определение характеристик наклонных трещин с помощью обменных отраженных волн в сочетании с процессом последовательного исключения влияния вышележащих слоев

Формула изобретения

1. Способ, предназначенный для использования при сейсмическом исследовании, включающий в себя:

разбиение множества данных обменных расщепленных поперечных волн, являющихся следствием общего вступления и зарегистрированных по множеству азимутов и при множестве удалений, как функцию от азимутов и удалений;

отделение в разбитых данных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн;

получение по меньшей мере одной характеристики по меньшей мере одного из отделенных волновых полей быстрых и медленных поперечных волн и

анализ полученной характеристики.

2. Способ по п.1, в котором разбиение множества данных обменных расщепленных поперечных волн включает в себя одно из разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн по азимуту и разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн по азимуту и удалению.

3. Способ по п.1, в котором разбиение данных обменных расщепленных поперечных волн включает в себя одно из разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн, выполненного регулярно, и разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн, выполненного нерегулярно.

4. Способ по п.1, в котором отделение волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн включает в себя поворот разбитых данных.

5. Способ по п.4, в котором поворот разбитых данных включает в себя:

определение угла поворота и

осуществление двухкомпонентного поворота на определенный угол поворота вокруг соответствующей оси для каждого из разбиений.

6. Способ по п.4, в котором поворот разбитых данных включает в себя:

определение соответствующего угла поворота для каждого из разбиений и осуществление двухкомпонентного поворота на соответствующий определенный угол поворота вокруг соответствующей оси для каждого из

разбиений.

7. Способ по п.5, в котором определение угла поворота включает в себя:

объединение множества ортогональных составляющих в множество четырехкомпонентных компоновок трасс и

осуществление поляризационного анализа четырехкомпонентных компоновок трасс.

8. Способ по п.1, в котором получение характеристики включает в себя получение времен вступления быстрых и медленных расщепленных поперечных волн.

9. Способ по п.1, в котором получение характеристики включает в себя осуществление динамической взаимной корреляции характеристик отделенных быстрых и медленных расщепленных поперечных волн.

10. Способ по п.9, который дополнительно включет в себя осуществление динамического временного сдвига составляющих медленных поперечных волн.

11. Способ по п.1, который дополнительно включает в себя осуществление динамического временного сдвига составляющих медленных поперечных волн.

12. Способ по п.1, в котором анализ полученной характеристики включает в себя:

осуществление инверсии относительно полученной характеристики и

интерпретацию инвертированной характеристики.

13. Способ по п.12, в котором осуществление инверсии обеспечивает по меньшей мере один из упругих параметров и ориентацию.

14. Способ по п.13, который дополнительно включает в себя интерпретацию упругих параметров, обеспечивающих свойства породы.

15. Способ по п.12, в котором интерпретация инвертированной характеристики включает в себя интерпретацию инвертированной характеристики для по меньшей мере одного из свойств симметрии и свойств асимметрии.

16. Способ по п.1, в котором анализ отделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн включает в себя интерпретацию времен вступлений отделенных быстрых и медленных расщепленных поперечных волн.

17. Способ по п.1, в котором анализ отделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн включает в себя анализ характеристик отделенных расщепленных поперечных волн для по меньшей мере одного из свойств симметрии и свойств асимметрии.

18. Способ по п.1, который дополнительно включает в себя по меньшей мере одно из:

регистрации данных обменных расщепленных поперечных волн;

удаления приращения времени из данных обменных расщепленных поперечных волн и

суммирования данных обменных расщепленных поперечных волн.

19. Способ по п.18, в котором суммирование данных обменных расщепленных поперечных волн включает в себя одно из предварительного суммирования, суммирования или подсуммирования данных обменных расщепленных поперечных волн.

20. Способ по п.1, в котором интерпретация отделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн включает в себя анализ по меньшей мере одного из направлений зеркальной симметрии, направлений поляризации и ориентации наклона трещин.

21. Способ по п.1, который дополнительно включает в себя применение интерпретированной характеристики расщепленной поперечной волны.

22. Способ по п.1, который дополнительно включает в себя получение множества данных обменных расщепленных поперечных волн, являющихся следствием общего вступления и зарегистрированных на множестве азимутов и при множестве удалений в зависимости от азимутов и удалений.

23. Способ по п.22, в котором получение множества данных обменных расщепленных поперечных волн включает в себя одно из:

сбора данных обменных расщепленных поперечных волн во время сейсмического исследования;

приема передаваемой информации о данных обменных расщепленных поперечных волн до регистрации данных обменных расщепленных поперечных волн и

приема данных обменных расщепленных поперечных волн, зарегистрированных на носителе данных.

24. Программный носитель данных, закодированный программами действий, с помощью которых при осуществлении вычислительным устройством осуществляется способ, предназначенный для использования при сейсмическом исследовании, включающий в себя:

разбиение множества данных обменных расщепленных поперечных волн, являющихся следствием общего вступления и зарегистрированных по множеству азимутов и при множестве удалений, как функцию от азимутов и удалений;

отделение в разбитых данных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн;

получение по меньшей мере одной характеристики, по меньшей мере, одного из разделенных волновых полей быстрых и медленных поперечных волн и анализ полученной характеристики.

25. Носитель по п.24, в котором разбиение множества данных обменных расщепленных поперечных волн в закодированном способе включает в себя одно из разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн по азимуту и разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн по азимуту и удалению.

26. Носитель по п.24, в котором разбиение данных обменных расщепленных поперечных волн в закодированном способе включает в себя одно из разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн, выполненного регулярно, и разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн, выполненного нерегулярно.

27. Носитель по п.24, в котором отделение волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн в закодированном способе включает в себя поворот разбитых данных.

28. Носитель по п.24, в котором получение характеристик в закодированном способе включает в себя осуществление динамической взаимной корреляции характеристик отделенных быстрых и медленных расщепленных поперечных волн.

29. Носитель по п.24, в котором анализ полученной характеристики в закодированном способе включает в себя:

осуществление инверсии относительно полученной характеристики и

интерпретацию инвертированной характеристики.

30. Носитель по п.24, в котором анализ отделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн в закодированном способе включает в себя анализ характеристик отделенных расщепленных поперечных волн для по меньшей мере одного из свойств симметрии и свойств асимметрии.

31. Носитель по п.24, в котором интерпретация отделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн в закодированном способе включает в себя анализ по меньшей мере одного из направлений зеркальной симметрии, направлений поляризации и ориентации наклона трещин.

32. Вычислительное устройство, запрограммированное для осуществления способа, предназначенного для использования при сейсмическом исследовании, включающего в себя:

разбиение множества данных обменных расщепленных поперечных волн, являющихся следствием общего вступления и зарегистрированных по множеству азимутов и при множестве удалений, как функцию от азимутов и удалений;

отделение в разбитых данных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн;

получение по меньшей мере одной характеристики, по меньшей мере, одного из отделенных волновых полей быстрых и медленных поперечных волн и

анализ полученной характеристики.

33. Устройство по п.32, в котором разбиение множества данных обменных расщепленных поперечных волн в запрограммированном способе включает в себя одно из разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн по азимуту и разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн по азимуту и удалению.

34. Устройство по п.32, в котором разбиение данных обменных расщепленных поперечных волн в запрограммированном способе включает в себя одно из разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн, выполненного регулярно, и разбиения данных обменных расщепленных поперечных волн, выполненного нерегулярно.

35. Устройство по п.32, в котором отделение волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн в запрограммированном способе включает в себя поворот разбитых данных.

36. Устройство по п.32, в котором получение характеристики в запрограммированном способе включает в себя осуществление динамической взаимной корреляции характеристик отделенных быстрых и медленных расщепленных поперечных волн.

37. Устройство по п.32, в котором анализ полученной характеристики в запрограммированном способе включает в себя:

осуществление инверсии относительно полученной характеристики и

интерпретацию инвертированной характеристики.

38. Устройство по п.32, в котором анализ отделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн в запрограммированном способе включает в себя анализ характеристик отделенных расщепленных поперечных волн для по меньшей мере одного из свойств симметрии и свойств асимметрии.

39. Устройство по п.32, в котором интерпретация отделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн в запрограммированном способе включает в себя анализ по меньшей мере одного из направлений зеркальной симметрии, направлений поляризации и ориентации наклона трещин.

40. Способ, предназначенный для использования при сейсмическом исследовании, включающий в себя:

определение направления быстрой поперечной волны и направления медленной поперечной волны для слоя данных обменных расщепленных поперечных волн, являющихся следствием общего вступления и зарегистрированных на множестве азимутов и при множестве удалений в зависимости от азимутов и удалений;

оценивание временных задержек между быстрой поперечной волной и медленной поперечной волной по каждому азимуту в данных при динамической взаимной корреляции;

динамический сдвиг составляющих медленной поперечной волны с помощью оцененных временных задержек и

итерацию вышеуказанного для последующего слоя данных.

41. Способ по п.40, в котором определение направлений быстрой и медленной расщепленных поперечных волн включает в себя поворот разбитых данных.

42. Способ по п.41, в котором поворот разбитых данных включает в себя:

определение угла поворота и

осуществление двухкомпонентного поворота на определенный угол поворота вокруг соответствующей оси для каждого из разбиений.

43. Способ по п.41, в котором поворот разбитых данных включает в себя:

определение соответствующего угла поворота для каждого из разбиений и осуществление двухкомпонентного поворота на соответствующий

определенный угол поворота вокруг соответствующей оси для каждого из разбиений.

44. Способ по п.42, в котором определение угла поворота включает в себя:

объединение множества ортогональных составляющих в множество четырехкомпонентных компоновок трасс и

осуществление поляризационного анализа четырехкомпонентных компоновок трасс.

45. Способ по п.40, который дополнительно включает в себя анализ полученной характеристики.

46. Способ по п.40, в котором анализ полученной характеристики включает в себя:

осуществление инверсии относительно полученной характеристики и интерпретацию инвертированной характеристики.

47. Способ по п.46, в котором осуществление инверсии обеспечивает по меньшей мере один из упругих параметров и ориентацию.

48. Способ по п.47, который дополнительно включает в себя интерпретацию упругих параметров, обеспечивающих свойства породы.

49. Способ по п.46, в котором интерпретация инвертированной характеристики включает в себя интерпретацию инвертированной характеристики для по меньшей мере одного из свойств симметрии и свойств асимметрии.

50. Способ по п.40, который дополнительно включает в себя по меньшей мере одно из:

регистрации данных обменных расщепленных поперечных волн;

удаления приращения времени из данных обменных расщепленных поперечных волн и

суммирования данных обменных расщепленных поперечных волн.

51. Способ по п.50, в котором суммирование данных обменных расщепленных поперечных волн включает в себя одно из предварительного суммирования, суммирования или подсуммирования данных обменных расщепленных поперечных волн.

52. Способ по п.40, который дополнительно включает в себя применение интерпретированной характеристики расщепленных поперечных волн.

53. Способ, предназначенный для использования при сейсмическом исследовании, включающий в себя:

обеспечение на множестве азимутов и при ограниченных удалениях частично просуммированных радиальных и поперечных составляющих данных;

осуществление двухкомпонентного поворота составляющих данных вокруг множества главных осей;

динамическую взаимную корреляцию между быстрыми поперечными волнами и медленными поперечными волнами, являющимися следствием двухкомпонентного поворота;

динамический временной сдвиг составляющих медленных поперечных волн;

анализ сдвинутых во времени составляющих медленных поперечных волн для направлений симметрии, поляризационных направлений и ориентации наклона трещин и

итерацию вышеуказанного для последующих слоев данных.

54. Способ по п.53, который дополнительно включает в себя по меньшей мере одно из:

регистрации данных обменных расщепленных поперечных волн;

удаления приращения времени из данных обменных расщепленных поперечных волн и

суммирования данных обменных расщепленных поперечных волн.

55. Способ по п.54, в котором суммирование данных обменных расщепленных поперечных волн включает в себя одно из предварительного суммирования, суммирования или подсуммирования данных обменных расщепленных поперечных волн.

56. Способ по п.53, который дополнительно включает в себя применение проанализированных составляющих медленных поперечных волн.

57. Способ по п.53, который дополнительно включает в себя получение множества данных обменных расщепленных поперечных волн, являющихся следствием общего вступления и зарегистрированных на множестве азимутов и при множестве удалений в зависимости от азимутов и удалений.

Описание изобретения к патенту

Предпосылки создания изобретения

1. Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к сейсмологии, а более конкретно к сейсмологии с использованием данных обменных волн.

2. Описание уровня техники

Оценивание характеристик разрыва пласта исторически было серьезной проблемой для инженеров-нефтяников и обуславливало более высокую, чем необходимо, стоимость продукции. В дополнение к скважинным способам, предназначенным для идентификации и классификации разорванных пластов, с помощью наземных сейсмических способов можно получать важные характеристики для количественной оценки разрывов на протяжении больших пространственных зон между скважинами. Эти характеристики связаны с наблюдаемой анизотропией в амплитудах отражений и временах пробега продольных волн, также известных в качестве «P-волн», или поперечных волн, также известных в качестве «S-волн», которые обычно используются при сейсмических исследованиях.

Более конкретно, имеются сейсмические волны двух типов, используемые в сейсмологии. К первому типу относятся так называемые «P-волны», или продольные волны, в случае которых колебания происходят в направлении распространения волн. Ко второму типу относятся так называемые поперечные «S-волны», или поперечные волны, в случае которых колебания происходят в направлении, обычно перпендикулярном к направлению распространения волн. S-волны в двоякопреломляющих, или анизотропных, средах обычно расщепляются на быструю и медленную волну, и можно использовать амплитуды и времена пробега поперечных волн обоих типов. Кроме того, как будет пояснено ниже, приходящие поперечные волны могут содержать две составляющие, которые поляризованы (в зависимости от направления колебаний) в двух ортогональных направлениях, S1 (то есть в направлении распространения быстрой поперечной волны S₁) и S2 (то есть в направлении распространения медленной поперечной волны S₂ ), и которые разделены временной задержкой.

При многих сейсмических исследованиях также используют «обменные» волны. Используя источник P-волн, в случае морских донных или наземных многокомпонентных исследований можно получать результаты измерений по S-волнам, преобразованным в грунте. Если грунт является изотропным по отношению к горизонтальному направлению волнового движения, то для каждой отражающей границы можно ожидать одного вступления S-волны. Если, однако, как часто случается, характеристика грунта является анизотропной по отношению к горизонтальному направлению (например, вследствие того, что геологический слой поляризован в конкретном направлении из-за образования трещин), то будут регистрироваться два отдельных вступления S-волны от каждой отражающей границы, приходящие в различные моменты времени, соответствующие различным скоростям распространения. Это случай быстрой (S ₁) и медленной (S₂) S-волн. Как упоминалось ранее, они также характеризуются как имеющие два различных направления поляризации (то есть направления движения частиц в горизонтальной плоскости), которые в большей части случаев считаются приблизительно ортогональными друг другу.

Явление расщепления поперечной волны показано на фиг.1, на которой представлено вступление S поперечной волны, которая в начале А анизотропной среды расщепляется на две отдельные поперечные волны, S₁ и S₂, имеющие различные направления поляризации и распространяющиеся с различными скоростями до конца В среды. Если, начиная от конца В среды и дальше, среда предполагается изотропной, то расщепленные поперечные волны с двумя поляризациями будут продолжать распространяться отдельно, но с одинаковой скоростью, до тех пор, пока они не попадут на регистрирующие геофоны. Амплитуды горизонтальных составляющих, регистрируемые многокомпонентным геофоном, зависят от ориентаций направлений S1 и S2 по отношению к направлениям Х и Y.

На фиг.1 представлено простое графическое описание принципа двойного лучепреломления поперечных волн при рассмотрении только одного анизотропного слоя, включенного в изотропную среду. Однако в действительности существует большое количество отражающих границ, которые дают увеличение числа вступлений поперечных волн, поляризованных в направлениях S1 и S2. Кроме того, эти направления S1 и S2 могут изменяться между различными анизотропными слоями. В рассматриваемом случае направления S1 и S2 поляризации предполагаются постоянными по глубине на протяжении анализируемого временного окна.

Поэтому сейсмическое исследование традиционно включает в себя излучение сейсмических волн от акустического источника, которые распространяются через подземные геологические формации и отражаются обратно к сейсмическим датчикам. Как рассматривалось выше, акустические волны обычно представляют собой P-волны и/или S-волны, а иногда обменные волны. Для приема отраженных волн на протяжении площади исследования размещают сейсмические датчики. Сейсмологи часто характеризуют отраженные волны отражениями монотипных волн, то есть нисходящую и восходящую ветви отраженных волн относят к одному и тому же типу (обе к P-волне или обе к S-волне), или отражениями обменных волн, то есть имеются P-волна на нисходящей ветви и S-волна на восходящей ветви (PS-волна).

Отражения монотипной волны являются симметричными, тогда как отражения обменной волны асимметричные. Для получения представления о такой характеристике отражения она показана графически на фиг.2A-фиг.2D. Как показано на фиг.2A и фиг.2B, симметричность пути пробега отраженной монотипной волны выражается в том, что он является одним и тем же для волн, распространяющихся в противоположных направлениях. Как показано на фиг.2C и фиг.2D, путь пробега отраженной обменной волны является асимметричным, то есть отклик зависит от направления распространения.

Одно последствие такой симметрии заключается в том, что возможность количественной оценки всех характеристик симметрии для среды по отражениям монотипных волн ограничена. Это происходит потому, что при исследовании определяют средний отклик на нисходящую и восходящую волны, когда они проходят через среду. Для волн, проходящих в противоположных направлениях, отклик один и тот же. В результате, используя эти волны, нельзя провести различие между вертикальными трещинами и наклонными трещинами в геологической формации.

Одно последствие асимметрии распространения обменных волн заключается в том, что с их помощью можно определять все характеристики симметрии для среды с трещинами. Отклик на разделенную S-волну должен быть различным в зависимости от направления пробега. В результате, используя PS-волны, можно идентифицировать наклон трещины, ориентацию и направление наклона в дополнение к другим характеристикам, получаемым при отражениях монотипных волн. Характеристики симметрии наклонных трещин важны не только для оценки скоростного строения геологической среды во время обработки, но еще более важны для планирования программ горизонтального бурения, когда бурение скважины обычно осуществляют по нормали к трещинам для максимизации объема, дренируемого скважиной в пласте.

Для симметричных P-волн разработаны различные способы, предназначенные для определения характеристик анизотропной среды с горизонтальной осью симметрии путем использования анализа азимутальной скорости и инверсии данных зависимости амплитуды от удаления/данных анализа азимутальной скорости. См.: Grechka V. & Tsvankin I., "3D description of moveout in anisotropic inhomogeneous media", 63 Geophysics 1079-92 (1998); Rüger A., "P-wave reflection coefficients for transversely isotropic models with vertical and horizontal axis of symmetry", 62 Geophysics 713-22 (1997). Параметры анизотропии, которые могут быть инвертированы для определения простирания и плотности трещин, вычисляют из эллиптической скорости и вариаций данных анализа азимутальной зависимости скорости. См.: Hall S., et al., "Fracture characterization using P-wave AVOA in 3-D OBS data", 70^th Ann. Internat. Mtg.: Soc. of Expl. Geophys. 1409-12 (1999); Perez M.A., et al., "Detection of fracture orientation using azimuthal variation of P-wave AVO responses", 64 Geophysics 1253-65 (1999).

Как показано на основании данных сейсморазведки на месторождении Vacuum, штат Нью-Мексико, характеристики вертикальных трещин могут быть определены в случае, когда монотипные S-волны получают посредством двух ортогональных горизонтальных источников поперечных волн и приемников соответственно. См.: Roche S.L., et al., "4-D, 3-C seismic study at Vacuum Field, New Mexico", SEG Expanded Abstracts 886-89 (1997); Angerer E., et al., "Processing, modeling, and predicting time-lapsed effects of over-pressured fluid injection in a fractured reservoir", _ Geophysical J. Int. _ (2001). Полагая, что сейсмические данные после суммирования представляют собой данные вертикальной траектории луча, используя подход последовательного исключения влияния вышележащих слоев, можно определить ориентацию вертикальных трещин. При использовании инверсии данных зависимости амплитуды отражения поперечных волн от удаления/данных анализа азимутальной скорости была оценена плотность трещин на основании тех же самых данных, см.: De Vault B., et al., "Multicomponent AVO analysis at Vacuum Field, New Mexico, Part 1: Theory and data processing", 68 ^th Ann. Internat. Mtg.: Soc. of Expl. Geophys., 166-69 (1997). Результаты процесса последовательного исключения влияния вышележащих слоев и инверсии данных зависимости амплитуды от удаления коррелированны с интерпретацией сбросов.

По отражениям преобразованных волн, которые выбраны с многочисленных азимутов, можно определять характеристики трещин путем использования эффектов двойного лучепреломления восходящих S-волн. Была показана важность вибросейсмических данных для определения характеристик трещин на месторождении Natih в Омане, Potters J.H.H.M., et al., "The 3D shear experiment over the Natih field in Oman: Reservoir geology, data acquisition and anisotropy analysis", 47 Geophy. Prosp. 637-62 (1999).

Хотя в указанных выше экспериментальных данных содержится важная информация относительно ориентации и плотности трещин, ее применение ограничено в части возможности количественной оценки всех атрибутов симметрии трещин. Как отмечалось выше, это обусловлено тем, что монотипные волны, для которых нисходящие и восходящие ветви отраженных волн аналогичны (PP-волна или SS-волна), дают в результате усредненный отклик. Этот отклик один и тот же для волн, проходящих в противоположных направлениях; так что в случае монотипных волн нельзя различить вертикальные и наклонные трещины.

PS-волны, имеющие только одну (восходящую) ветвь S-волны, также используют для измерения сейсмических атрибутов анизотропии с целью определения характеристик трещин. Три двумерные линии, сцентрированные в зоне скважины в Венесуэле, использовались для количественной оценки информации о трещинах, см. Ata E. & Michelena R.J., "Mapping distribution of fracture in reservoir with P-S converted waves", 14 The Leading Edge 664-676 (1995). Хотя область наблюдения была небольшой, выявленная азимутальная анизотропия оказалась связанной с двумя системами трещин. При мелкомасштабных площадных трехкомпонентных исследованиях в бассейне Wind River в штате Вайоминг, выполненных с целью калибровки высокоамплитудных P-волн, была осуществлена успешная попытка определить характеристики анизотропии трещин. См.: Gaiser J.E., "Applications for vector coordinate systems of 3-D converted-wave data", 18 The Leading Edge 1290-1300 (1999); Grimm R.E., et al., "Detection and analysis of naturally fractured gas reservoirs: Multiazimuth seismic surveys in the Wind River basin, Wyoming", 64 Geophysics 1277-92 (1999).

Кроме того, при площадных трехмерных/трехкомпонентных исследованиях, выполненных в бассейне Green River в штате Вайоминг, были получены результаты измерений двойного лучепреломления PS-волны, которые хорошо коррелированны с известными сбросами и линеаментами. См.: Gaiser J.E. & Van Dok R.R., "Analysis of PS-wave birefringence from a 3-D land survey for fracture characterization", 63d EAGE Conf. and Tech. Exhibit, Amsterdam, Extended Abstracts (2001). Данные, полученные при исследовании PS-волн в море, также свидетельствуют о наличии азимутальной анизотропии в Северном море, см.: Gaiser J.E., "3-D PS-wave data: Unraveling shear-wave birefringence for fracture detection", 62 ^nd EAGE Conf. and Tech. Exhibit, Glasgow, Extended Abstracts (2000); Probert T., et al., "A case study of azimuthal anisotropy analysis from a North Sea 3D 4C project", SEG/EAGE Summer Research Workshop, Boise, Idaho (2000), и на месторождении Gulf в Мексике, см.: Gaiser J.E., "Advantages of 3-D PS-wave data to unravel S-wave birefringence for fracture detection", 70^th Ann. Int. SEG Mtg., Expanded Abstracts, 1202-04 (2000); Spitz S., et al., "Reservoir monitoring using multicomponent seismic: Processing the Teal South 4D-4C", SEG/EAGE Summer Research Summer Workshop, Boise, Idaho (2000), и считается, что эта анизотропия является следствием образования трещин.

Однако в этих сейсмических исследованиях с обменными волнами принималась во внимание анизотропия, связанная только с системами вертикальных трещин. Например, Gaiser и Van Dok (2001), см. выше, использовали четырехкомпонентный поворот Алфорда, см.: Alford R.M., "Shear data in the presence of azimuthal anisotropy: Dilley, Texas", 56^th Internat. Mtg., Soc. Expl. Geophys., Houston, Expanded Abstracts (1986), и способ последовательного исключения влияния вышележащих слоев, см.: Winterstein D.F. & Meadows M.A., "Shear-wave polarizations and subsurface stress directions at Lost Hills Field", 56 Geophysics 1331-38 (1991), для получения информации о плотности и ориентации вертикальных трещин.

Как упоминалось выше, отражения обменных волн являются асимметричными в случае, когда восходящая волна состоит из расщепленных S-волн. Траектории этих S-волн имеют те же самые характеристики, что и нисходящие или излучаемые S-волны при вертикальном сейсмическом профилировании, то есть траекторию по одному пути. Winterstein и Meadows (1991), см. выше, показали, каким образом эти траектории можно использовать для измерения ориентации и временной задержки между расщепленными S-волнами с целью определения характеристик азимутальной анизотропии и трещин. Эти способы были распространены на определение характеристик симметрии группы наклонных трещин путем использования соответствующих данных вертикального сейсмического профилирования, см.: Horne S.A., et al., "Fracture characterization from near-offset VSP inversion", 45 Geophysical Prospecting 141-64 (1997). Кроме того, был разработан способ определения характеристик трещин, использование которого позволяет оценивать все фоновые параметры и параметры трещинообразования для наклонных трещин, см.: Grechka V. & Tsvankin I., "Inversion of azimuthally dependent NMO velocity in transversely isotropic media with a tilted axis of symmetry", 65 Geophysics 232-46 (2000). Однако в этом способе использованы длинноволновые вертикальная скорость и скорость нормального приращения времени для P-волны и двух S-волн (или обменных волн), отраженных от горизонтальной границы раздела. На практике инвертирование этих скоростей для интервала характеристик приводит к большим неопределенностям.

Некоторые из этих способов описаны в патентной литературе. Рассмотрим патент США № 6292754 под названием "Vector recomposition of seismic 3-D converted-wave data", выданный 18 сентября 2001 г. BP Corporation North America Inc. как правопреемнику изобретателя Leon Thomsen. В этом патенте раскрыт способ обработки многокомпонентных двумерных и трехмерных сейсмических данных обменных волн, в котором сейсмические трассы в каждой компоновке трасс, относящейся к общей точке отражения обменных волн, могут быть получены на ряде различных азимутах источник-приемник. Однако способ применим только к данным до суммирования. Кроме того, данные не объединены в ортогональное азимутальное распределение. Вместо этого все азимуты учитываются и используются в рамках процесса, посредством которого получают усредненные временные сдвиги или характеристики. Тем самым при прогнозном анализе вносятся погрешности в конечные данные.

Рассмотрим также Международную заявку WO 0136999 A2 под названием "Determination of the fast and slow shear-wave polarization directions", поданную 20 октября 2000 г., опубликованную 25 мая 2001 г., по которой испрошен приоритет от 16 ноября 1999 г. Часть этой заявки рассмотрена выше применительно к фиг.1. В этой заявке предложен способ получения характеристик по данным обменных волн при использовании только одного набора азимутальных данных (то есть с одного направления), то есть двух трасс с одним и тем же азимутом (вследствие симметрии). При прогнозном анализе в конечные данные также вносятся некоторые погрешности.

Настоящее изобретение направлено на решение или по меньшей мере на устранение одной или всех проблем, упомянутых выше.

Краткое описание изобретения

Раскрыты способ и устройство, предназначенные для использования при сейсмическом исследовании. Способ включает в себя разбиение множества данных обменных расщепленных поперечных волн, являющихся следствием общего вступления и зарегистрированных на большом количестве азимутов и при множестве удалений в зависимости от азимутов и удалений; разделение в разбитых данных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн, получение по меньшей мере одной характеристики по меньшей мере одного из разделенных волновых полей быстрых и медленных поперечных волн; и анализ полученной характеристики. Устройство содержит, в одном воплощении, программный носитель данных, закодированный программой действий, при осуществлении которой посредством вычислительного устройства или компьютера, запрограммированного для реализации устройства осуществляется способ.

Краткое описание чертежей

Изобретение может быть лучше понято при обращении к нижеследующему описанию, выполненному в сочетании с сопровождающими чертежами, на которых одинаковыми ссылочными номерами обозначены аналогичные элементы и на которых:

фиг.1 - иллюстрирует традиционное расщепление поперечной волны в анизотропной среде;

фиг.2А-фиг.2D - иллюстрации симметрии отражений монотипной волны (фиг.2А-фиг.2В) и асимметрии отражений обменной волны (фиг.2С-фиг.2D) для случая обычной сейсмологии;

фиг.3А и фиг.3В - концептуальная иллюстрация наземного сейсмического исследования в соответствии с одним конкретным вариантом осуществления настоящего изобретения;

фиг.4А и фиг.4В - концептуальная иллюстрация устройства сбора данных, которое может быть использовано в варианте осуществления из фиг.1;

фиг.5А и фиг.5В - иллюстрация одного конкретного варианта осуществления настоящего изобретения с помощью рабочих диаграмм способа и путем показа обработки данных способом соответственно;

фиг.6А и фиг.6В - смоделированные временные задержки расщепленных поперечных волн после распространения через породу с группой вертикальных трещин и смоделированные временные задержки для трещин, отклоненных на 10° вправо, при этом простирание параллельно вертикальной оси чертежа, соответственно;

фиг.7 - иллюстрация одного конкретной реализации изобретения из варианта осуществления, представленного на фиг.5А и фиг.5В;

фиг.8 - рабочая диаграмма, иллюстрирующая определение характеристик наклонных трещин в одной конкретной реализации из фиг.7; и

фиг.9А и фиг.9В - иллюстрация результатов временного сдвига и анализ реализации рабочей диаграммы из фиг.8 на примере данных с временными задержками, вариантными к азимуту.

Хотя допускаются различные модификации и альтернативные формы изобретения, конкретные варианты осуществления, описанные подробно в настоящей заявке, иллюстрируются чертежами только для примера. Однако должно быть понятно, что описание в настоящей заявке конкретных вариантов осуществления не подразумевает ограничения изобретения конкретными раскрытыми формами, а наоборот, изобретением охватываются все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в рамки сущности и объема, определенных приложенной формулой изобретения.

Подробное описание изобретения

Ниже описаны иллюстративные варианты осуществления изобретения. Для простоты в этом описании рассмотрены не все особенности реальной реализации. Конечно, должно быть понятно, что при разработке любого такого реального варианта осуществления для достижения конкретных целей, необходимых разработчику, должны приниматься многочисленные решения, связанные с конкретной реализацией, такие как учет системных и коммерческих ограничений, которые изменяются от одной реализации к другой. Кроме того, должно быть понятно, что такая разработка, даже если она сложная и трудоемкая, должна быть обычной работой для специалистов в данной области техники, получающим преимущество от этого раскрытия.

На фиг.3А и фиг.3В показаны схемы проведения наземных сейсмических работ с использованием системы 300 для сейсмических исследований, посредством которой могут быть собраны сейсмические данные для обработки в соответствии с настоящим изобретением. Система 300 для сейсмических исследований включает в себя сейсмическую регистрирующую группу 305 и может быть выполнена в соответствии с общепринятой практикой. Регистрирующая группа 305 включает в себя множество приемников 306, расположенных в разных местах на поверхности 307 области, подлежащей исследованию. В показанном варианте осуществления приемники 306 включают в себя, например, обычные геофоны, известные в области техники, к которой относится изобретение. В показанном варианте осуществления данные, получаемые с помощью приемников 306, передаются через устройство 308 сбора данных по линии 309 связи. Отметим, что в некоторых альтернативных вариантах осуществления данные, получаемые с помощью приемников 306, могут передаваться с регистрирующей группы 305 по проводной линии связи.

Сейсмическое исследование, показанное на фиг.3А, в области техники, к которой относится изобретение, известно как трехмерное сейсмическое исследование. В результате при сейсмическом исследовании получают трехмерные данные. При сейсмическом исследовании используют ортогональное расположение пункта взрыва и приемников. Традиционно, предпочтительно иметь равномерное размещение пар приемник 306-источник 315 в широком диапазоне азимутальных углов. Вообще говоря, чем больше число направлений, тем лучше результаты, получаемые с помощью настоящего изобретения.

На фиг.3А показаны сейсмический источник 315 и устройство 320 сбора данных, размещенное в передвижной геофизической лаборатории 310. Однако специалистам в области техники, к которой относится изобретение, должно быть понятно, что в альтернативных вариантах осуществления устройство 320 сбора данных может быть распределено, в целом или частями, например, в сейсмической регистрирующей группе 305. В соответствии с общепринятой практикой сейсмический источник 315 излучает множество сейсмических измерительных сигналов 325. Сейсмические измерительные сигналы 325 распространяются и отражаются подземной геологической формацией 330. Посредством сейсмических приемниках 306 обычным образом принимаются сигналы 335, отраженные геологической формацией 330. Затем в сейсмических приемниках 306 формируются данные, соответствующие отражениям 335, а сейсмические данные включаются в электромагнитные сигналы.

Передвижная геофизическая лаборатория 310 снабжена смонтированным в стойке вычислительным устройством 400, показанным на фиг.4А и фиг.4В, посредством которого реализуется по меньшей мере часть функций устройства 320 сбора данных. Вычислительное устройство 400 включает в себя процессор 405, соединенный с запоминающим устройством 410 посредством магистральной системы 415. Запоминающее устройство 410 может включать в себя жесткий диск и/или оперативное запоминающее устройство, и/или устройство хранения данных со съемным диском, включающее в себя, например, гибкий магнитный диск 417 или оптический диск 420. Запоминающее устройство 410 снабжено структурой 425 данных, в которой сохраняется набор данных, получаемых так, как описано выше, операционной системой 430, программным обеспечением 435 интерфейса пользователя и прикладной программой 465. Интерфейс 445 пользователя реализуется дисплеем 440 в сочетании с программным обеспечением 435 интерфейса пользователя. Интерфейс 445 пользователя может включать в себя периферийные устройства ввода/вывода, такие как малая клавишная панель или клавиатура 450, манипулятор 455 типа «мышь» или джойстик 460. Процессор 405 работает под управлением операционной системы 430, которая практически может быть любой операционной системой, известной из уровня техники, к которой относится изобретение. В зависимости от реализации операционной системы 430 прикладная программа 465 запускается операционной системой 430 при включении питания, сбросе или при обоих действиях.

Обратимся снова к фиг.3А, где геологическая формация 330 включает в себя сейсмический отражающий горизонт. Специалистам в данной области техники, получающим преимущество от этого раскрытия, должно быть понятно, что исследуемые геологические формации могут быть намного более сложными. Например, могут иметься многочисленные отражающие горизонты, которым соответствуют многочисленные наклонные волны. Из-за сложности эти дополнительные слои не включены в фиг.3А ради простоты с тем, чтобы не усложнять настоящее изобретение. Однако изобретение может быть осуществлено на практике при наличии такой сложности.

Как описывалось выше, сигналы, формируемые приемниками 306, передаются на устройство 320 сбора данных. Более конкретно, полученные сейсмические данные передаются с сейсмических приемников 306 на устройство 320 сбора данных по проводной линии 309 связи через передающее устройство 308. В устройстве 320 сбора данных осуществляется накопление данных для обработки. Устройство 320 сбора данных может само обрабатывать сейсмические данные, сохранять сейсмические данные для обработки в более позднее время, передавать сейсмические данные на удаленный пункт для обработки или может осуществлять эти действия в некоторой комбинации. В показанном варианте изобретения сейсмические данные с устройства 320 сбора данных передаются в стационарное производственное помещение 340 через спутник 345 и по спутниковой линии 350 связи, хотя при практическом использовании изобретения в этом нет необходимости. В соответствии с настоящим изобретением в конечном итоге данные, полученные на сейсмических приемниках 306, передаются в центральное производственное помещение или на центральный пункт. Этим центральным производственным помещением может быть вычислительный и запоминающий центр, например передвижная геофизическая лаборатория 310 или стационарное производственное помещение 340. Отметим, что в некоторых альтернативных вариантах осуществления могут использоваться устройства 320 сбора многочисленных данных.

Набор сейсмических данных, полученных так, как рассматривалось выше со ссылкой на фиг.3А, запоминается в структуре 425 данных, показанной на фиг.4В. Набор данных содержит данные обменных поперечных волн, которые более преимущественными, чем только данные ветви поперечных волн, то есть данные являются асимметричными, как можно видеть из фиг.2C и фиг.2D. Поэтому предотвращается повторение каждые 180° характеристик отраженной поперечной волны, таких, как изменения временной задержки с азимутом. Кроме того, изменения временной задержки поперечных волн с азимутом указывают на наличие различных систем симметрии.

Затем сейсмические данные обрабатывают в соответствии с настоящим изобретением. На практике в этом способе используют данные метода обменных PS-волн в большом азимутальном угле и при достаточном охвате удалений на всех азимутах. Анализ с последовательным исключением влияния вышележащих слоев осуществляют для вертикальных и наклонных трещин относительно ограниченных по азимуту и/или по удалению сейсмических данных после суммирования. При наличии структуры до осуществления анализа необходимо отобразить данные для учета структурных эффектов между различными азимутами. Две горизонтальные составляющие необходимо обрабатывать согласованно, чтобы анизотропия, имеющаяся в данных, сохранилась.

В настоящем изобретении используют подход последовательного исключения влияния вышележащих слоев. Последовательное исключение влияния вышележащих слоев включает в себя анализ и стадию применения. Для каждого слоя данных оценивают направление поляризации путем минимизации остаточной энергии. Временную задержку между быстрой и медленной PS-волнами измеряют в зависимости от азимута и удаления. Полученные параметры преобразуют в характеристики разрывов, включающие в себя простирание и наклон трещин. Эти характеристики разрывов используют для исключения эффектов расщепления PS-волн из всех волн, которые прошли через слой. Затем может быть проанализирован следующий слой и осуществлена коррекция.

Полученные направления поляризации и временные задержки, вариантные к азимуту, могут быть преобразованы в характеристики трещин. Для ближних вертикальных трещин направление поляризации быстрой поперечной волны параллельно простиранию трещины при небольших и средних углах падения. См.: Crampin S., "A review of wave motion in anisotropic and cracked elastic-media: Wave motion", 3 Wave Motion 343-391 (1981). Исключением являются зоны с аномально высокими давлениями флюида в порах, см.: Angerer E., et al., "Processing, modeling, and predicting time-lapse effects of over-pressured fluid injection in a fractured reservoir", _ Geophysical J. Int._ (2001), и трещины с большими углами наклона. Временные задержки, вариантные к азимуту, имеют плоскости зеркальной симметрии. Вертикальные трещины имеют две плоскости зеркальной симметрии, параллельную и перпендикулярную к простиранию трещины. Наклонные трещины имеют только одну плоскость зеркальной симметрии, перпендикулярную к простиранию трещины. Следовательно, число плоскостей симметрии показывает, являются ли трещины наклонными или вертикальными. Направление наклона находится на азимуте минимального расщепления поперечной волны в пределах плоскости зеркальной симметрии. Степень асимметрии по отношению к направлению простирания трещины служит признаком угла наклона.

На фиг.5А и фиг.5В для одного конкретного варианта осуществления настоящего изобретения показаны рабочие диаграммы способа 500 и концепция обработки данных, осуществляемой посредством способа, соответственно. Способ 500 раскрыт только для одного слоя, но его повторяют для многочисленных слоев данных обменных расщепленных поперечных волн в наборе данных. Способ 500 осуществляют относительно набора данных обменных расщепленных поперечных волн, получаемых и регистрируемых так, как рассмотрено выше со ссылками на фиг.3А и фиг.3В.

Осуществление способа 500 начинают с разбиения (на этапе 502) большого количества данных обменных расщепленных поперечных волн, полученных из общего вступления и зарегистрированных по большому количеству азимутов и при множестве удалений в зависимости от азимутов и удалений. На фиг.5В концептуально показано разбиение радиальных данных 504 и поперечных данных 506 на множество бинов, или объемов данных, 508 ₁-508_n (не все показаны). Способы, предназначенные для разбиения данных таким образом, хорошо известны из уровня техники, к которой относится изобретение, и можно использовать любой подходящий способ. Разбиение данных может быть сделано различными путями, например по азимуту или по азимуту и удалению. В показанном варианте осуществления данные разбивают как по азимуту, так и по удалению.

При дальнейшем осуществлении способа 500 в разбитых данных отделяют (на этапе 510 на фиг.5А) волновые поля 512, 514 быстрых и медленных расщепленных поперечных волн. Отметим, что в некоторых вариантах осуществления до отделения разбитых данных можно выполнять дополнительные этапы обработки, например суммирование и коррекцию за нормальное приращение времени. В одном конкретном варианте осуществления разбитые данные подсуммируют. Можно использовать способы, хорошо известные из уровня техники, к которой относится изобретение (например коррекцию за нормальное приращение времени). Однако при практической реализации изобретения это не является обязательным, поскольку в некоторых вариантах осуществления такие способы обработки можно опускать. Будут или не будут осуществляться такие способы обработки в любой конкретной реализации изобретения зависит от конечного использования данных. Например, как должно быть понятно специалистам в данной области техники, получающим преимущество от этого раскрытия, в некоторых способах анализа обрабатывают сглаженные данные. Поэтому в реализациях изобретения, в которых данные, полученные с помощью способа 500, должны быть использованы при анализе, для которого необходимы сглаженные данные, разбитые (на этапе 502) посредством способа 500, данные могут быть затем подвергнуты коррекции за нормальное приращение времени.

Обратимся к фиг.5А, где разбитые данные могут быть отделены (на этапе 510) при использовании любого из нескольких способов, известных из уровня техники, к которой относится изобретение. Среди этих способов имеются следующие:

описанный в Международной заявке WO 0136999 A2 под названием "Determination of the fast and slow shear-wave polarization directions", поданной 20 октября 2000 г., опубликованной 25 мая 2001 г., с испрошенным приоритетом от 16 ноября 1999 г., на имя Dumitru G. и Bale R. в качестве изобретателей;

анализ ROTORS, впервые представленный в: Probert T., et al., "A case study of azimuthal anisotropy analysis from a N. Sea 3D 4C project", SEG/EAGE Summer Research Workshop, Boise, Idaho (2000);

поворот Алфорда, раскрытый в патенте США № 4803666 под названием "Multisource multireceiver method and system for geophysical exploration", выданном 7 февраля 1989 г. Amoco Corp. как правопреемнику изобретателя Richard M. Alford; и

способ, раскрытый в патенте США № 5610875 под названием "3-D converted shear-wave rotation with layer stripping", выданном 11 марта 1997 г. Western Atlas International Inc. как правопреемнику изобретателя James E. Gaiser; и также раскрытый в: Gaiser J.E., "3-D PS-wave data: Unraveling shear-wave birefringence for fracture detection", 62^nd EAGE Conf. and Tech. Exhibit, Glasgow, Extended Abstracts, C15 (2000).

Однако в альтернативных вариантах осуществления, помимо поворота, могут быть использованы другие способы.

Вообще говоря, разделение быстрого и медленного волновых полей (на этапе 510) в разбитых данных включает в себя (1) определение угла поворота и затем (2) осуществление двухкомпонентного поворота на определенный угол поворота вокруг соответствующей оси для каждого из разбиений. Один и тот же угол поворота может быть использован для каждого из бинов 508₁ -508_n или соответствующий угол поворота может быть найден для каждого из бинов 508₁ -508_n. В последнем случае двухкомпонентный поворот на соответствующий угол поворота вокруг соответствующей оси осуществляют для каждого из разбиений. В варианте осуществления, показанном на фиг.5В, угол поворота определяют от бина к бину, то есть для каждого разбиения. Угол поворота может быть определен путем объединения множества ортогональных составляющих с образованием множества четырехкомпонентных компоновок трасс и осуществления поляризационного анализа четырехкомпонентных конфигураций трасс в соответствии с общепринятой практикой.

Обратимся к фиг.5А, где в продолжение способа 500 получают (на этапе 516) по меньшей мере одну характеристику 518 по меньшей мере одного из разделенных волновых полей быстрых и медленных поперечных волн. В показанном варианте осуществления определяют разность ( t) времен вступлений, показанную на фиг.5В для бина 508 ₂ между составляющими 512, 514 быстрых и медленных поперечных волн. В показанном варианте осуществления эту характеристику получают, осуществляя динамическую взаимную корреляцию времен приходов для разделенных волновых полей быстрых и медленных расщепленных поперечных волн. Кроме того, при некоторых реализациях этого конкретного варианта осуществления осуществляют динамический временной сдвиг составляющих медленных поперечных волн (заметим, что в альтернативных вариантах осуществления может использоваться динамический сдвиг данных в некоторый другой момент процесса или он может быть опущен вообще). Однако могут представлять интерес другие варианты осуществления, отличающиеся несколькими другими характеристиками 518, такими как изменения амплитуд с удалением обоих волновых полей, или в которых для их получения используются иные способы.

В продолжение способа 500 анализируют (на этапе 520) полученные характеристики 518. В показанном варианте осуществления анализ включает в себя осуществление инверсии полученной характеристики 518 и интерпретацию инвертированной характеристики 518. Как упоминалось выше, полученная характеристика 518 в этом конкретном варианте осуществления представляет собой разность времен вступлений волновых полей быстрых и медленных поперечных волн. Поэтому инверсия обеспечивает возможность получения информации, например упругих параметров и ориентации. Затем по упругим параметрам можно определить свойства породы. В более общем случае интерпретация может включать в себя свойства симметрии, свойства асимметрии или оба свойства инвертированной характеристики 518. Инверсия и интерпретация могут быть выполнены в соответствии с общепринятой практикой.

Информацию, полученную в результате анализа, затем обычно используют для некоторых применений, например для применения 522, концептуально представленного на фиг.5В. Примеры применений включают в себя применение интерпретированных характеристик расщепленных поперечных волн для бурения горизонтальных скважин, определения сетки размещения скважин, снижения объема воды, извлекаемой из скважины, повышения устойчивости ствола скважины, моделирования пласта и повышения качества изображения. Например, повернутые и сдвинутые во времени данные всех составляющих могут быть просуммированы для повышения качества изображения с целью осуществления структурной интерпретации. Либо направления поляризации и времена пробега в каждом слое могут быть использованы для определения характеристик трещин.

Поэтому в случае определения характеристик наклонных трещин настоящим изобретением решаются проблемы, описанные выше. По существу эти проблемы решаются способом последовательного исключения влияния вышележащих слоев, в котором используют преобразованные из Р в S быстрые и медленные поперечные волны. Такие обменные волны особенно предпочтительны для определения характеристик наклонных трещин, поскольку сохраняется асимметрия, связанная с наклоном трещин, тогда как при отражениях монотипных волн она не сохраняется. Отметим, что в изобретении предпочтительно использовать ортогональную компоновку пункта взрыва и приемников и трехмерные данные для получения оптимальной геометрии для пар источник-приемник в широком диапазоне азимутов и распределений удалений. Обработку PS-волн следует выполнять с осторожностью для сохранения восходящих ветвей быстрых и медленных S-волн. Кроме того, необходимо соответствующим образом обращаться с эффектами структуры (негоризонтальными или наклонными отражающими горизонтами).

Для лучшего понимания изобретения теперь будет раскрыт один конкретный вариант осуществления настоящего изобретения. В случае анализа после суммирования данные суммируют с образованием набора данных в ограниченном азимутальном угле, которые объединяют с получением горизонтальных четырехкомпонентных компоновок трасс в соответствии со способом, раскрытым в патенте США № 5610875 под названием "3-D converted shear-wave rotation with layer stripping", выданном 11 марта 1997 г. Western Atlas International Inc. как правопреемнику изобретателя James E. Gaiser, а также раскрытым в: Gaiser J.E., "3-D PS-wave data: Unraveling shear-wave birefringence for fracture detection", 62^nd EAGE Conf. And Tech. Exhibit, Glasgow, Extended Abstracts, C15 (2000).

Как упоминалось выше, в случае группы параллельных вертикальных трещин в изотропной основной массе породы среда является анизотропной с гексагональной симметрией, называемой «горизонтальной поперечной изотропией». Рассмотрим фиг.6А и фиг.6В, на которых в полярных координатах отображены нормированные временные задержки поперечных волн для вертикальных (фиг.6А) и наклоненных влево под углом 10° (фиг.6В) трещин. Временные задержки изменяются в зависимости от азимута и угла падения и представлены на графиках для трех конусов углов 5, 15 и 25° падения, измеренных на протяжении 1 км. Временные задержки получены из модели Хадсона для случая насыщения трещин флюидом, плотности трещин 0,05, отношения размеров 0,1 для вертикальных трещин и для трещин, повернутых от вертикали вправо на 5°. На фиг.6А видно, что изменения временных задержек в зависимости от азимута возрастают при больших углах падения. Для вертикальных трещин имеются две плоскости зеркальной симметрии, параллельная и перпендикулярная к простиранию трещин, и они также воспроизведены на графиках изменения временных задержек между поперечными волнами в зависимости от азимута.

На фиг.6В показаны смоделированные временные задержки для трещин, наклоненных вправо под углом 10°, при этом простирание параллельно вертикальной оси чертежа. В этой ситуации существует только одно направление зеркальной симметрии, которое перпендикулярно к простиранию трещин. В направлении простирания трещины изменение временной задержки асимметрично, и степень асимметрии возрастает с увеличением угла падения. При угле 25° относительно вертикали отчетливый изгиб характеристики времени пробега означает направление трещин по падению пласта.

Теперь обратимся к фиг.7, на которой показано, что в этой конкретной реализации:

Во-первых, для первого слоя определяют (на этапе 710) направления быстрых и медленных поперечных волн. Они могут быть определены при использовании различных способов, например анализа ROTORS или поворота Алфорда, рассмотренных выше. Каждую двухкомпонентную компоновку трасс поворачивают в направлениях быстрых и медленных поперечных волн для разделения вступления быстрых и медленных поперечных волн.

Во-вторых, используя динамическую взаимную корреляцию, оценивают (на этапе 720) временные задержки между быстрыми и медленными поперечными волнами по каждому азимуту. При динамической взаимной корреляции учитывается, что временные задержки накапливаются постепенно по мере прохождения волн через анизотропную среду. В результате взаимной корреляции находится максимальная задержка, которая имеется в нижней части слоя.

В-третьих, затем динамически сдвигают (на этапе 730) составляющие медленных поперечных волн с помощью оцененных временных задержек для совмещения быстрых и медленных поперечных волн. Таким образом, из слоя, по существу, исключают анизотропные эффекты.

Процедуру повторяют для получения оценки анизотропии во втором слое и так далее.

Повернутые и сдвинутые во времени данные всех составляющих могут быть просуммированы для получения улучшенного изображения с целью структурной интерпретации. Для определения характеристик трещин могут быть использованы направления поляризации и времена пробега в каждом слое. Направление поляризации отражает направление простирания трещины.

На фиг.8 показана рабочая диаграмма, иллюстрирующая определение характеристик наклонных трещин в одном конкретной реализации из фиг.7. Определение начинают (на этапе 810) с получения набора данных, включающего в себя частично просуммированные радиальные и поперечные составляющие, ограниченные по азимуту и удалению. Затем осуществляют (на этапе 813) двухкомпонентный поворот вокруг главных осей данных. Этот поворот включает в себя объединение (на этапе 816) данных по ортогональным азимутам в четырехкомпонентные компоновки трасс и осуществление (на этапе 819) поляризационного анализа при использовании поворота Алфорда. Результаты поворота для типового набора данных представлены на фиг.9А-9В.

На фиг.9А показан пример данных временных задержек, вариантных к азимуту, полученных на месторождении Emilio для участка, включающего в себя от 5 до 11 положений общей глубинной точки в пределах структурно простой области сейсмического исследования. Когда данные обрабатывали в восьми кубах данных с ограниченными азимутами для каждой составляющей, то использовали восемь точек данных на каждое положение общей глубинной точки. Полученные данные (сплошные черные линии) свидетельствуют о систематических азимутальных изменениях временных задержек, которые могут быть преобразованы в плоскости зеркальной симметрии. Данные в пределах центральной общей глубинной точки, расположенные внутри черного прямоугольника, по существу имеют вид восьмерки и имеют две плоскости зеркальной симметрии. Следовательно, эти результаты подтверждают возможность интерпретации этих данных применительно к системе вертикальных трещин. Каждая половина этих временных задержек метода общей глубинной точки имеет только одну плоскость зеркальной симметрии с «изгибами» кривых изменений временных задержек, подобными показанным на фиг.9В. Эти данные отражают наклонные трещины там, где изменения углов наклона распознаются. Общая глубинная точка в направлении севера отражает наклон к северу, тогда как общая глубинная точка в направлении юга отражает наклоны к югу.

На фиг.9В также показаны результаты осуществления поворота Алфорда. Толстые черные полоски отражают поляризацию быстрых поперечных волн, которая параллельна простиранию трещины. Совмещение плоскостей зеркальной симметрии согласуется с этими измеренными поляризациями быстрых поперечных волн. Временная задержка, измеренная в направлении быстрых поперечных волн при каждом положении общей глубинной точки, приблизительно пропорциональна плотности трещин, которую можно оценить более точно, чем в случае использования способов, в которых предполагается вертикальное падение. Путем суммирования по всем азимутам с образованием одного набора данных до анализа временных задержек можно вычислить среднее значение, которое будет меньше действительного значения плотности трещин.

На фиг.9А и фиг.9В изменения временных задержек для каждой общей глубинной точки показаны черными сплошными линиями, при этом характеристики ориентации трещин определяют по данным, приведенным на фиг.9В. Оконтуренные данные относятся к временным задержкам, измеренным в направлении простирания трещин. Как показано толстыми черными линиями, трещины, как правило, простираются в направлении ост-норд-ост. Наклон трещины характеризует вершина треугольника. Размер треугольника масштабирован в соответствии с асимметрией в нормальном направлении трещины. Заметно очевидное изменение наклона трещин, показанное пунктирной линией.

Возвратимся к фиг.8, в соответствии с которой далее осуществляют (на этапе 822) динамическую взаимную корреляцию между быстрыми и медленными поперечными волнами в повернутых данных. Затем осуществляют (на этапе 825) динамический временной сдвиг составляющих медленных поперечных волн. После этого осуществляют (на этапе 828) анализ данных для определения направлений зеркальной симметрии, направлений поляризации и ориентации наклонов трещин. Полученные результаты подвергают итерации (на этапе 831) для каждого слоя в данных.

Отметим, что, как правило, настоящее изобретение должно осуществляться с помощью соответствующим образом запрограммированного вычислительного устройства, например вычислительного устройства 400 на фиг.4А и фиг.4В. Программа действий может быть закодирована, например, в запоминающем устройстве 410, на гибком магнитном диске 417 и/или на оптическом диске 422. Поэтому в одной конфигурации настоящее изобретение включает в себя вычислительное устройство, запрограммированное на осуществление способа изобретения. В другой конфигурации изобретение включает в себя программное запоминающее устройство, закодированное программой действий, при осуществлении которой посредством вычислительного устройства осуществляется способ согласно изобретению.

Поэтому некоторые части подробных описаний, приведенных в настоящей заявке, могут быть интерпретированы процессом, реализуемым с помощью программного обеспечения, включающим в себя символьные представления операций над битами данных, хранящимися в памяти вычислительной системы или вычислительного устройства. Такие описания и представления относятся к средствам, с помощью которых специалисты в данной области техники могут наиболее эффективно передавать концепцию своих работ другим специалистам в данной области техники. Для осуществления процесса и операций требуется физическая манипуляция над физическими величинами. Обычно, хотя необязательно, эти величины используют в виде электрических, магнитных или оптических сигналов, которые можно сохранять, передавать, объединять, сравнивать или обрабатывать иным образом. Удобно, главным образом в соответствии с общепринятой практикой, называть эти сигналы битами, значениями, элементами, символами, знаками, элементами, числами и т.п.

Однако следует помнить, что все эти и аналогичные термины находятся в связи с соответствующими физическими величинами, а названия придаются этим величинам исключительно для удобства. Если специально не оговорено или иным образом не очевидно, повсюду в настоящем раскрытии эти описания относятся к действиям и процессам в электронном устройстве, посредством которого обрабатывают и преобразуют данные, представленные в виде физических (электронных, магнитных или оптических) величин в некоторой памяти электронного устройства, в другие данные, аналогичным образом представляемые в виде физических величин в памяти или в индикаторных устройствах. Примеры терминов, обозначающих такое описание, без ограничения ими, включают в себя термины «обработка», «расчет», «вычисление», «определение», «отображение» и т.п.

Также отметим, что программное обеспечение, с помощью которого реализуются объекты изобретения, обычно закодировано в программном запоминающем устройстве некоторого вида или осуществляется через посредство среды для передачи данных некоторого вида. Программное запоминающее устройство может быть магнитным (например, гибкий магнитный диск или жесткий диск) или оптическим (например, компакт-диск только для чтения) и может быть доступным только по чтению и с прямым доступом. Аналогично, средой для передачи данных может быть скрученная пара проводов, коаксиальный кабель, оптическое волокно или некоторые другие подходящие среды для передачи данных, известные в области техники, к которой относится изобретение. Изобретение не ограничено этими объектами в любой показанной реализации.

Этим заканчивается подробное описание. Выше конкретные варианты осуществления раскрыты только для иллюстрации, поскольку изобретение может быть модифицировано и использовано на практике иным, но эквивалентным образом, очевидным для специалистов в данной области техники, получающим преимущество от идей, изложенных в настоящем описании. Кроме того, не подразумеваются ограничения деталей конструкций или замыслов, показанных в настоящей заявке. Поэтому очевидно, что конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы, и все такие изменения считаются находящимися в рамках объема и сущности изобретения. Соответственно защита должна быть в объеме формулы изобретения, изложенной ниже.