EA008782B1 - Обнаружение пассивных сейсмических событий - Google Patents
Обнаружение пассивных сейсмических событий Download PDFInfo
- Publication number
- EA008782B1 EA008782B1 EA200600179A EA200600179A EA008782B1 EA 008782 B1 EA008782 B1 EA 008782B1 EA 200600179 A EA200600179 A EA 200600179A EA 200600179 A EA200600179 A EA 200600179A EA 008782 B1 EA008782 B1 EA 008782B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- events
- seismic
- data
- correlation coefficient
- receiver
- Prior art date
Links
- 238000001514 detection method Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 61
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000011524 similarity measure Methods 0.000 claims description 8
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 37
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 13
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 10
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 2
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000002901 radioactive waste Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/288—Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
- G01V2210/12—Signal generation
- G01V2210/123—Passive source, e.g. microseismics
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Emergency Management (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Способ идентификации пассивных сейсмических событий в сейсмических данных, которые содержат, по меньшей мере, трассы первых сейсмических данных, зарегистрированные на первом сейсмическом приемнике, и трассы вторых сейсмических данных, зарегистрированные на втором приемнике, пространственно отнесенном от первого приемника, заключающийся в том, что определяют общую меру подобия для пары событий в сейсмических трассах. Общая мера подобия указывает на подобие между событиями, зарегистрированными на первом сейсмическом приемнике, и подобием между событиями, зарегистрированными на втором сейсмическом приемнике. В одном способе общая мера подобия представляет собой общий коэффициент взаимной корреляции. Общий коэффициент взаимной корреляции находят путем определения первого коэффициента корреляции для пары событий на основании данных, зарегистрированных на первом приемнике, и определения второго коэффициента корреляции для пары событий на основании данных, зарегистрированных на втором приемнике. Общий коэффициент корреляции для пары событий может быть получен по первому коэффициенту корреляции и второму коэффициенту корреляции с помощью процесса усреднения. Общую меру подобия можно сравнивать с порогом, чтобы определять, образует ли пара событий дублет. Способ позволяет идентифицировать дублеты в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени.
Description
Настоящее изобретение относится к способу обработки сейсмических данных, в частности к идентификации сейсмических событий, являющихся результатом пассивных сейсмических событий, включающих в себя, например, микросейсмическую активность в коллекторе углеводородов, в могильнике радиоактивных отходов или в шахте или при сейсмической разведке.
Предпосылки создания изобретения
На фиг. 1 представлен схематический вид коллектора углеводородов. По существу, коллектор углеводородов состоит из слоев внутренней области земли, в которых накоплены углеводороды. Для удобства описания на фиг. 1 показан только один углеводородсодержащий слой 2. Структура геологической среды, лежащей выше углеводородсодержащего слоя 2, представлена как единственный слой 1, но на практике она состоит из многих слоев, имеющих различные геологические составы. Точно так же на практике структура геологической среды ниже углеводородсодержащего слоя 2 состоит из многих слоев, но на фиг. 1 представлена как единственный слой 3.
Микросейсмическая активность, или «микросейсмичность», в коллекторах углеводородов может быть вызвана в результате извлечения углеводородов из коллектора, которое приводит к изменению распределения масс углеводородсодержащего слоя 2 и вышележащего слоя 1. Микросейсмичность также может быть вызвана работами по гидравлическому разрыву пласта. В случаях, когда наблюдается микросейсмическая активность, в месте во внутренней области земли создаются сейсмические волны. Сейсмические волны проходят через геологическую среду и могут быть обнаружены сейсмическими приемниками, расположенными внутри геологической среды. Микросейсмическая активность, вызванная извлечением углеводородов, является слабой и обычно не может быть обнаружена сейсмическими приемниками на поверхности земли, хотя вызванная землетрясением микросейсмическая активность обычно может быть обнаружена приемниками на поверхности земли.
В принципе, микросейсмическая активность может наблюдаться всюду в слое 2 коллектора, в вышележащем слое 1 или в окружающей породе. Однако на практике структура геологической среды содержит геологические разломы или другие сбросы, и микросейсмическая активность наблюдается преимущественно вдоль или в окрестности таких сбросов или разломов. На фиг. 1 сброс 4 схематически показан в углеводородсодержащем слое 2. Предполагается, что земные недра справа от сброса 4 стремятся переместиться вниз, как показано стрелками А, В, тогда как земные недра слева от сброса 4 стремятся переместиться вверх. Если участок сброса в одном месте 5 смещается по разлому, то в этом месте 5 наблюдается микросейсмическая активность. Смещение будет ослаблять напряжение в месте 5 на сбросе, где происходит смещение, но будет наводить напряжение в прилегающих местах вдоль сброса, и это повышенное напряжение может вызывать смещение и, следовательно, микросейсмическую активность в близлежащем месте 6 на том же самом сбросе 4. Временная задержка между микросейсмической активностью в одном месте 5 и микросейсмической активностью в близлежащем месте 6 может быть порядка секунд или минут или может быть порядка дней или даже недель.
Энергия сейсмических волн, создаваемых микросейсмической активностью, наблюдающейся в местах 5, 6, будет обнаруживаться сейсмическими приемниками 7, 8, 9, расположенными в стволе 10 скважины. Поэтому сейсмические данные, регистрируемые на приемниках 7, 8, 9, включают в себя события, обусловленные микросейсмической активностью, или «микросейсмические события», в дополнение к микросейсмическим событиям, обусловленным другими сбросами в слоях 1, 2.
В случаях, когда микросейсмическая активность наблюдается вдоль геологического сброса или разлома, то, как пояснялось выше, часто обнаруживается, что микросейсмическая активность наблюдается в двух близлежащих местах, например как местах 5, 6. Поскольку этих два места находятся близко друг к другу, то фокусирующие эффекты вышележащих слоев на сейсмические волны, излучаемые в одном месте 5, будут аналогичны фокусирующим эффектам вышележащих слоев на сейсмические волны, излучаемые в близлежащем месте 6. Кроме того, поскольку микросейсмическая активность в каждом месте 5, 6 является результатом смещения сброса 4, то микросейсмическая активность в одном месте 5 имеет тот же самый механизм источника, что и микросейсмическая активность в близлежащем месте 6. Следовательно, микросейсмическая активность, наблюдаемая в месте 5, и микросейсмическая активность, наблюдаемая в близлежащем месте 6, будут приводить к аналогичным записям на сейсмическом приемнике, поскольку этих два места находятся близко друг к другу и имеют аналогичные механизмы фокусировки по отношению друг к другу и поскольку микросейсмическая активность имеет один и тот же механизм источника в каждом месте. Поэтому данные, регистрируемые на приемнике, будут включать в себя событие, соответствующее микросейсмической активности в месте 5, и событие, соответствующее микросейсмической активности в месте 6. Этих два события будут иметь аналогичную форму и будут разделены временной задержкой, обычно составляющей от секунд до дней или даже недель. Такие пары событий в регистрируемых сейсмических данных известны как многократные акустические излучения или «дублеты». Влияние относительных положений приемника и мест 5, 6 возникновения событий на временную задержку между двумя событиями, регистрируемыми на приемнике, небольшое, обычно порядка от 10-1 до 10-2 с, поэтому временная задержка, в основном, определяется временной задержкой между микросейсмической активностью в одном месте и микросейсмической активностью в другом месте.
- 1 008782 (Влияние относительных местоположений приемника и событий на временную задержку между двумя событиями возникает, в основном, в результате изменения азимута приемника относительно ориентации дублета.
Желательно идентифицировать дублеты в сейсмических данных, регистрируемых на сейсмических приемниках в коллекторе углеводородов. Как известно, после того, как дублет идентифицирован, можно определить относительное местоположение микросейсмической активности, обуславливающей каждое событие. Для удобства местоположение микросейсмической активности, обуславливающей событие, будет называться «местоположением события».) Относительные местоположения двух событий из дублета, то есть местоположение одного события из дублета относительно местоположения другого события, могут быть определены более точно, чем их абсолютные местоположения. Эти события и их точные относительные местоположения могут быть использованы для выделения тектонического нарушения, получения оценки проницаемости, отслеживания фронта продвижения воды, передачи напряжений и т.д.
Предшествующий уровень техники
С самого начала дублеты в сейсмических данных идентифицировали вручную. Это возможно при изучении землетрясений. Однако в процессе извлечения углеводородов осуществляют непрерывную сейсмическую запись, и эта запись может продолжаться в течение месяцев, даже лет, поэтому идентификация дублетов вручную невозможна.
Способы для определения относительных местоположений акустических излучений с дублетами описаны, например, Роиртс! О. с! а1. в Мопйогшд ус1осйу уапабопз ίη 111с сгиз! изтд саг11к.|иакс боиЫйз: Ап арр1юа!юп Ю 111с Са1аусгаз Гаи11. СаШогша, 1оигпа1 оГ СсорНу51са1 ВсзсагсЬ, 89, 5719-5731 (1984), Мопуа Н. с! а1. в Ргссщс зоигсс 1осайоп оГ АЕ бонЫсЕ Ьу 8рсс1га1 та!пх апа1у818 оГ 111с 1пах1а1 Ьободгат: Осорйу81с8, 36-45 (1994), и ка1бЬаи8сг Е.М. апб Ε118\\όγ11ι к.Ь. в А боиЬ1с-б1ГГсгспсс саг111с.|иакс 1оса!юп а1догййт: МсЛоб апб аррйсабоп !о 111с ЫопЬсгп Нау^агб ГаиЙ, СаШогша, Ви11сйп оГ Шс 8с15то1од1са1 8ос1с1у оГ Атспса. 90, 1353-1368 (2000). Однако в настоящее время нет пригодного способа, который обеспечивает возможность быстрой и простой идентификации дублетов в больших наборах сейсмических данных с минимальным вмешательством оператора.
Сущность изобретения
Технической задачей настоящего изобретения является создание способа обработки сейсмических данных, который позволит быстро и просто осуществить идентификацию дублетов в больших наборах сейсмических данных с минимальным вмешательством оператора.
Согласно первому объекту настоящего изобретения поставленная задача решена путем создания способа обработки сейсмических данных, которые содержат, по меньшей мере, трассы первых сейсмических данных, зарегистрированные на первом сейсмическом приемнике, и трассы вторых сейсмических данных, зарегистрированные на втором приемнике, пространственно отнесенном от первого приемника, указанный способ включает в себя определение общей меры подобия для пары пассивных сейсмических событий в сейсмических трассах, при этом общая мера подобия указывает на подобие между событиями, зарегистрированными на первом сейсмическом приемнике, и подобие между событиями, зарегистрированными на втором сейсмическом приемнике.
Пассивные сейсмические события представляют собой события, которые не вызваны намеренным приведением в действие управляемого сейсмического источника. Управляемые сейсмические источники представляют собой сейсмические заряды взрывчатого вещества в мелких скважинах в поверхности, воздушные пушки или вибраторы типа «Вибросейса™». Пассивные сейсмические события являются, например, микросейсмическими событиями, событиями, инициированными обычными буровыми работами или работами по повышению продуктивности скважины. В этом описании пассивные сейсмические события и микросейсмические события или активность используются как синонимы.
Когда микросейсмическая активность в двух близких местах приводит к образованию дублета в регистрируемых сейсмических данных, дублет обнаруживается в сейсмических данных в виде двух подобных событий с временной задержкой между ними. В настоящем изобретении используется то, что, когда события, обусловленные микросейсмической активностью, наблюдаются в сейсмических данных, зарегистрированных на двух или более приемниках, микросейсмическая активность приводит к образованию дублетов в сейсмических данных, регистрируемых на каждом приемнике.
Поэтому, если дублеты существуют, то должна быть высокая степень подобия между двумя событиями в данных, зарегистрированных на первом приемнике (указывающая на существование двух событий, которые подобны друг другу в этой или в каждой трассе данных, зарегистрированной на первом приемнике), и высокая степень подобия в пределах данных, зарегистрированных на втором приемнике (указывающая на существование двух событий, которые подобны друг другу в этой или каждой трассе данных, зарегистрированной на втором приемнике). Общую меру подобия можно просто сравнивать с заранее заданным порогом, чтобы получать простой тест на присутствие дублета. Разложение зарегистрированных данных на Р- и 8-составляющие не требуется.
Способ согласно настоящему изобретению может быть автоматизирован и может выполняться при минимальном вмешательстве оператора. Это позволяет быстро и легко идентифицировать дублеты в зарегистрированных сейсмических данных. Как пояснялось выше, регистрируемые сейсмические данные
- 2 008782 обычно включают в себя события, обусловленные многочисленными сбросами, и изобретение позволяет идентифицировать события, обусловленные одним и тем же сбросом.
Мультиплет в сейсмических данных представляет собой группу дублетов, которые имеют общие события, простейший мультиплет представляет собой пару дублетов, в которых одно событие является общим для обоих дублетов. После того, как дублеты идентифицированы заявленным способом, можно идентифицировать мультиплеты путем группирования дублетов, которые включают в себя общее событие.
Настоящее изобретение делает возможным идентификацию дублетов в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени.
В предпочтительном варианте осуществления мерой подобия является коэффициент корреляции, указывающий на корреляцию между событиями, зарегистрированными на первом сейсмическом приемнике, и корреляцию между событиями, зарегистрированными на втором сейсмическом приемнике.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способ включает в себя:
(a) определение первого коэффициента корреляции для пары событий на основании трасс первых данных, (b) определение второго коэффициента корреляции для пары событий на основании трасс вторых данных, (c) определение общего коэффициента корреляции для пары событий по первому коэффициенту корреляции и второму коэффициенту корреляции.
Когда два события в трассах первых сейсмических данных (то есть в данных, зарегистрированных с помощью первого приемника) подобны друг другу, первый коэффициент корреляции обычно будет иметь максимальное значение при определенном временном запаздывании. Если два события являются дублетом, то данные, зарегистрированные на ближайшем приемнике, также должны включать в себя пару событий, которые имеют то же самое или аналогичное временное запаздывание, поскольку микросейсмическая активность должна приводить к образованию соответствующих дублетов в данных, регистрируемых на каждом приемнике. Принцип настоящего изобретения заключается в идентификации событий, возникающих с одинаковым временным запаздыванием (в пределах компенсации временным окном разности между временным запаздыванием на одном приемнике и временным запаздыванием на другом приемнике, обусловленной разнесением приемников) в данных, регистрируемых на каждом из двух или более приемников. Паре событий, которые присутствуют в сейсмических данных, зарегистрированных на первом приемнике, но для которой нет соответствующих событий в сейсмических данных, зарегистрированных на втором приемнике (и, следовательно, маловероятно присутствие дублета), на этапе (с) должен быть придан небольшой вес. Поэтому, используя коэффициент корреляции сейсмических данных, зарегистрированных на одном приемнике, и коэффициент корреляции сейсмических данных, зарегистрированных на втором приемнике, получают более точную идентификацию дублета, чем в случае, когда используют данные лишь с одного приемника.
Кроме того, два события из дублета обычно имеют весьма подобные формы в зарегистрированных трассах сейсмических данных. В результате этого дублет обычно имеет высокий коэффициент корреляции. Сравнение общего коэффициента корреляции с заранее заданным порогом и исключение пар событий, имеющих коэффициент взаимной корреляции ниже этого порога, обеспечивают простой и точный способ идентификации дублетов.
Согласно второму объекту настоящего изобретения предложен способ регистрации сейсмических данных, включающий в себя регистрацию первых сейсмических данных на первом сейсмическом приемнике, и одновременно регистрацию вторых сейсмических данных на втором сейсмическом приемнике, пространственно отнесенном от первого сейсмического приемника, и обработку первых и вторых сейсмических данных в соответствии со способом согласно первому объекту изобретения.
Согласно третьему объекту изобретения предложено устройство для обработки сейсмических данных, при этом сейсмические данные содержат первые данные, зарегистрированные на первом сейсмическом приемнике, и вторые сейсмические данные, зарегистрированные на втором приемнике, пространственно отнесенном от первого сейсмического приемника, при этом устройство содержит средство для определения общей меры подобия для пары событий в сейсмических трассах, общая мера подобия указывает на подобие между событиями в пределах трасс первых данных и на подобие между событиями в пределах трасс вторых данных.
Устройство может содержать программируемый процессор данных.
Согласно четвертому объекту настоящего изобретения предложен носитель данных, содержащий программу для процессора данных из устройства обработки сейсмических данных.
Согласно пятому объекту изобретения предложен носитель данных, содержащий программу для управления программируемым процессором данных, чтобы осуществлять заявленный способ.
Согласно шестому объекту изобретения предложена программа для управления программируемым процессором данных, чтобы осуществлять способ согласно первому объекту изобретения.
Краткое описание чертежей
Предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения описаны только в качестве иллюстративного примера со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:
- 3 008782 фиг. 1 изображает схему возникновения дублетов в сейсмических данных;
фиг. 2 - блок-схему последовательности операций способа обработки сейсмических данных согласно изобретению;
фиг. 3(а) - блок-схему последовательности операций способа определения общего коэффициента взаимной корреляции согласно изобретению;
фиг. 3(Ь) - временную диаграмму сигнала на одном этапе способа определения общего коэффициента взаимной корреляции согласно изобретению;
фиг. 3(с) - временную диаграмму сигнала, который учитывает изменение временного запаздывания от одного приемника к другому, согласно изобретению;
фиг. 4 - диаграмму результатов, полученных заявленным способом обработки сейсмических данных при использовании набора синтетических данных, согласно изобретению;
фиг. 5 - блок-схему устройства обработки данных согласно изобретению.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Ниже описан предпочтительный вариант осуществления изобретения, в котором общей мерой подобия является общий коэффициент корреляции. Однако изобретение не ограничено использованием общего коэффициента корреляции в качестве общей меры подобия, и, в принципе, может быть использована любая величина, которая определяет меру подобия между двумя колебательными сигналами.
Этот вариант осуществления изобретения основан на корреляции колебательных сигналов. Коэффициент сху взаимной корреляции между первым колебательным сигналом χ(ΐ) и вторым колебательным сигналом у(1) является безразмерной величиной, которая дает меру подобия между колебательным сигналом χ(ΐ) и колебательным сигналом у(1). Коэффициент взаимной корреляции определяется как «о + τ)άί С^=~Г?---Г— (1)
I —00 —«О
В уравнении (1) χ(ΐ) представляет собой временной ряд, обозначающий первый колебательный сигнал, а у(1) представляет собой временной ряд, обозначающий второй колебательный сигнал. Временной ряд для второго колебательного сигнала, сдвинутого на время τ задержки, обозначен как у(1+г).
Коэффициент взаимной корреляции является функцией времени τ задержки. Если χ(ΐ) и у(1), в основном, подобны колебательным сигналам, но один сдвинут по времени относительно другого на время τ0, то коэффициент взаимной корреляции двух колебательных сигналов будет включать в себя максимум при времени τ=τ0 задержки. Величина коэффициента взаимной корреляции находится в пределах от 1 до -1, при этом значение 1 указывает на точную корреляцию между двумя колебательными сигналами, а значение 0 указывает на то, что два колебательных сигнала совершенно не коррелированны друг с другом. Отрицательное значение коэффициента взаимной корреляции указывает на то, что два колебательных сигнала антикоррелированны (то есть один колебательный сигнал коррелирован с отрицательной величиной другого колебательного сигнала).
Согласно уравнению (1) коэффициент взаимной корреляции вычисляют во временной области. В качестве альтернативы он может быть вычислен в частотной области, по аналогии с теоремой о свертке, в соответствии с (2)
N
В уравнении (2) Ео -1 обозначает обратное дискретное преобразование Фурье, Χ*(ί) представляет собой комплексно сопряженную функцию преобразования Фурье функции χ(ΐ), Υ(ί) представляет собой преобразование Фурье функции у(1) и N представляет собой число точек данных.
На фиг. 2 представлена схема последовательности операций заявленного способа обработки сейсмических данных.
Сначала на этапе 21 трассы сейсмических данных регистрируют на по меньшей мере двух пространственно разнесенных сейсмических приемниках. Может быть использована компоновка из трех приемников, показанная на фиг. 1, но изобретение не ограничено тремя приемниками. В качестве альтернативы может быть использовано более трех приемников. Для каждого приемника регистрируют по меньшей мере одну трассу сейсмических данных. В общем случае, на каждом приемнике регистрируют более чем одну трассу, при этом каждая трасса отображает особую компоненту сейсмического волнового поля, и обычно на каждом приемнике регистрируют три трассы, отображающие компоненты по осям х, у и ζ. Трассы сейсмических данных регистрируют одновременно на всех приемниках, так что излучение энергии акустических волн в районе исследований будет в большинстве случаев порождать событие в трассах сейсмических данных, регистрируемых на каждом из приемников.
В качестве альтернативы способ может быть применен к уже существующим сейсмическим данным. В этом случае этап 21 не выполняют и заменяют этапом 22 извлечения уже существующих сейсмических данных из запоминающего устройства.
- 4 008782
На этапе 23 для пары сейсмических событий определяют общий коэффициент взаимной корреляции зарегистрированных сейсмических данных. Этот этап описывается более подробно ниже. Общий коэффициент взаимной корреляции указывает на корреляцию между парой событий в пределах трасс данных, зарегистрированных на каждом приемнике.
На этапе 24 общий коэффициент взаимной корреляции для пары сейсмических событий сравнивают с заранее заданным порогом. Порог может быть задан пользователем и может зависеть, например, от шума в трассах сейсмических данных. Например, пользователь может решить, что для конкретного набора зарегистрированных сейсмических данных общий коэффициент взаимной корреляции, составляющий 0,9 или более, указывает на дублет, и в этом случае этап 24 включает в себе определение, будет ли общий коэффициент взаимной корреляции равен или больше чем 0,9. Если результат этапа 4 заключается в том, что общий коэффициент взаимной корреляции меньше, чем заранее заданный порог, то считают, что пара событий не образует дублета. Определение «да» на этапе 4 может быть принято за указание, что пара сейсмических событий образует дублет.
В этом варианте осуществления изобретения пару событий идентифицируют как дублет, если общий коэффициент корреляции равен заранее заданному порогу или больше него. Как отмечено выше, способ может быть осуществлен в реальном масштабе времени или почти в реальном масштабе времени, и поэтому возможно осуществлять идентификацию дублетов в реальном масштабе времени.
Способ может быть повторен для каждой пары событий в трассах сейсмических данных.
Ниже описан один способ определения общего коэффициента взаимной корреляции согласно настоящему изобретению. Способ будет описан для случая, когда сейсмические данные регистрируют или когда они были зарегистрированы путем использования двух или более пространственно разнесенных многокомпонентных сейсмических приемников. Как хорошо известно, многокомпонентный сейсмический приемник содержит два или более датчиков, при этом каждый датчик выполнен с возможностью записи особой компоненты сейсмического волнового поля, падающего на приемник. При наземной съемке обычно используют 3-компонентный сейсмический приемник и снабжают его тремя взаимно ортогональными датчиками. В общем случае, при использовании 3-компонентный приемник ориентируют так, чтобы записывать компоненты колебательного сигнала в направлениях х, у и ζ (направление по оси ζ задается как вертикальное направление). Поэтому предполагается, что с помощью каждого из приемников 7, 8, 9 можно записать три трассы данных, ϋχ;(1), Эу;(1) и ϋζ;(1), которые соответствуют компонентам по осям х, у и ζ параметра сейсмического волнового поля (таким, как компоненты по осям х, у и ζ скорости частиц), регистрируемого на ί-том приемнике. Каждая из этих трасс данных продолжается от 1=0 до 1=Т, и в нее записываются амплитуды и фазы соответствующей компоненты как функции времени от 1=0 до 1=Т.
Первый этап обработки сейсмических данных заключается в вычислении коэффициентов взаимной корреляции для каждой из сейсмических компонент, зарегистрированных на ί-том приемнике. Поэтому на этапе 31 (фиг. 3) исследуют трассу Эх;(1), данные компоненты по оси х для ί-того приемника. Как схематически показано на фиг. 3(Ь), трасса включает в себя ряд событий, и на этапе 31 определяют коэффициент взаимной корреляции между временным окном % содержащим событие _], и временным окном Тк, содержащим событие к. Получают коэффициент взаимной корреляции между событиями) и к в трассе сейсмических данных с компонентой по оси х, зарегистрированной на ί-том приемнике. Коэффи циент » взаимной корреляции является функцией временного запаздывания и находится в пределах диапазона временного запаздывания от τ=0 до τ=Τ. В общем случае, ^χι будет иметь максимум или минимум при определенном значении временного запаздывания. Временное запаздывание, при котором коэффициент С™ взаимной корреляции имеет максимум или минимум, указывает на временную задержку между событием _] и событием к, а значение коэффициента взаимной корреляции при его максимуме или минимуме указывает на степень корреляции между событием _] и событием к. Если события _], к образуют дублет, то они должны иметь подобные колебательные сигналы, и поэтому максимальное значение коэффициента ^χι взаимной корреляции должно быть близко к 1.
Коэффициент у‘ ' т' взаимной корреляции для событий.] и к в ϋγί(τ), в трассе сейсмических данных с компонентой по оси у для ί-того приемника, получают аналогичным образом на этапе 32 путем взаимной корреляции временного окна, содержащего событие _] в трассе сейсмических данных с компонентой по оси у, с временным окном, содержащим событие к в трассе сейсмических данных с компоненных с компонентой по оси ζ, ϋζ;(τ), получают на этапе 33 путем взаимной корреляции временного окна, содержащего событие _] в трассе данных с компонентой по оси ζ, с временным окном, содержащим событие к в трассе данных с компонентой по оси ζ. Нет необходимости выполнять этапы 31, 32 и 33 в описанном порядке, и, в принципе, они могут быть выполнены одновременно.
- 5 008782 предпочтительно вычислять в частотной области в соответствии с уравнением (2), это обычно будет быстрее, чем вычисление коэффициентов взаимной корреляции во временной области. Однако, в принципе, коэффициенты взаимной корреляции могут быть вычислены и во временной области.
Затем на этапе 34 объединенный коэффициент взаимной корреляции для событий _] и к в трассах данных, зарегистрированных с помощью ί-того приемника, получают на основании отдельных коэффициентов взаимной корреляции для этих событий в компонентах по осям х, у и ζ сейсмических данных, зарегистрированных на ί-том приемнике. В одном варианте осуществления объединенный коэффициент взаимной корреляции для событий _] и к для ί-того приемника получают просто путем усреднения отдельных коэффициентов взаимной корреляции, полученных для этих событий в компонентах по осям х, у и ζ сейсмических данных, зарегистрированных на ί-том приемнике. Однако в предпочтительном варианте осуществления используют процесс взвешенного усреднения, в котором объединенный коэффици• · С]к (τ) ент взаимной корреляции для событий _] и к для ί-того приемника, 1<1' 7 ’ определяют в соответствии с уравнением
В уравнении (3) х‘ ' у' и представляют собой коэффициенты взаимной корреляции для событий _] и к, соответственно, компоненты по осям х, у и ζ сейсмических данных, зарегистрированных на ί-том приемнике, и Ах, Ау и Αζ представляют собой максимальные амплитуды для компонентов по осям х, у и ζ сейсмических данных, зарегистрированных на ί-том приемнике. И опять, коэфС7* фициент взаимной корреляции является функцией временного запаздывания и находится в пределах диапазона временного запаздывания от τ=0 до т=Т.
Эффект от этапа усреднения заключается в повышении веса, установленного для пары событий, которые наблюдаются с одним и тем же временным запаздыванием или аналогичным временным запаздыванием, в компонентах по осям х, у и ζ данных, зарегистрированных на ί-том приемнике. Пара событий, имеющих сильную взаимную корреляцию при определенном временном запаздывании в одной компоненте данных, но которые не имеют большого коэффициента взаимной корреляции в других компонентах данных, будет иметь значение, уменьшенное благодаря процессу усреднения. Использование взвешенного среднего из уравнения (3) уменьшает влияние шума на определение коэффициента взаимной корреляции, поскольку амплитудное взвешивание вводится уравнением (3).
Далее на этапе 35 определяют, вычислен ли коэффициент взаимной корреляции для событий _] и к для всех приемников. Если на этапе 35 получают определение «нет», на этапе 36 увеличивают объем соответствующих вычислений, а этапы 31, 32, 33 и 34 повторяют, чтобы определить коэффициент С]к (τ) /?./+ц / взаимной корреляции для событий _] и к для (1+1)-го приемника. Этапы 35, 36 и с 31 по 34 повторяют до тех пор, пока не будет определен коэффициент взаимной корреляции для событий _] и к для каждого приемника.
Следующий этап заключается в определении общего коэффициента взаимной корреляции по коэффициентам взаимной корреляции для каждого приемника. Как отмечено выше, в сейсморазведочной компоновке, имеющей близко расположенные приемники (например, разнесение приемников составляет около 50 м), два события из дублета должны наблюдаться в сейсмических данных, зарегистрированных на всех приемниках, при, по существу, одинаковом временном запаздывании для всех приемников, а пары событий, которые зарегистрированы с аналогичным временным запаздыванием на каждом приемнике, будут вносить вклад в высокое значение для общего коэффициента взаимной корреляции. Однако пара событий, наблюдаемая при определенном временном запаздывании в данных, зарегистрированных на одном приемнике, но которая не соответствует паре событий при аналогичном временном запаздывании в данных, зарегистрированных на других приемниках, не будет создавать высокого значения для общего коэффициента взаимной корреляции.
В одном варианте осуществления изобретения общий коэффициент СДт) взаимной корреляции для С 74 ίτ) событий _] и к получают путем нахождения среднего значения коэффициентов 1{ί' 7 для каждого приемника. Однако вряд ли временное запаздывание между двумя событиями из дублета будет совершенно одинаковым в данных, зарегистрированных на всех приемниках, поскольку расстояние источник(Ук ) приемник будет различным для разных приемников. Простое суммирование значений отдельных «<' 7 С7* (τ ) обычно не будет эффективным, поскольку временная задержка, при которой ’К‘' 7 является максимальным, будет немного меняться от одного приемника к другому. Поэтому в предпочтительном вариан те осуществления процесс усреднения осуществляют в пределах временного окна, в котором учитывают ожидаемое изменение временного запаздывания от одного приемника к другому. Схематически это показано на фиг. 3(с). Временное окно может быть задано пользователем с учетом, например, разнесения
- 6 008782 приемников и скорости энергии сейсмических волн в слое коллектора.
В этом варианте осуществления общий коэффициент Ο^(τ) взаимной корреляции для событий _] и к получают путем нахождения временной задержки, при которой в выбранном временном окне среднее из коэффициентов и' 7 для каждого приемника является наибольшим. А именно
В уравнении (4) т представляет собой коэффициент взаимной корреляции для событий _] и к для ί-того приемника, т обозначает число приемников и τ;ε(τ1-δΐ, τχ+δΐ) при 1=1,...т.
Уравнение (4) включает в себя временное окно 2δΐ для временного запаздывания, которое, как отмечено выше, может быть задано пользователем. Пара событий, которые наблюдаются в пределах этого окна в случае временного запаздывания в данных, зарегистрированных на всех приемниках, будет вносить вклад в максимум общего коэффициента С(т) взаимной корреляции.
На этапе 37 из фиг. 3(а) определяют общий коэффициент Ο^(τ) взаимной корреляции.
Затем этот процесс повторяют для других пар различных событий в трассах сейсмических данных. Коэффициент корреляции колебательного сигнала с самим собой всегда имеет пиковое значение 1 при нулевом временном запаздывании. Поэтому предпочтительно осуществлять способ так, чтобы на этапах 31, 32 и 33 исключалось определение коэффициента корреляции события с самим собой. Это схематически представлено на фиг. 3(а) этапом 38 определения, найден ли общий коэффициент взаимной корреляции для каждой пары различных событий в трассах данных, и этапом 39 выбора другой пары различных событий (такой, как событие к и событие 1) в случае, если на этапе 38 определено «нет». Далее этапы 3137 повторяют для новой пары событий.
На фиг. 4 показаны результаты при осуществлении способа настоящего изобретения. Результаты были получены путем применения описанного выше способа к набору синтетических данных, синтезированных для области известных местоположений событий и области известных механизмов источников. Данные были синтезированы для трех приемников для моделирования ствола скважины, расположенного вдоль вертикальной линии.
При моделировании использовались 20 источников, расположенных в различных местах в пространстве. Моделировались компоненты по осям х, у и ζ сейсмических данных, регистрируемых на каждом приемнике в результате излучения энергии сейсмических волн в каждом месте расположения источника.
Затем осуществляли взаимную корреляцию модельных сейсмических данных. Взаимную корреляцию осуществляли в соответствии со способом, описанным выше, то есть соответствующий коэффициент взаимной корреляции определяли для пары событий в каждой из компонент по осям х, у и ζ сейсмических данных, смоделированных для одного приемника, и объединенный коэффициент взаимной корреляции для событий применительно к такому приемнику получали, используя уравнение (3), как взвешенное среднее соответствующих коэффициентов взаимной корреляции. Объединенный коэффициент взаимной корреляции для второго приемника и третьего приемника получали аналогичным образом, а общий коэффициент взаимной корреляции для трех приемников получали, используя уравнение (4).
Этот процесс повторяли для каждого сочетания двух наборов данных, смоделированных для различных мест расположения источников.
На фиг. 4 показана зависимость наибольшей величины общего коэффициента Ο^(τ) взаимной корреляции от разноса событий. Разнос событий представляет собой расстояние между местами расположения двух источников, используемых при взаимной корреляции.
Предполагается, что два события из дублета должны иметь разнос событий не больше одной четверти доминирующей длины сейсмической волны. В модельных данных на фиг. 4 доминирующая частота составляла около 100 Гц и при принятой максимальной скорости сейсмической волны 6000 м/с одна четверть доминирующей длины волны составляла около 15 м. Поэтому предполагается, что дублеты должны иметь разнос событий меньше чем около 15 м.
На фиг. 4 показано, что при разносах событий меньше 15 м, когда принимается, что все события являются дублетами, общие коэффициенты С(т) взаимной корреляции обычно имеют максимальное значение больше чем 0,9. При разносах событий больше 15 м, когда принимается, что события являются недублетами, общие коэффициенты взаимной корреляции обычно меньше чем 0,9. Было обнаружено, что при разносах событий больше чем 15 м среднее общих коэффициентов взаимной корреляции равно 0, так что, в среднем, корреляция не существует.
На фиг. 4 можно видеть, что одним критерием, пригодным для отличия дублетов от недублетов, должно быть определение, больше ли чем 0,9 общий коэффициент взаимной корреляции. Если общий коэффициент взаимной корреляции >0,9, можно принять, что пара событий образует дублет. В результатах этим критерием правильно идентифицированы 97% дублетов.
- 7 008782
Критерием общего коэффициента взаимной корреляции, большего чем 0,9, идентифицируются как дублеты немногие пары событий, которые имеют разнос событий от 15 до 50 м. Поскольку эти события имеют разнос событий больше одной четверти доминирующей длины волны, в общем случае, они не могут относиться к дублетам. Хотя синтетическая модель намного проще, чем реальная структура геологической среды, они прошли через структуру, подобную геологической среде. Поэтому события могут рассматриваться как дублеты для простой модели геологической среды, использованной при вычислениях.
Результаты были получены путем использования трасс синтетических сейсмических данных, свободных от шума. Влияние шума было исследовано путем добавления шума к трассам синтетических данных. Было установлено, что с повышением уровня шума происходит обычное снижение величины общего коэффициента С(т) взаимной корреляции и что становится труднее отличать дублеты от недублетов. При добавлении шума в количестве 5% были получены результаты, аналогичные результатам, приведенным на фиг. 4, и пороговое значение 0,9 для идентификации мультиплетов все еще было применимым. В случае добавления шума в количестве 10% пороговое значение для идентификации дублетов падало до 0,85, и повышенное число событий с разносами больше чем 15 м идентифицировалось как дублеты. Когда использовался уровень шума около 20%, происходило дальнейшее падение порогового значения для идентификации дублетов до 0,65. При уровне шума 50% было невозможно задать пороговое значение для идентификации дублетов, даже хотя все еще было различие в характере коэффициента взаимной корреляции для дублетов по сравнению с недублетами. В случае уровней шума, превышающих 20%, было трудно использовать заявленный способ.
На фиг. 5 показана блок-схема устройства 10 обработки данных согласно настоящему изобретению. Устройство содержит программируемый процессор 11 данных с памятью 12 для хранения программ, например, в виде постоянного запоминающего устройства (ПЗУ), хранящего программу для управления процессором 11 данных для осуществления любого из способов обработки, описанных выше. Устройство также содержит энергонезависимую память 13 для чтения/записи, предназначенную для сохранения, например, любых данных, которые должны быть сохранены при отсутствии питания. «Рабочая» или сверхоперативная память для процессора данных снабжена памятью 14 с произвольным доступом (ОЗУ). Входной интерфейс предусмотрен для приема команд и данных. Выходной интерфейс 16 предусмотрен для отображения информации, относящейся к ходу и результатам способа. Сейсмические данные могут быть поданы для обработки через входной интерфейс 15 или в качестве альтернативы могут быть извлечены из машиночитаемого устройства 17 для хранения данных.
Программа для работы устройства и для осуществления способа, описанного выше, хранятся в памяти 12 для хранения программ, которая может быть реализована в виде полупроводниковой памяти, например, в виде хорошо известного постоянного запоминающего устройства. Однако программа может храниться на любом другом подходящем носителе данных, таком как магнитный носитель данных, например на «дискете» или на неперезаписываемом компакт-диске 12Ь.
Claims (24)
1. Способ идентификации пассивных сейсмических событий в сейсмических данных, которые содержат, по меньшей мере, трассы первых сейсмических данных, зарегистрированные на первом сейсмическом приемнике, и трассы вторых сейсмических данных, зарегистрированные на втором приемнике, пространственно разнесенном от первого приемника, заключающийся в том, что определяют общую меру подобия для пары пассивных сейсмических событий в сейсмических трассах, при этом общая мера подобия указывает на подобие между событиями, зарегистрированными на первом сейсмическом приемнике, и подобие между событиями, зарегистрированными на втором сейсмическом приемнике.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что способ является способом обработки в реальном масштабе времени.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что общая мера подобия представляет собой общий коэффициент корреляции, указывающий на корреляцию между событиями, зарегистрированными на первом сейсмическом приемнике, и корреляцию между событиями, зарегистрированными на втором сейсмическом приемнике.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что при определении общего коэффициента взаимной корреляции:
(a) определяют первый коэффициент корреляции для пары событий на основании первых данных, (b) определяют второй коэффициент корреляции для пары событий на основании вторых данных, (c) определяют общий коэффициент корреляции для пары событий по первому коэффициенту корреляции и второму коэффициенту корреляции.
5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что дополнительно сравнивают общую меру подобия для пары событий с предварительно заданным порогом.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что дополнительно идентифицируют пару сейсмических событий как дублет, если общая мера подобия равна или больше, чем первый порог.
7. Способ по любому из пп.4-6, отличающийся тем, что используют первый сейсмический прием
- 8 008782 ник, представляющий собой многокомпонентный сейсмический приемник, при этом на этапе (а):
(1) определяют соответствующие коэффициенты корреляции для пары событий для каждой компоненты данных, зарегистрированной с помощью первого сейсмического приемника, (ΐΐ) определяют первый коэффициент корреляции для пары событий по соответствующим коэффициентам корреляции.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что на этапе (1) определяют соответствующие коэффициенты корреляции в частотной области.
9. Способ по любому из пп.7 или 8, отличающийся тем, что на этапе (ΐΐ) определяют первый коэффициент корреляции в виде взвешенного среднего соответствующих коэффициентов корреляции.
10. Способ по любому из пп.4-6, отличающийся тем, что используют второй сейсмический приемник, который представляет собой многокомпонентный сейсмический приемник, а на этапе (Ь):
(1) определяют соответствующие коэффициенты корреляции для пар событий для каждой компоненты данных, зарегистрированной с помощью второго сейсмического приемника, (ΐΐ) определяют второй коэффициент корреляции для пары событий по соответствующим коэффициентам корреляции для каждой компоненты данных, зарегистрированной с помощью второго сейсми ческого приемника.
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что на этапе (1) определяют соответствующие коэффициенты корреляции в частотной области.
12. Способ по любому из пп.10 или 11, отличающийся тем, что на этапе (ΐΐ) определяют второй коэффициент корреляции в виде взвешенного среднего соответствующих коэффициентов корреляции для каждой компоненты данных, зарегистрированной с помощью второго сейсмического приемника.
13. Способ по любому из пп.4-6, отличающийся тем, что на этапе (с) определяют общий коэффициент корреляции для пары событий в виде среднего первого коэффициента корреляции для пары событий и второго коэффициента корреляции для пары событий.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что определяют общий коэффициент корреляции для пары событий согласно уравнению где СК; - коэффициент взаимной корреляции для пары событий для ΐ-того приемника; τ;ε(τ1-δΐ, τ1+δΐ) при 1=1,...т; т - число приемников.
15. Способ регистрации сейсмических данных, заключающийся в том, что осуществляют регистрацию первых сейсмических данных на первом сейсмическом приемнике и одновременно регистрацию вторых сейсмических данных на втором сейсмическом приемнике, пространственно разнесенном от первого сейсмического приемника, и осуществляют обработку первых и вторых сейсмических данных в соответствии со способом по любому из пп.1-14.
16. Устройство для идентификации пассивных сейсмических событий в сейсмических данных, содержащих первые данные, зарегистрированные на первом сейсмическом приемнике, и вторые сейсмические данные, зарегистрированные на втором сейсмическом приемнике, пространственно разнесенном от первого приемника, содержащее средство для определения общей меры подобия для пары пассивных сейсмических событий в сейсмических трассах, при этом общая мера подобия указывает на подобие между событиями в пределах трасс первых данных и на подобие между событиями в пределах трасс вторых данных.
17. Устройство по п.16, отличающееся тем, что выполнено с возможностью обработки сейсмических данных в реальном масштабе времени.
18. Устройство по любому из пп.16 или 17, отличающееся тем, что выполнено с возможностью определения в качестве общей меры подобия общего коэффициента корреляции, указывающего на корреляцию между событиями в пределах трасс первых данных и корреляцию между событиями в пределах трасс вторых данных.
19. Устройство по п.18, отличающееся тем, что содержит средство для определения первого коэффициента корреляции для пары событий на основании первых данных, средство для определения второго коэффициента корреляции для пары событий на основании вторых данных, средство для определения общего коэффициента корреляции для пары событий по первому коэффициенту корреляции и второму коэффициенту корреляции.
20. Устройство по любому из пп.16-19, отличающееся тем, что дополнительно содержит средство для сравнения общей меры подобия для пары событий с заранее заданным порогом.
21. Устройство по любому из пп.16-20, отличающееся тем, что содержит программируемый процессор данных.
22. Носитель данных, содержащий программу для процессора данных устройства для идентификации пассивных сейсмических событий в сейсмических данных.
- 9 008782
23. Носитель данных, содержащий программу для управления программируемым процессором данных, для осуществления способа идентификации пассивных сейсмических событий в сейсмических данных по любому из пп.1-14.
24. Программа для управления компьютером для осуществления способа идентификации пассивных сейсмических событий в сейсмических данных по любому из пп.1-14.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB0315790A GB2403803B (en) | 2003-07-05 | 2003-07-05 | Processing seismic data |
| PCT/GB2004/002614 WO2005006020A1 (en) | 2003-07-05 | 2004-06-17 | Passive seismic event detection |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200600179A1 EA200600179A1 (ru) | 2006-06-30 |
| EA008782B1 true EA008782B1 (ru) | 2007-08-31 |
Family
ID=27741654
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200600179A EA008782B1 (ru) | 2003-07-05 | 2004-06-17 | Обнаружение пассивных сейсмических событий |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7660198B2 (ru) |
| CA (1) | CA2531347C (ru) |
| EA (1) | EA008782B1 (ru) |
| GB (1) | GB2403803B (ru) |
| NO (1) | NO20060075L (ru) |
| WO (1) | WO2005006020A1 (ru) |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7676326B2 (en) * | 2006-06-09 | 2010-03-09 | Spectraseis Ag | VH Reservoir Mapping |
| GB2439571B (en) | 2006-06-28 | 2008-11-12 | Schlumberger Holdings | Method for updating a model of the earth using microseismic measurements |
| DE602007009938D1 (ru) | 2006-06-30 | 2010-12-02 | Spectraseis Ag | |
| US7663970B2 (en) * | 2006-09-15 | 2010-02-16 | Microseismic, Inc. | Method for passive seismic emission tomography |
| US8107317B2 (en) * | 2006-12-28 | 2012-01-31 | Schlumberger Technology Corporation | Technique and system for performing a cross well survey |
| EP2150841A1 (en) * | 2007-05-17 | 2010-02-10 | Spectraseis AG | Seismic attributes for reservoir localization |
| US20090185448A1 (en) * | 2008-01-19 | 2009-07-23 | Duncan Peter M | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
| US7986587B2 (en) * | 2008-03-20 | 2011-07-26 | Microseismic, Inc. | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
| KR100903949B1 (ko) * | 2008-05-09 | 2009-06-25 | 한국지질자원연구원 | 지반구조물의 파괴 예측방법 |
| US8908473B2 (en) | 2008-12-23 | 2014-12-09 | Schlumberger Technology Corporation | Method of subsurface imaging using microseismic data |
| FR2946153B1 (fr) * | 2009-05-27 | 2011-06-10 | Cggveritas Services Sa | Procede de surveillance d'une zone du sous-sol, notamment lors d'operations de fracturation provoquee |
| US9013956B2 (en) * | 2009-10-27 | 2015-04-21 | Chevron U.S.A Inc. | Method and system for seismic imaging and earth modeling using beam tomography |
| US9410421B2 (en) | 2009-12-21 | 2016-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for microseismic analysis |
| US9513402B2 (en) | 2011-08-23 | 2016-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating fracture dimensions from microseismic data |
| US9945970B1 (en) * | 2011-08-29 | 2018-04-17 | Seismic Innovations | Method and apparatus for modeling microseismic event location estimate accuracy |
| US11774616B2 (en) | 2011-08-29 | 2023-10-03 | Seismic Innovations | Method and system for microseismic event location error analysis and display |
| GB2503903B (en) | 2012-07-11 | 2015-08-26 | Schlumberger Holdings | Fracture monitoring and characterisation |
| US10466378B2 (en) * | 2014-09-03 | 2019-11-05 | Pgs Geophysical As | Impact assessment of marine seismic surveys |
| CN105893723A (zh) * | 2014-10-15 | 2016-08-24 | 长沙矿山研究院有限责任公司 | 一种基于微震事件簇群pca法岩体断层滑移面产状计算方法 |
| CN104459788B (zh) * | 2014-11-26 | 2017-01-18 | 中国石油天然气集团公司 | 一种确定地震数据采集参数的方法及系统 |
| CN104749627B (zh) * | 2015-03-23 | 2017-06-23 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司地球物理勘探公司 | 基于相似性的微地震信号凸显方法 |
| CN110389377B (zh) * | 2018-04-23 | 2020-11-27 | 中国海洋大学 | 基于波形互相关系数相乘的微震偏移成像定位方法 |
| CN110761841B (zh) * | 2019-10-28 | 2021-06-04 | 煤炭科学技术研究院有限公司 | 一种基于微震监测的矿井群工作面开采互扰范围计算方法 |
| CN110967760B (zh) * | 2019-12-02 | 2022-02-11 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种微地震数据的降噪处理方法和装置 |
| WO2023279100A1 (en) * | 2021-07-01 | 2023-01-05 | Deep Imaging Technologies, Inc. | Detection of near subsurface voids that are resistive or contain conductive elements within the void space |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997039367A1 (en) * | 1996-04-12 | 1997-10-23 | Amoco Corporation | Method and apparatus for seismic signal processing and exploration |
| US6018498A (en) * | 1998-09-02 | 2000-01-25 | Phillips Petroleum Company | Automated seismic fault detection and picking |
| US20010047245A1 (en) * | 2000-04-17 | 2001-11-29 | Yao-Chou Cheng | Method for imaging discontinuites in seismic data |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5771170A (en) * | 1994-02-14 | 1998-06-23 | Atlantic Richfield Company | System and program for locating seismic events during earth fracture propagation |
| US5747750A (en) * | 1994-08-31 | 1998-05-05 | Exxon Production Research Company | Single well system for mapping sources of acoustic energy |
| US5774417A (en) * | 1996-10-25 | 1998-06-30 | Atlantic Richfield Company | Amplitude and phase compensation in dual-sensor ocean bottom cable seismic data processing |
| FR2797056B1 (fr) * | 1999-07-28 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode d'analyse de signaux acquis pour pointer automatiquement sur eux au moins un instant significatif |
| US6665335B1 (en) * | 1999-11-08 | 2003-12-16 | National Instruments Corporation | System and method for estimating a shift between two signals where one signal is known in advance |
| US6885918B2 (en) * | 2000-06-15 | 2005-04-26 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic monitoring and control method |
| GB2379013B (en) * | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
| US7277797B1 (en) * | 2005-03-29 | 2007-10-02 | Kunitsyn Viatcheslav E | Prediction system and method |
-
2003
- 2003-07-05 GB GB0315790A patent/GB2403803B/en not_active Expired - Fee Related
-
2004
- 2004-06-17 EA EA200600179A patent/EA008782B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-06-17 US US10/561,356 patent/US7660198B2/en active Active
- 2004-06-17 CA CA2531347A patent/CA2531347C/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-17 WO PCT/GB2004/002614 patent/WO2005006020A1/en active Application Filing
-
2006
- 2006-01-05 NO NO20060075A patent/NO20060075L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997039367A1 (en) * | 1996-04-12 | 1997-10-23 | Amoco Corporation | Method and apparatus for seismic signal processing and exploration |
| US6018498A (en) * | 1998-09-02 | 2000-01-25 | Phillips Petroleum Company | Automated seismic fault detection and picking |
| US20010047245A1 (en) * | 2000-04-17 | 2001-11-29 | Yao-Chou Cheng | Method for imaging discontinuites in seismic data |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| HIROKAZU MORIYA ET AL.: "Precise source location of AE doublets by spectral matrix analysis of triaxial hodogram", GEOPHYSICS, vol. 59, no. 1, January 1994 (1994-01), pages 36-45, XP002303290, cited in the application, the whole document * |
| VANCE J.B. ET AL.: "IMPROVED DETERMINATION OF MICROSEISMIC SOURCE LOCATION USING A SIMPLEX TECHNIQUE", IEEE TRANSACTIONS ON INDUSTRY APPLICATIONS, IEEE INC. NEW YORK, US, vol. 24, no. 4, 1 July 1988 (1988-07-01), pages 666-671, XP000005898, ISSN: 0093-9994, the whole document * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060285438A1 (en) | 2006-12-21 |
| CA2531347C (en) | 2015-01-27 |
| EA200600179A1 (ru) | 2006-06-30 |
| GB2403803A (en) | 2005-01-12 |
| GB0315790D0 (en) | 2003-08-13 |
| WO2005006020A1 (en) | 2005-01-20 |
| CA2531347A1 (en) | 2005-01-20 |
| NO20060075L (no) | 2006-03-28 |
| GB2403803B (en) | 2005-09-21 |
| US7660198B2 (en) | 2010-02-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA008782B1 (ru) | Обнаружение пассивных сейсмических событий | |
| Verdon et al. | Microseismic monitoring using a fiber-optic distributed acoustic sensor array | |
| CN104335072B (zh) | 利用多个阵列的集成的被动和主动地震勘测 | |
| Zimmer | Microseismic design studies | |
| US9329288B2 (en) | Data acquisition and prestack migration based on seismic visibility analysis | |
| Pesicek et al. | Picking versus stacking in a modern microearthquake location: Comparison of results from a surface passive seismic monitoring array in Oklahoma | |
| EA037851B1 (ru) | Способ сейсмической съемки | |
| Witten et al. | Signal-to-noise estimates of time-reverse images | |
| Thornton et al. | Uncertainty in surface microseismic monitoring | |
| CA2767552A1 (en) | Reservoir mapping with fracture pulse signal background | |
| Maxwell et al. | Key criteria for a successful microseismic project | |
| CA2409041C (en) | Seismic method of performing the time picking step | |
| US20150268365A1 (en) | Method to characterize geological formations using secondary source seismic data | |
| EA038823B1 (ru) | Система и способ коррекции дрейфа тактового генератора приемника | |
| Olsen et al. | Constraints of crustal heterogeneity and Q (f) from regional (< 4 Hz) wave propagation for the 2009 North Korea nuclear test | |
| Xuan et al. | Probabilistic microearthquake location for reservoir monitoring | |
| Gajek et al. | Results of the downhole microseismic monitoring at a pilot hydraulic fracturing site in Poland—Part 1: Event location and stimulation performance | |
| Sargent et al. | Improving the interpretability of air-gun seismic reflection data using deterministic filters: A case history from offshore Cape Leeuwin, southwest Australia | |
| Sicking et al. | Forecasting reservoir performance by mapping seismic emissions | |
| WO2002023222A1 (en) | Illumination weighted imaging condition for migrated seismic data | |
| US20190146108A1 (en) | System and method for assessing the presence of hydrocarbons in a subterranean reservoir based on seismic data | |
| RU2300126C1 (ru) | Способ геофизической разведки для выявления малоамплитудных тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород в трехмерном межскважинном пространстве | |
| Cankurtaranlar et al. | Utilization of ambient noise seismic interferometry to retrieve P‐wave reflections at Soma coal basin, Western Turkey | |
| Diller et al. | Will your surface microseismic hydraulic fracture monitoring project be successful? | |
| Ayeni et al. | Extending reservoir property prediction with pseudo-wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |