блок 3 обработки данных включает последовательно соединенные каналы обработки данных.The technological complex for processing seismic data contains sequentially connected
Отличительной особенностью комплекса является то, что блок 3 обработки данных включает шесть последовательно соединенных каналов 7-12 обработки данных (КОД) соответственно этапам обработки, выполненных в виде программируемых вычислительных устройств: КОД 7 первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, КОД 8 фильтрации материалов ГИС в искомом диапазоне частот, КОД 9 формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки и анализа проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра, КОД 10 расчета поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот, КОД 11 расширения спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировки по материалам ГИС, КОД 12 финальной увязки материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а блок 4 анализа и интерпретации данных включает субблок 13 для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и субблок 14 для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, входы которых соединены с выходом блока 3 обработки данных.A distinctive feature of the complex is that the
Отличием комплекса также является то, что КОД 7 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки путем расчета синтетических сейсмотрасс и их увязки по одному реперному, наиболее ярко выраженному горизонту.The difference of the complex is also that
Комплекс также отличается тем, что КОД 8 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм фильтрации материалов ГИС во временной области в искомом диапазоне частот.The complex also differs in that
Отличием комплекса является также то, что КОД 9 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, при этом оптимальность фильтра определяется путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражениемThe difference of the complex is also that
где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.where IP (t i ) - elastic stiffness according to well data at time t i ; F (t i ) - envelope of the signal after applying the filter.
Кроме того, комплекс отличается тем, что КОД 10 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм расчета полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражениемIn addition, the complex is characterized in that
где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;where R pp (t) are the reflection coefficients of the longitudinal waves;
IP(ti), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t (на один дискрет раньше), при этом IP(ti)-IP(ti-1)ΔIP - малая величина.IP (t i ), IP (t i-1 ) are the elastic stiffnesses respectively in the given and previous time samples t (one more time before), while IP (t i ) -IP (t i-1 ) ΔIP is a small quantity .
Отличие комплекса также заключается в том, что КОД 11 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм объединения спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняется балансировка широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.The difference of the complex also lies in the fact that
Комплекс также отличается тем, что КОД 12 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС, причем при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки процесс обработки данных возвращается в КОД 8 и проводится необходимое количество итераций вычислений.The complex also differs in that
При этом блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого устройства, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов обработки на графических диаграммах и/или их сохранения на накопителях информации.In this case, the
На фиг. 1 представлена общая схема выполнения способа.In FIG. 1 presents a General scheme of the method.
На фиг. 2 приведена общая конструктивная схема технологического комплекса для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала, где использованы следующие обозначения:In FIG. Figure 2 shows the general structural diagram of the technological complex for the analysis of nonlinear properties of the medium in order to expand the spectrum of the recorded wave signal, where the following notation is used:
1 - модуль измерителей параметров геофизических полей;1 - module measuring instruments parameters of geophysical fields;
2 - блок накопления информации;2 - information storage unit;
3 - блок обработки данных;3 - data processing unit;
4 - блок анализа и интерпретации данных;4 - block analysis and interpretation of data;
5 - база данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС);5 - database (DB) of geophysical well surveys (GIS);
6 - БД материалов сейсморазведки;6 - DB of seismic data;
7 - канал обработки данных (КОД) первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки;7 - data processing channel (COD) of primary linking of GIS and seismic data;
8 - КОД фильтрации материалов ГИС в искомом диапазоне частот;8 - CODE for filtering GIS materials in the desired frequency range;
9 - КОД формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки и анализа проявлений нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра;9 - CODE for the formation of an optimal filter of seismic materials and analysis of the manifestations of nonlinear effects of the studied medium in the passband of the filter;
10 - КОД расчета поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот;10 - CODE for calculating the field of elastic impedances (stiffness) / mean free path of elastic waves in the desired frequency range;
11 - КОД расширения спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировки по материалам ГИС;11 - CODE for expanding the spectrum of recording of seismic survey materials and its balancing according to well logging data;
12 - КОД финальной увязки материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала;12 - CODE of final linking of well logging and seismic data taking into account the extended signal spectrum;
13 - субблок для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот;13 - subunit for storing and displaying seismic data with an extended frequency range;
14 - субблок для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.14 - a subunit for storing and displaying the results of broadband linking of GIS and seismic data.
Фиг. 3 иллюстрирует пример технического результата, полученного при использовании предложенного способа и технологического комплекса по расширению спектра регистрируемого волнового сигнала в низкочастотном диапазоне 0-10 Гц (профиль проходит через 13 опорных скважин). Фиг. 3.1 - стандартный спектр, фиг. 3.2 - объединенный (расширенный) спектр, фиг. 3.3 - восстановленный спектр в НЧ-диапазоне волновой записи.FIG. 3 illustrates an example of a technical result obtained using the proposed method and technological complex for expanding the spectrum of the recorded wave signal in the low frequency range of 0-10 Hz (the profile passes through 13 reference wells). FIG. 3.1 is a standard spectrum, FIG. 3.2 is a combined (extended) spectrum, FIG. 3.3 - restored spectrum in the low-frequency range of wave recording.
Работа технологического комплекса при осуществлении способа для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала (фиг. 1, 2) заключается в следующем.The work of the technological complex when implementing the method for the analysis of nonlinear properties of the medium in order to expand the spectrum of the recorded wave signal (Fig. 1, 2) is as follows.
Измеренные модулем 1 параметры геофизических полей накапливаются в блоке 2 накопления информации. БД 5 содержит данные ГИС опорных скважин (данные измерений акустического каротажа, данные гамма-гамма плотностного каротажа, данные кавернометрии), а БД 6 содержит данные сейсморазведки в формате 2D/3D.The parameters of geophysical fields measured by
Информация с выхода блока 2 (выходов БД 5, БД 6) поступает на входы блока 3 обработки данных (на вход канала КОД 7 и далее последовательно - на КОД 8 - КОД 12). КОД 7 по данным БД 5 и БД 6 реализует алгоритм первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки путем расчета синтетических сейсмотрасс и их увязки по одному реперному, наиболее ярко выраженному горизонту (этап а) обработки данных). В результате формируется накопленный закон (годограф) «время-глубина» с учетом наблюденных (некорректированных) скоростей пробега упругих волн по разрезу скважины. Этап а) обработки данных блоком 3 (КОД 7) может быть осуществлен на принципах, изложенных в [1] и модифицированных к специфике рассматриваемой задачи.Information from the output of block 2 (outputs of
На этапе б) обработки данных КОД 8 реализует алгоритм фильтрации материалов ГИС во временной области в искомом диапазоне частот.At the stage b) of data processing,
КОД 9 реализует алгоритм формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой (эффекты перераспределения энергии сигнала по «вторичным» гармоникам/диапазонам спектра первичного сигнала), т.е. на этапе в) обработки данных КОД 9 формирует оптимальный фильтр в соответствии с выражением (1).
Затем КОД 10 реализует алгоритм расчета полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением (2), т.е. осуществляет этап г) обработки данных.Then,
Далее, КОД 11 проводит этап д) обработки и реализует алгоритм объединения спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняется балансировка широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.Further,
КОД 12 проводит последний этап е) обработки и реализует алгоритм финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС, причем при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки процесс обработки данных возвращается в КОД 8 и проводится необходимое количество итераций.
С выхода блока 3 обработки данных (выхода КОД 12) сигналы поступают на вход блока 4 анализа и интерпретации данных: на вход субблока 13 для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и на вход субблока 14 для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.From the output of the data processing unit 3 (output of the CODE 12), the signals are fed to the input of the data analysis and interpretation unit 4: to the input of the
Пример выходного информационного кадра блока 4 представлен на фиг. 3.An example of an output information frame of
Блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого устройства.The
Блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов обработки на графических (фиг. 3) диаграммах и/или их сохранения на накопителях информации.
Таким образом, из описания способа и технологического комплекса и его работы следует, что достигается их назначение с указанным техническим результатом.Thus, from the description of the method and the technological complex and its operation, it follows that their purpose is achieved with the indicated technical result.
ПРИМЕЧАНИЯNOTES
1. В последнее время (1995-2013 г.) опубликован представительный ряд способов и реализующих эти способы устройств обработки сейсмических данных: [1-7], RU 2107309, RU 2144683, RU 2187130, RU 2193217, RU 2004104634 A, RU 2259575, RU 2289829, RU 2306607, RU 23119982, RU 2321025, RU 2335787, RU 2337381, RU 2337404, US 5992512, US 6289285, US 6313837, US 2006235620, US 2003216869, WO 1999064896, WO 2004049216, WO 2006108971, EP 891562 B1.1. Recently (1995-2013) a representative series of methods and devices for processing seismic data that implement these methods has been published: [1-7], RU 2107309, RU 2144683, RU 2187130, RU 2193217, RU 2004104634 A, RU 2259575, RU 2289829, RU 2306607, RU 23119982, RU 2321025, RU 2335787, RU 2337381, RU 2337404, US 5992512, US 6289285, US 6313837, US 2006235620, US 2003216869, WO 1999064896, WO 2004049216, WO 2006108962, EP.
В том числе сейсмических данных в инфразвуковом диапазоне 0-10 Гц: RU 2105324, RU 2265235, RU 2336541, RU 2013138112 A, где рассматриваются поля микросейсм и эмиссии геодинамического шума, но не затрагивается задача расширения спектра регистрируемого сигнала, решение которой является составной частью высокоточной, эффективной технологии прогноза свойств геологического разреза.Including seismic data in the infrasonic range of 0-10 Hz: RU 2105324, RU 2265235, RU 2336541, RU 2013138112 A, where microseismic fields and geodynamic noise emissions are considered, but the problem of expanding the spectrum of the recorded signal, the solution of which is an integral part of high-precision, is not addressed , an effective technology for predicting the properties of a geological section.
2. Как правило, при решении обратной динамической задачи в межскважинном пространстве в качестве низкочастотного тренда используются материалы, полученные в результате кинематической обработки данных сейсморазведки и/или интерполированные скважинные кривые.2. As a rule, when solving the inverse dynamic problem in the inter-well space, materials obtained as a result of kinematic processing of seismic data and / or interpolated borehole curves are used as a low-frequency trend.
Во втором случае низкочастотная составляющая теряет латеральную разрешающую способность, что может привести к существенному снижению достоверности результатов обработки. В первом случае при условии хорошей согласованности результатов ГИС и кинематической обработки материалов сейсморазведки возможно восстановить волновое поле от 0 Гц до 3-4 Гц.In the second case, the low-frequency component loses lateral resolution, which can lead to a significant decrease in the reliability of the processing results. In the first case, provided that the results of well logging and kinematic processing of seismic data are in good agreement, it is possible to restore the wave field from 0 Hz to 3-4 Hz.
Однако в большинстве случаев при обработке материалов сейсморазведки скважинные данные не учитываются. Кроме того, переобработка полевых материалов после бурения новых скважин не всегда возможна по экономическим причинам. Даже при условии учета данных о скоростях пробега упругих волн в разрезе скважины, за ее пределами возможны ошибки кинематической интерпретации в силу неоднозначности оценки эффективных скоростей по спектрам когерентности.However, in most cases, when processing seismic data, well data are not taken into account. In addition, the processing of field materials after drilling new wells is not always possible for economic reasons. Even if data on the mean free path velocities of elastic waves in the section of the well are taken into account, kinematic interpretation errors are possible beyond its bounds due to the ambiguity in estimating the effective velocities from the coherence spectra.
В свою очередь незначительные погрешности определения эффективных скоростей приводят к существенным вариациям оценок пластовых скоростей пробега упругих волн. Повышение устойчивости расчета пластовых скоростей возможно за счет увеличения окна их расчета (до сотен миллисекунд), что приводит, однако, к сужению частотного диапазона.In turn, insignificant errors in determining effective velocities lead to significant variations in estimates of reservoir mean free paths of elastic waves. Increasing the stability of the calculation of reservoir velocities is possible by increasing the window of their calculation (up to hundreds of milliseconds), which leads, however, to a narrowing of the frequency range.
Таким образом, даже исключив ошибки кинематического анализа и предположив, что скважинные материалы используются на этапе обработки полевых сейсмограмм, тем не менее часть спектра волнового сигнала остается неизвестной.Thus, even eliminating the errors of kinematic analysis and assuming that the borehole materials are used at the stage of processing field seismograms, nevertheless, part of the spectrum of the wave signal remains unknown.
3. В 2013-14 г. апробация технологии проведена по материалам 6 скважин Северного Каспия, 2 скважин Западной Сибири, 4 скважин Ямальского региона и 14 скважин Республики Башкортостан.3. In 2013-14, the technology was tested on the basis of 6 wells of the North Caspian, 2 wells of Western Siberia, 4 wells of the Yamal region and 14 wells of the Republic of Bashkortostan.
Следует отметить, что предлагаемая технология не ограничена расширением спектра в область низких частот. Теоретически за счет квадратичной нелинейности возможно расширение в область верхних частот в два раза. Также технология не ограничена случаем квадратичной нелинейности, возможен анализ нелинейных эффектов высоких порядков [10].It should be noted that the proposed technology is not limited to the expansion of the spectrum in the low-frequency region. Theoretically, due to quadratic nonlinearity, it is possible to expand into the region of high frequencies by half. Also, the technology is not limited to the case of quadratic nonlinearity; analysis of nonlinear effects of high orders is possible [10].
Предложенное техническое решение может быть скомплексировано со всеми без исключения известными технологиями решения обратной задачи сейсморазведки.The proposed technical solution can be combined with all, without exception, known technologies for solving the inverse problem of seismic exploration.
ИСТОЧНИКИ ПО УРОВНЮ ТЕХНИКИBACKGROUND OF THE INVENTION
I. Прототип и аналоги:I. Prototype and analogues:
1. RU 2490677 C2, 20.08.2013 (прототип).1. RU 2490677 C2, 08.20.2013 (prototype).
2. RU 2144683 C1, 20.01.2000 (аналог).2. RU 2144683 C1, 01.20.2000 (analogue).
3. RU 2107309 C1, 20.03.1998 (аналог).3. RU 2107309 C1, 03.20.1998 (analogue).
4. US 2009119018 A1, 07.05.2009 (RU 2462755 C2, 27.09.2012) (аналог).4. US 2009119018 A1, 05/07/2009 (RU 2462755 C2, 09/27/2012) (analogue).
II. Дополнительные источники по уровню техники:II. Additional sources of prior art:
6. US 5444619 A, 22.08.1995.6. US 5444619 A, 08.22.1995.
7. US 2003132934 A1, 17.07.2003.7. US 2003132934 A1, 07.17.2003.
8. US 2006155475 A1, 13.07.2006.8. US 2006155475 A1, 07/13/2006.
9. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. - Тверь: Издательство АИС, 2006. - 744 с. (с. 369-710: обработка и интерпретация сейсморазведочных данных).9. Boganik G.N., Gurvich I.I. Seismic exploration: Textbook for universities. - Tver: AIS Publishing House, 2006. - 744 p. (p. 369-710: processing and interpretation of seismic data).
10. Прикладная геофизика / В.М. Телфорд, Л.П. Гелдарт, Р.Е. Шерифф, Д.А. Кейс. - М.: Недра, 1980, 502 с. (с. 130-259: обработка и интерпретация сейсмических данных).10. Applied Geophysics / V.M. Telford, L.P. Geldart, R.E. Sheriff D.A. Case. - M .: Nedra, 1980, 502 p. (p. 130-259: processing and interpretation of seismic data).
11. wwwhttp://www.rogsummit.ru (Разведка и добыча 2013. Российский нефтегазовый саммит, с.58-59).11. wwwhttp: //www.rogsummit.ru (Exploration and Production 2013. Russian Oil and Gas Summit, p. 58-59).
III. Патенты по уровню техники см. также в описании.III. Patents in the prior art, see also the description.
Claims (13)
а) производят первичную увязку материалов ГИС и сейсморазведки;
б) проводят фильтрацию материалов ГИС в искомом диапазоне частот;
в) формируют оптимальный фильтр материалов сейсморазведки и проводят анализ проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра;
г) рассчитывают поля упругих жесткостей или скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот;
д) осуществляют расширение спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировку по материалам ГИС;
е) выполняют финальную увязку материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а анализ и интерпретацию данных с вынесением суждения о нелинейных свойствах геологической среды, наличии углеводородов, целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемой площади проводят по совокупности материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.1. A method of processing seismic data, including sequential accumulation of information from geophysical field parameter meters, processing of measured data, as well as analysis and interpretation of data, while the accumulation of information is carried out in the database (DB) of geophysical well surveys (GIS) and in the database of seismic data in the vicinity of the reference wells, and the measured data is processed sequentially in several stages, characterized in that the measured data is processed, sequentially performing a set of opera radios, including six main stages a) -e):
a) make the initial coordination of the GIS and seismic data;
b) filtering the GIS materials in the desired frequency range;
c) form an optimal filter of seismic materials and analyze the manifestation of non-linear effects of the medium under study in the passband of the filter;
g) calculate the field of elastic stiffness or the mean free path of elastic waves in the desired frequency range;
e) expand the spectrum of recording of seismic data and its balancing according to well logging data;
f) perform the final linking of the well logging and seismic data taking into account the extended signal spectrum, and the analysis and interpretation of the data with the conclusion on the nonlinear properties of the geological environment, the presence of hydrocarbons, the feasibility of their development, monitoring and optimization of the location of production wells on the studied area is carried out according to the totality of seismic data with an extended range of frequencies and results of broadband linking of GIS and seismic data.
где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.2. The method according to p. 1, characterized in that step c) processing the data includes the operation of generating an optimal filter of seismic data, in the passband of which the nonlinear effects manifested by the medium under study are most clearly expressed, and the optimality of the filter is determined by minimizing the sum of squares of the deviation of the envelope integral the filtered signal and the elastic stiffness curve at the points of the reference wells in accordance with the expression
where IP (t i ) - elastic stiffness according to well data at time t i ; F (t i ) - envelope of the signal after applying the filter.
где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;
IP(ti), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t, при этом IP(ti)-IP(ti-1)=ΔIP - малая величина.3. The method according to p. 1, characterized in that at step d) data processing, the elastic stiffness fields are calculated according to an approximate formula for solving the inverse dynamic problem in accordance with the expression
where R pp (t) are the reflection coefficients of the longitudinal waves;
IP (t i ), IP (t i-1 ) are the elastic stiffnesses respectively in the given and previous time samples t, while IP (t i ) -IP (t i-1 ) = ΔIP is a small value.
где IP(ti) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени ti; F(ti) - огибающая сигнала после применения фильтра.9. The complex according to claim 6, characterized in that the CODE 9 is made in the form of a computing device that implements an algorithm for generating an optimal filter of seismic data, in the passband of which the nonlinear effects manifested by the medium under study are most clearly expressed, while the optimality of the filter is determined by minimizing the amount squares of the deviation of the integral of the envelope of the filtered signal and the elastic stiffness curve at the points of the reference wells in accordance with the expression
where IP (t i ) - elastic stiffness according to well data at time t i ; F (t i ) - envelope of the signal after applying the filter.
где Rpp(t) - коэффициенты отражения продольных волн;
IP(t1), IP(ti-1) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t, при этом IP(ti)-IP(ti-1)=ΔIP - малая величина.10. The complex according to p. 6, characterized in that the CODE 10 is made in the form of a computing device that implements an algorithm for calculating the fields of elastic stiffness according to the approximate formula for solving the inverse dynamic problem in accordance with the expression
where R pp (t) are the reflection coefficients of the longitudinal waves;
IP (t 1 ), IP (t i-1 ) are the elastic stiffnesses respectively in the given and previous time samples t, while IP (t i ) -IP (t i-1 ) = ΔIP is a small value.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014130751/28A RU2566424C2 (en) | 2014-07-24 | 2014-07-24 | Method and process system for analysing nonlinear properties of medium in order to expand spectrum of detected wave signal |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014130751/28A RU2566424C2 (en) | 2014-07-24 | 2014-07-24 | Method and process system for analysing nonlinear properties of medium in order to expand spectrum of detected wave signal |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014130751A RU2014130751A (en) | 2014-10-27 |
| RU2566424C2 true RU2566424C2 (en) | 2015-10-27 |
Family
ID=53380691
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014130751/28A RU2566424C2 (en) | 2014-07-24 | 2014-07-24 | Method and process system for analysing nonlinear properties of medium in order to expand spectrum of detected wave signal |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2566424C2 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107422386A (en) * | 2017-04-20 | 2017-12-01 | 上海艾都能源科技有限公司 | A kind of intelligent electrical method physical prospecting instrument |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4972383A (en) * | 1988-08-05 | 1990-11-20 | Institut Francais Du Petrole | Method of obtaining a model representative of a heterogeneous medium, and particularly the sub-soil |
| RU2144683C1 (en) * | 1994-12-12 | 2000-01-20 | Амоко Корпорейшн | Method of processing of seismic signal and prospecting for mineral deposits |
| RU2267801C2 (en) * | 2004-04-02 | 2006-01-10 | ООО "НИИМоргеофизика-Интерсервис" | Seismic prospecting method |
| RU130413U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Александр Алексеевич Архипов | TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR GEOPHYSICAL RESEARCHES WITH THE BLOCK OF ATTRIBUTIVE REGRESSION INVERSION (ARI) OF SEISM RESEARCH MATERIALS AND MODULE OF MULTI-DIMENSIONAL ADAPTIVE REGRESSION FOR SOLUTION OF THE HERITAGE |
| RU2490677C2 (en) * | 2011-11-28 | 2013-08-20 | Александр Алексеевич Архипов | Method for complex processing of geophysical data "litoscan" system for realising said method |
-
2014
- 2014-07-24 RU RU2014130751/28A patent/RU2566424C2/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4972383A (en) * | 1988-08-05 | 1990-11-20 | Institut Francais Du Petrole | Method of obtaining a model representative of a heterogeneous medium, and particularly the sub-soil |
| RU2144683C1 (en) * | 1994-12-12 | 2000-01-20 | Амоко Корпорейшн | Method of processing of seismic signal and prospecting for mineral deposits |
| RU2267801C2 (en) * | 2004-04-02 | 2006-01-10 | ООО "НИИМоргеофизика-Интерсервис" | Seismic prospecting method |
| RU2490677C2 (en) * | 2011-11-28 | 2013-08-20 | Александр Алексеевич Архипов | Method for complex processing of geophysical data "litoscan" system for realising said method |
| RU130413U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Александр Алексеевич Архипов | TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR GEOPHYSICAL RESEARCHES WITH THE BLOCK OF ATTRIBUTIVE REGRESSION INVERSION (ARI) OF SEISM RESEARCH MATERIALS AND MODULE OF MULTI-DIMENSIONAL ADAPTIVE REGRESSION FOR SOLUTION OF THE HERITAGE |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014130751A (en) | 2014-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2615591C1 (en) | Multiparameter inversion through elastic full-wave inversion (fwi) dependent on shear | |
| RU2422856C2 (en) | Recording method of seismic pulse stretching in seismic data | |
| Røste et al. | Estimation of layer thickness and velocity changes using 4D prestack seismic data | |
| CN103842853B (en) | Time shift geological data is corrected for coating and record effect | |
| US20120140593A1 (en) | Time-lapse seismic comparisons using pre-stack imaging and complex wave field comparisons to improve accuracy and detail | |
| RU2616588C2 (en) | Method of processing data representing physical system | |
| Wang | Stable Q analysis on vertical seismic profiling data | |
| US6789018B1 (en) | Mapping reservoir rocks using frequency spectral broadening and the presence of the slow-wave | |
| US20100004870A1 (en) | Method of Joint Inversion of Seismic Data Represented on Different Time Scales | |
| US20090132169A1 (en) | Methods and systems for evaluating fluid movement related reservoir properties via correlation of low-frequency part of seismic data with borehole measurements | |
| CA2844508C (en) | System and method for subsurface characterization including uncertainty estimation | |
| Gurevich et al. | How frequency dependency of Q affects spectral ratio estimates | |
| WO2016135505A1 (en) | A method of producing and utilising high resolution impedance logs derived from vsp data for use in assessing an oilfield subterranean formation | |
| EP2073041A1 (en) | Method to estimate a seismic ray parameter for a seismogram | |
| CN102830423A (en) | Reservoir fluid detection method and reservoir fluid detection device | |
| Germán Rubino et al. | Seismic characterization of thin beds containing patchy carbon dioxide-brine distributions: A study based on numerical simulations | |
| Souza et al. | Estimation of reservoir fluid saturation from 4D seismic data: effects of noise on seismic amplitude and impedance attributes | |
| Gassner et al. | Seismic characterization of submarine gas-hydrate deposits in the Western Black Sea by acoustic full-waveform inversion of ocean-bottom seismic data | |
| US9551799B2 (en) | Methods of hydrocarbon detection using spectra dominant frequency and measures of energy decay on the low side and high side of spectra dominant frequency | |
| RU2566424C2 (en) | Method and process system for analysing nonlinear properties of medium in order to expand spectrum of detected wave signal | |
| Götz et al. | Zero‐offset VSP monitoring of CO2 storage: impedance inversion and wedge modelling at the Ketzin pilot site | |
| Ross | Comparison of popular AVO attributes, AVO inversion, and calibrated AVO predictions | |
| CN107238859A (en) | Calculate the method and system of virtual log synthetic seismogram | |
| Jiang et al. | Hydrocarbon detection based on empirical mode decomposition, teager-kaiser energy, and the cepstrum | |
| RU146947U1 (en) | TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR ANALYSIS OF NONLINEAR PROPERTIES OF THE ENVIRONMENT IN ORDER TO EXTEND THE SPECTRUM OF A RECORDED WAVE SIGNAL |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160119 |