EA011273B1

EA011273B1 - Система и способ использования характеристик годографов для получения, обработки и отображения данных электромагнитных исследований с использованием управляемых источников во временной области

Info

Publication number: EA011273B1
Application number: EA200701754A
Authority: EA
Inventors: Леон А. Томсен; Нормэн А. Элледжэр; Джозеф А. Дэллинджер; Петр Джилек; Дэниэл Джонсон; Гейньюан Ксиа
Original assignee: Бп Корпорейшн Норт Америка Инк.
Priority date: 2005-02-18
Filing date: 2006-02-21
Publication date: 2009-02-27
Also published as: AU2006214069B2; CN101124491A; WO2006089269A8; US20090204330A1; NZ560518A; EP1849026A2; US7502690B2; AU2006214069A1; WO2006089269A2; EG25847A; EA200701754A1; AU2011201258B2; CA2598024A1; AU2011201258A1; US7941273B2; WO2006089269A3; NO20074751L; US20060203613A1

Abstract

В изобретении предлагается система и способ получения, обработки и визуализации данных электромагнитных измерений с управляемым источником (t-CSEM-данные) с использованием методов, сходных с теми, которые используются в сейсморазведке. В частности, в настоящем изобретении используются годографы t-CSEM-данных, что позволяет рассчитывать и осуществлять t-CSEM-исследования для обеспечения последующей оптимальной обработки и получения изображений. В настоящем изобретении показано, как внести поправки в трассы t-CSEM-данных для компенсации затухания и рассеяния, так что их характеристики становятся более похожими на характеристики сейсмических данных и обработанные t-CSEM-данные могут быть обработаны с помощью алгоритмов, аналогичных алгоритмам обработки сейсмических данных. Полученные изображения для t-CSEM-данных, особенно в сочетании с соответствующими изображениями для сейсмических данных, могут быть использованы для прогнозов в отношении местонахождения резервуаров углеводородов.

Description

Область техники

Настоящее изобретение относится, в общем, к области геофизической разведки на углеводороды и, более конкретно, к способам сбора и анализа данных во временной области электромагнитной разведки с использованием искусственного источника.

Предпосылки для создания изобретения

Методы электромагнитной разведки

Измерения электрического удельного сопротивления горных пород земной коры используются уже достаточно длительное время, и одной из целей таких измерений является различение между пластами пород, содержащими углеводороды, и пустыми пластами. Например, записи изменения электрического удельного сопротивления в зависимости от глубины скважины (так называемые каротажные диаграммы электрического удельного сопротивления) осуществляются на протяжении уже многих лет в соответствии со стандартными методиками для определения горизонтов, содержащих углеводороды, в скважине, пробуренной сквозь различные пласты породы. Однако сравнительно недавно стали использоваться методы исследований, которые обеспечивают измерение электрической удельной проводимости пластов с поверхности, без необходимости бурения для этого скважин. См., например, патенты США №№ 4286218, 4617518, 4663593, 4757262, 4792761, 4862089, 5043667, 5467018, 5563513, 5770945, 6191587, 6603313, 6628119 В1, 6696839 В2, 6717411 В2, 6842006 В2, 6900639, 6914433 и публикации заявок США на изобретения №№ 2003/0050759 А1, 2004/0239297 А1, 2005/0017722 А1, 2005/0077902 А1). В этом случае измерения проводятся с земной поверхности, и затем их результаты используются для оценки распределения электрической удельной проводимости геологической среды (см. публикацию Глубинные исследования с использованием переходных электромагнитных процессов, Штаек, К.-М., 1992, ЕГсисг. 373), или же такие измерения проводятся с поверхности воды или у самого дна водоема. Последний вид исследований имеет наибольший интерес для целей настоящего изобретения.

Хотя измерения удельного сопротивления с поверхности могут иметь различные формы, их можно свести к двум основным вариантам: измерения с естественными источниками (магнитотеллурические, МТ) и измерения с использованием управляемых источников (С8ЕМ), под которыми понимаются любые искусственные источники. Как можно видеть из нижеприведенного описания, именно последний вид исследований имеет наибольший интерес для целей настоящего изобретения.

Необходимо иметь в виду, что в некоторых электромагнитных исследованиях, проводимых с поверхности Земли, используются сверхвысокие частоты, и в этом случае распространение волн, возбуждаемых источником в геологической среде, определяется как диэлектрической постоянной пород, так и их удельным сопротивлением. Такая методика исследований называется геологический радар, и, как правило, она обеспечивает зондирование на глубину всего лишь нескольких метров (см. публикацию Экспериментальные исследования вторичного электромагнитного поля погруженной проводящей пластины во временной области, Еуетей, 2005, М.Е., ВеиауШек, А. и Р1егсе, С.1., 2005, Оеорйуыск, 70 (1)). Для проведения зондирования на большей глубине (то есть для разведки углеводородов, которая является предметом настоящего изобретения) необходимо использовать гораздо более низкие частоты (<10 Гц), и в этом случае распространение волн определяется исключительно удельным сопротивлением. Термин С8ЕМ используется в настоящем описании в отношении только таких исследований на низких частотах.

В С8ЕМ-исследованиях, как правило, в качестве источника сигнала используется электрический ток, который возбуждается в геологической среде с помощью одного или нескольких электродов, или линий контакта. В некоторых случаях в качестве источников используются токовые петли, которые возбуждают электромагнитные волны в геологической среде посредством индукции, а не проводимости; ниже, в основном, рассматривается второй способ. Один или несколько электродов могут находиться в контакте с земной поверхностью (например, при наземной разведке), или буксироваться за судном в воде над дном океана (при морской разведке), или находиться в контакте с дном океана. В этом случае приемники размещаются на земной поверхности (или на морском дне) и предназначены для измерения электрического и/или магнитного поля, которые возбуждаются источником в геологической среде. Полученные результаты измерений используются для оценки распределения эффективного или кажущегося удельного сопротивления геологической среды, находящейся под приемниками, в соответствии с методиками, хорошо известными средним специалистам в данной области. Затем информация об удельных сопротивлениях интерпретируется специалистами с целью выявления возможного содержания углеводородов. Следует отметить, что, в зависимости от источника сигнала и схемы проведения исследования, приемники могут располагаться на расстояниях до 20 км от источника.

Вообще говоря, геологическая среда имеет не так много высококонтрастных границ удельных сопротивлений между смежными пластами породы. Однако для пластов, содержащих углеводороды, обычно характерны высокие контрасты удельных сопротивлений (по сравнению с окружающими их пластами), и в результате наземные методы исследований удельного сопротивления длительное время рассматривались как потенциальные прямые индикаторы углеводородов. Например, удельное сопротивление пласта, содержащего углеводороды, могло составлять десятки Ом-м или более, в то время как удельное сопротивление вышележащих и нижележащих водонасыщенных осадочных пород составляет 2 Ом-м

- 1 011273 или менее. Таким образом, при наличии углеводородов в геологической среде методы наземных исследований удельного сопротивления потенциально могут быть использованы для их обнаружения в тех случаях, когда другие методы геофизической разведки могут не дать результатов. В результате в настоящее время проявляется большой интерес к использованию способов исследования с земной поверхности удельного сопротивления для обнаружения новых источников, содержащих защемленные углеводороды, для мониторинга распределения углеводородов в существующих месторождениях (а именно, мониторинг изменений во времени) и т.п.

Хотя имеются различные варианты исследований удельного сопротивления, особенный интерес для целей настоящего изобретения представляют исследования, в которых используется искусственный или управляемый источник (а именно, измерения электромагнитных полей с использованием управляемого источника, далее по тексту С8ЕМ). См., например, патенты США №№ 4617518, 4663593, 5467018, 5563513, 5883515, 6541975, 6603313, 6628110, 6628119 В1, 6696839 В2, 6717411 В2, 6842006 В2, 6891376, 6900639, 6914433, публикации заявок США на изобретения 2003/0050759 А1, 2004/0239297 А1, 2004/232917, 2005/0017722 А1, 2005/0077902 А1 и публикации заявок \У1Р0 на изобретения №№ \¥О 01/57555 А1, \¥О 03/023452, \УО 03/048812. Эта технология, чаще всего, используется на море, и в этом случае электрический диполь или антенная решетка, находящаяся примерно в горизонтальном положении, буксируется судном возле дна моря над приемниками, установленными на дне. Приемники могут быть автономными или же соединяются кабелями. Антенна или решетка электродов подсоединяется к соответствующему электрическому генератору, расположенному на судне (все вместе источник).

В то время, как источник буксируется в непосредственной близости от системы приемников, электромагнитные волны распространяются от источника к приемникам по различным путям (а именно, через воду, через геологическую среду, через границу вода/земля и т. п.), и изменения амплитуд и фаз этих волн измеряются и регистрируются каждым приемником. Затем приемники поднимают с морского дна, и зарегистрированные данные считываются. После этого используются различные алгоритмы обработки для определения пространственного распределения удельного сопротивления в геологической среде, расположенной под приемниками.

Источник обычно запрограммирован для создания низкочастотного электромагнитного сигнала путем изменения напряжения, подаваемого на электрический диполь. В некоторых вариантах в качестве источника сигнала используется переменный ток, полярность которого изменяется с заданной частотой. Любое такое исследование с использованием постоянно включенного источника, работающего на одной или нескольких выбранных частотах, в настоящем описании указывается как электромагнитное исследование с использованием управляемого источника в частотной области (далее по тексту Г-С8ЕМ). Способы и аппаратура Г-С8ЕМ-исследований описываются, например, в публикации Система с активным источником электромагнитного зондирования для использования на море, 8ίη1ια. М.С., Ра1е1, Ρ.Ό., υη5\\ΌΓΐ1ι. М.Е, О^еп, Т.К.Е. и МасСогтаск, М.С.К., 1990, Матте Сеорйу81са1 Кекеатсй, 12, 29-68, которая полностью вводится ссылкой в настоящую заявку.

При применении на море в наиболее широко используемых способах получения С8ЕМ-данных используются Г-С8ЕМ-технологии, и более конкретно используется источник непрерывного излучения, который работает на одной или нескольких дискретных частотах. В патенте США № 6603313 раскрывается хороший пример способа и устройства для Г-С8ЕМ-разведки и указывается несколько других недавних патентов и публикаций, в которых раскрываются аналогичные технологии.

Другая технология с управляемым источником, используемая для наземных исследований удельного сопротивления, известна под названием электромагнитные исследования с использованием управляемого источника во временной области (переходные процессы) (далее по тексту 1-С8ЕМ). В 1С8ЕМ-технологии для возбуждения электромагнитных волн в геологической среде используется электродная или антенная решетка аналогичным образом, как было указано выше в связи с Г-С8ЕМ-технологией, за исключением того, что источник тока вырабатывает импульсные сигналы, имеющие заданную длительность, а также достаточный интервал следования, который обеспечивает распространение сигнала в геологической среде до посылки следующего импульса, в отличие от непрерывного сигнала, излучаемого при использовании Г-С8ЕМ-технологии. См., например, публикации Об оценке ресурсов морских газогидратных месторождений с использованием способа переходных электрических процессов в схеме диполь-диполь, размещенной на морском дне, Еб^атбк, Κ.Ν., 1997, Сеорйуыск, 62, 63-74; Получение изображений осесимметричных геологических структур типа ТАС с помощью исследований переходных процессов, вызываемых электрическим диполем, размещенным на морском дне, Уи, Ь. и Еб^атбк, Κ.Ν., 1996, Сеорйук. Кек. Ьей., 23, 3459-3462; Результаты исследований электромагнитных полей на морском дне над отложениями гидротермальной области хребта Хуан-де-Фука, 3459-3462; №Ье5, И.С., Ьате, Ь.К. и Еб^атбк, Κ.Ν., Сеорйу81са1 1оитпа1 1п1ета1юпа1, 110, 333 - 347; Методы электроразведки на морском дне, Сйауе, Α.Ό., СопйаЫе, 8.С. и Еб^атбк, Κ.Ν., 1пуе8Йда1юп ίη деорйуыск, N 3, Е1ес1готащ1еЦс те(1юЙ5 ίη аррйеб деорйуыск, уо1. 2, аррНсайощ рай В, 931-966; Определение пористости отложений в Найт Инлет с использованием системы измерений переходных электромагнитных процессов, Сйеектащ 8.1., Ьате, Ь.К. и Еб^атбк, Κ.Ν., 1991, Сеотатше Ьейега, 11, 84-89; Способ измерений на морском дне переходных электромагнитных процессов с укороченной базой наблюдения,

- 2 011273

Скеезтап, 8.1., Еб^агбз, Κ..Ν. и Ьате, Ь.К., 1990, СеоркуысД 1оита1, 103, 431-437, и др.

В 1-С8ЕМ-технологии электроды или антенны могут заряжаться от источника постоянного тока, который отключается через заданный интервал времени, в результате чего происходит скачкообразное прекращение электрического тока. Этот переходный электромагнитный процесс распространяется в геологической среде и затем воспринимается приемниками. Информация считывается из приемников через определенный временной интервал после отключения источника тока. Как можно ожидать, эта информация отражает общее ослабление измеренных напряжений по мере того, как проходит время с момента отключения источника. Необходимо отметить, что в этом заключается отличие от 1-С8ЕМ-методов, при которых информация считывается из приемников в процессе перемещения источника тока. Изменения во времени напряжений, которые измеряются после прекращения тока источника, используются для оценки распределения удельного сопротивления геологической среды. 1-С8ЕМ-технологии описываются, например, в вышеуказанной публикации 81гаск, К.-М., 1992, содержание которой полностью вводится ссылкой в настоящую заявку. По большей части 1-С8ЕМ-технологии используются в наземных исследованиях (см., например, вышеуказанную публикацию Еуегей, 2005, для применения при поиске неразорвавшихся боеприпасов, или публикацию Совмещение переходных электромагнитных процессов на больших удалениях с сейсмическими процессами в исследуемой геологической среде, 81гаск. К.-М., νοζοίί, К., 1996, Сеор11у51са1 Ргозресбпд, 44, 99-101, в которой излагаются основы разведки на углеводороды).

Необходимо отметить, что, хотя 1-С8ЕМ-методы применяются в разведке на углеводороды более широко, чем 1-С8ЕМ-методы, однако, они имеют существенные недостатки. Например, 1-С8ЕМ-метод для морских применений лучше всего использовать в тех случаях, когда расстояние до морского дна больше, чем толщина исследуемой геологической среды, более конкретно когда отношение расстояния до дна к толщине исследуемых пластов (или месторождения) превышает примерно 1,5. Что же касается 1-С8ЕМ-методов, описанных в вышеуказанных источниках, то они не имеют таких ограничений.

Поскольку сигнал, принимаемый приемниками в С8ЕМ-измерениях после его прохождения через геологическую среду, имеет очень низкую амплитуду, то его легче обнаруживать в условиях, когда сам источник выключен. Таким образом, безусловным преимуществом исследований с применением 1С8ЕМ-измерений является то, что источник отключается на время получения информации приемниками. Если же используется непрерывный сигнал источника (или он имеет большую длительность), а не одиночный сигнал или сигнал, имеющий небольшую ширину импульсов, то сигнал источника может маскировать изменения напряжения, которые могут быть вызваны неоднородностями пород геологической среды. В международной патентной заявке \¥О 03/023452, поданной ХУгщкГ и патенте США № 5467018, выданном Кие1ег и др., содержание которых вводится ссылкой в настоящую заявку, дается подробное описание 1-С8ЕМ-методов, особенно для наземных применений.

Сейсмический метод

Хотя настоящее изобретение относится, в основном, к приему, анализу и обработке данных, полученных в результате измерения электромагнитных волн управляемого источника, однако, краткий обзор некоторых характерных особенностей сейсмического метода будет полезным для последующего описания. Исследования с использованием отраженных сейсмических волн представляют получение изображений или картирование геологической среды путем посылки в почву акустического сигнала и измерения отражений, которые возвращаются от нижележащих пластов пород. Источником акустического сигнала может быть, например, взрыв, или наземные сейсмические вибраторы, или пневматическая пушка при исследованиях, проводимых на море. При сейсмическом исследовании источник сигнала размещается в различных точках у земной поверхности над представляющей интерес геологической структурой. Каждый раз при включении источника он излучает сейсмический сигнал, который распространяется вниз через геологическую среду, где он отражается, и уже отраженный сигнал записывается большим количеством приемников, размещенных на земной поверхности или вблизи нее. Затем сигналы, полученные для различных взаимных положений источника и приемников, объединяются для получения плотно расположенных разрезов геологической среды, которые могут охватывать достаточной большую область этой среды. При двухмерном сейсмическом исследовании точки измерений, как правило, размещают по одной линии, в то время как при трехмерном исследовании точки измерений распределяют по поверхности в форме сетки. Упрощая, можно сказать, что линия при двухмерном исследовании дает картину профиля (вертикальный разрез) пластов породы в геологической среде непосредственно под линией размещения приемников. В результате трехмерного исследования получают данные, которые дают трехмерное представление о геологической среде, лежащей под областью проведения измерений. Хотя, в действительности, и двухмерный, и трехмерный методы обеспечивают получение информации только в отношении некоторого объема геологической среды, лежащей под областью, охваченной исследованиями.

Результаты сейсмического исследования представляют собой большое количество отдельных записей измеренных сейсмических волн или сейсмотрасс. В типичном двухмерном исследовании обычно получают несколько десятков тысяч сейсмотрасс, в то время как в трехмерном исследовании количество таких сейсмотрасс может достигать нескольких миллионов. Глава 1, стр. 9-89, публикации УПпки, 1987, содержит основы общепринятой обработки результатов двухмерного исследования, и содержание ука

- 3 011273 занной главы вводится ссылкой в настоящую заявку. Общую исходную информацию, относящуюся к получению и обработке информации трехмерного исследования, можно найти в главе 6, стр. 384-427, публикации УПтах. содержание которой также вводится ссылкой в настоящую заявку.

Сейсмотрасса - это цифровая запись величины энергии акустической волны, отраженной от неоднородностей или разрывов в геологической среде. Обычно в случае изменения упругих свойств материалов геологической среды происходит частичное отражение. Точки (выборки) на сейсмотрассе обычно получают с интервалом 0,002 с (2 мс или 2 мс), хотя могут использоваться также такие интервалы, как 4 и 1 мс. Каждая дискретная выборка на типичной цифровой сейсмотрассе связана с определенным временем, прошедшим с начала включения источника акустического сигнала. Отраженный сигнал представляет собой результат прохождения излученного сигнала от источника до отражающего объекта и обратно к земной поверхности (если, конечно, и источник, и приемник размещены на поверхности), и он отображается на сейсмотрассе в виде определенной амплитуды. На практике, используются различные модификации вышеуказанной схемы источник-приемник, например исследования с вертикальным сейсмическим профилем, исследования на дне океана и др. Далее, положения источника и приемника, соответствующего каждой сейсмотрассе сейсмического исследования, на поверхности точно измеряются и обычно составляют часть самой сейсмотрассы (как часть информации заголовка сейсмотрассы). Это позволяет позже увязать сейсмическую информацию, содержащуюся в сейсмотрассах, с конкретными точками поверхности и геологической среды, в результате чего обеспечивается возможность переноса сейсмической информации и полученных из нее характеристик на карту (картирование) и анализ этой информации.

За многие десятилетия технологии сейсмических исследований серьезно продвинулись вперед, и современные специалисты-практики используют предполагаемые характеристики годографов для оптимального расчета схемы выполнения исследования для обеспечения последующего анализа. Под термином характеристики годографа понимаются те характеристики измерений электромагнитных процессов, которые изменяются в зависимости от естественного времени, прошедшего с момента включения источника (время распространения от источника к приемнику), и от взаимного расположения источников и приемников (векторное или скалярное расстояние между источником и приемником). В качестве факторов, которые влияют на расчет схемы выполнения сейсмических исследований и которые содержат годограф, можно указать, в частности, такие, как позиции приемников, позиция источника, пространственное расположение структурных элементов внутри геологической среды, частоты в измеренных данных и др. Следует иметь в виду, что для целей настоящего изобретения термин расстояние, используемый в описании, следует понимать в широком смысле, то есть векторное расстояние, скалярное расстояние или то и другое, в зависимости от контекста.

Аналогично, за многие десятилетия развития методы обработки данных, полученных в сейсмических исследованиях, были существенно усовершенствованы, и современные специалисты-практики, опять же, используют характеристики годографов полученных данных для их оптимальной обработки. Примерами методов обработки информации сейсмических исследований, в которых используются выборки сейсмотрассы, соответствующие расстоянию источник-приемник (годограф), являются, в частности, фильтрация по скорости, частотно-волновочисленная (ί-к) фильтрация, фильтрация в области наклонного суммирования, подавление начальных отсчетов сейсмотрассы (то есть обнуление значений сейсмотрассы для всех выборок, которые делаются до прихода первого сигнала), изменение амплитуды отраженного сигнала в зависимости от удаления, определение скорости, послойная визуализация и др.

Кроме того, за многие десятилетия развития методы получения изображения были существенно усовершенствованы, и современные специалисты-практики используют характеристики годографов полученных данных для оптимизации отображения этих данных. Получение изображений является процессом построения изображений в ограниченной полосе частот непосредственно из полученных данных (либо двухмерных, либо трехмерных, в зависимости от схемы исследования). Построение изображений может быть противопоставлено решению обратной задачи, которое является способом использования данных для оценки параметров задуманной модели. Также в качестве примеров методов обработки информации сейсмических исследований, которые используют годограф, можно привести исключение нормального приращения времени, исключение приращения времени, вызванного наклоном отражающей границы, миграцию (временную или глубинную), послойную визуализацию, оценку скорости и др.

Например, простейшая форма получения изображений называется суммированием по общей глубинной точке, в котором принятые отраженные сигналы (возможно, с шумоподавлением) сортируются в трассы с общей глубинной точкой, то есть в группы сейсмотрасс, геометрические схемы получения которых характеризуются одинаковыми средними точками (между позициями источников и позициями приемников), корректируются с учетом разницы времен приходов (приращение времени) отраженных сигналов для различных смещений (расстояний между источником и приемником для каждой полученной сейсмотрассы) и затем суммируются. Более сложным видом обработки является суммирование по общей точке изображения, в котором в обработку включается информация, полученная для различных путей распространения сигнала в геологической среде, для настройки сортировки и корректировки для компенсации разницы времен прихода отраженных сигналов для конкретных отражающих объектов, представляющих интерес.

- 4 011273

Корректировки по годографу, которые применяются к информации сейсмических исследований, включают определение функции распределения скорости, которая обычно определяется по этой информации эмпирически и является переменной по 1, 2 или 3 пространственным измерениям (или как в пространстве, так и во времени). Хотя скорости распространения сейсмических волн могут быть определены самыми различным образом, однако, наиболее широко используемыми способами являются когерентный анализ и послойный анализ (томографический).

Сейсмические данные, которые были получены и обработаны соответствующим образом, могут дать богатейшую информацию специалистам геологоразведочных компаний, которые занимаются определением потенциальных зон для разведочных буровых скважин. Например, сейсмические исследования могут обеспечить специалистов обширной информацией о структуре пород геологической среды, по которой часто могут быть обнаружены важные особенности, связанные с включениями углеводородов, такие как, например, разломы, складки, антиклинали, несогласные залегания, подземные соляные куполы и гряды. При обработке на компьютере сейсмических данных в обычном порядке оцениваются скорости акустической волны в породах геологической среды и выявляются и отображаются неоднородности характеристик породы вблизи поверхности. В некоторых случаях сейсмические данные могут использоваться для непосредственной оценки пористости породы (доля объема пор в породе), водонасыщенности (доля объема пор, которые заполнены водой) и содержания углеводородов (доля объема пор, которые заполнены углеводородами). В других способах характеристики формы сейсмотрасс, такие как фаза, пиковая амплитуда, отношение пикового значения к локальному минимуму, зависимость амплитуды отраженного сигнала от удаления и многие другие, часто могут быть эмпирически сопоставлены с известными проявлениями углеводородов, и такое сопоставление может быть применено к сейсмическим данным, полученным для новых объектов разведки.

Хотя эти технологии получения и обработки сейсмических данных хорошо проработаны и изучены и часто бывают весьма эффективными, однако, все-таки во многих случаях эффективность их невысока по целому ряду причин. До настоящего времени, как это хорошо известно в технике геофизических исследований и интерпретации полученных данных, имеется потребность в способе получения картины распределения удельного сопротивления геологической среды, который не имеет ограничений, присущих известным способам сейсмической разведки. Соответственно, необходимо понимать, как это стало понятно авторам настоящего изобретения, что существует весьма насущная потребность (и она существовала уже в течение некоторого времени) в способе геофизической разведки, использующем 1-С8ЕМтехнологию, который мог бы разрешить вышеуказанные проблемы.

Однако перед тем, как приступить к описанию настоящего изобретения, необходимо отметить и иметь в виду, что нижеприведенное описание изобретения вместе с прилагаемыми чертежами не должно пониматься как ограничивающее примерами изобретение (или предпочтительными вариантами его осуществления), которые приведены и описаны. Это замечание связано с тем, что специалисты в данной области техники смогут предложить и другие формы настоящего изобретения в пределах объема охраны, определяемой прилагаемой формулой.

Сущность изобретения

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения предлагаются система и способ получения, обработки и визуализации 1-С8ЕМ-данных для разведки, оценки, разработки и контроля месторождений углеводородов, в которых используются приемы, аналогичные тем, которые используются в отношении сейсмических данных. В частности в настоящем изобретении используются годографы 1-С8ЕМ-данных, что позволяет рассчитывать и осуществлять 1-С8ЕМ-исследования для оптимизации их последующей обработки. Более конкретно, в одном из вариантов осуществления настоящего изобретения годографы 1-С8ЕМ-данных используются для обеспечения применения многих алгоритмов обработки сейсмических данных к 1-С8ЕМ-данным аналогично их применению в отношении сейсмических данных. Кроме того, в настоящем изобретении годографы 1-С8ЕМ-данных используются для обеспечения применения различных алгоритмов получения изображения к 1-С8ЕМ-данным, которые получены и обработаны соответствующим образом. Авторы настоящего изобретения обнаружили, что использование переходных процессов, создаваемых источником сигнала в 1-С8ЕМ-исследованиях, позволяет получить данные, которые во многих отношениях аналогичны данным, получаемым при исследованиях, использующих отраженные сейсмические волны. По существу, после выполнения соответствующей обработки с использованием способов, описанных в заявке, 1-С8ЕМ-трассы можно обрабатывать примерно так же, как и сейсмотрассы, для целей улучшения качества данных, получения изображений и интерпретации.

Распространение электромагнитных волн отличается от распространения сейсмических волн очень высоким уровнем затухания и сильным рассеянием (то есть имеет место сильная зависимость скорости от частоты). Такое распространение может быть охарактеризовано как диффузионное. Эти характеристики затрудняют и иногда исключают успешное применение вышеизложенных идей. Поэтому в другом предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения предлагается способ коррекции IС8ЕМ-данных для компенсации эффектов затухания и рассеяния для более эффективного применения вышеизложенных идей. В результате может быть легко и просто осуществлена обработка и визуализация

- 5 011273 данных с помощью стандартных алгоритмов обработки сейсмических данных, полученных методом отраженных волн. Хотя получаемые изображения будут иметь меньшее разрешение, чем в случае изображений сейсмических данных, они будут показывать распределение удельного сопротивления в геологической среде и, соответственно, после геологической интерпретации смогут обеспечить более непосредственное указание присутствия углеводородов. Использование таких изображений совместно с изображениями сейсмических данных, полученных для той же области геологической среды, позволяет объединить достоинства обеих технологий разведки.

В соответствии с другим предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается также способ коррекции !-С8ЕМ-данных для компенсации затухания и рассеяния электромагнитных волн, который позволяет после его выполнения применить к откорректированным данным алгоритмы обработки сейсмических данных, полученных методов отраженных волн. Более конкретно, в предпочтительном варианте осуществления изобретения способ коррекции обеспечивает компенсацию затухания на каждой частоте пропорционально корню квадратному из величины частоты, и рассеяние компенсируется при допущении 0=1/2.

Наконец, для целей настоящего изобретения необходимо иметь в виду, что термин обработка по годографу будет пониматься в широком смысле, так что он охватывает такие способы обработки, которые потенциально обрабатывают различным образом каждую выборку в трассе в зависимости от момента естественного времени, в который сделана эта выборка трассы (и, конечно, от расстояния источникприемник и др.). Термин естественное время в настоящей заявке понимается так, что это измерение времени, как оно обычно одинаково понимается рядовыми людьми и учеными и которое используется во всех основных уравнениях физики (нерелятивистской). Необходимо иметь в виду важное обстоятельство, что, в отличие от известных способов, алгоритм работает в естественном времени (например, значения по оси времени не будут приведены к логарифмической шкале). Если бы, как в некоторых известных способах (например, публикация Применение метода общей глубинной точки к многоканальным данным, полученным для переходных электромагнитных процессов, ΖίοΙΙχοχνδΙχί апб НоЬЬб. 1998, 60-я конференция ЕЛЕО, Лейпциг, Германия, Ехкпбеб ЛЬб1гас18, Рарег 10-05,), данные преобразовывались к логарифмической шкале времени, то, вообще говоря, обработку, используемую в отношении сейсмических данных, нельзя было бы применить, поскольку это нелинейное преобразование (то есть если начальный отсчет времени будет изменен, то результаты будут другими). Следует избегать, в основном, нелинейных операций при обработке данных электромагнитной разведки, поскольку преобразованные данные не будут больше подчиняться базовым уравнениям физики.

Вышеприведенное изложение очерчивает в общих чертах наиболее важные особенности изобретения, раскрытые в настоящей заявке, так, чтобы можно было легче понять нижеприведенное подробное описание и вклад авторов изобретения в технический прогресс в данной области. Настоящее изобретение не ограничивается в его применении конкретной реализацией и компоновкой частей, представленных в нижеприведенном описании или иллюстрируемых на чертежах. Напротив, изобретение может быть осуществлено и в других вариантах и может быть использовано другими способами, не указанными конкретно в данном описании. Наконец, необходимо понимать, что терминология, используемая здесь для целей описания, не должна рассматриваться как ограничивающая, если только в описании не указаны специально ограничения изобретения.

Краткое описание чертежей

Другие цели и достоинства изобретения станут понятными из нижеприведенного подробного описания, содержащего ссылки на чертежи, на которых показано:

фиг. 1 - общая схема проведения геофизического исследования, в котором реализуется настоящее изобретение, фиг. 2 - схема последовательности обработки сейсмических данных, подходящей для использования в настоящем изобретении, фиг. 3 - схема предпочтительного варианта алгоритма получения данных, фиг. 4 - общая схема предпочтительного варианта алгоритма обработки !-С8ЕМ-данных, фиг. 5 - блок-схема предпочтительного варианта алгоритма получения изображений для 1-С8ЕМданных, фиг. 6 - предпочтительный вариант алгоритма коррекции усиления для !-С8ЕМ-данных, фиг. 7 - общая схема получения сейсмических данных в соответствии с настоящим изобретением, фиг. 8 - иллюстрация выбора центральной частоты, фиг. 9 - идеальная картина полученных !-С8ЕМ-данных для подземного резервуара углеводородов фиг. 7, фиг. 10 - общая иллюстрация преобразования в соответствии с изобретением !-С8ЕМ-данных в данные, которые сопоставимы с сейсмическими данными, полученными методом отраженных волн.

Подробное описание изобретения

Хотя настоящее изобретение может быть осуществлено во многих различных формах, однако, на чертежах показаны и описаны ниже подробно только некоторые конкретные варианты его осуществления. Однако необходимо понимать, что настоящее описание должно рассматриваться как иллюстрация

- 6 011273 принципов изобретения и оно ни в коей мере не ограничивает его описанными конкретными вариантами осуществления или алгоритмами.

Общая схема осуществления изобретения

На фиг. 1 приведена общая схема проведения геофизического исследования, в котором может быть осуществлено настоящее изобретение. В соответствии с общими принципами проведения исследования 1-С8ЕМ-данные получают в результате выполнения полевых работ 110 (хотя предпочтительный вариант изобретения относится к использованию на море, однако, изобретение не ограничивается этим использованием и может использоваться для проведения разведки с земной поверхности или в скважинах, или в комбинированных схемах) над или вдоль разведываемого геологического объекта, который может иметь экономическое значение в плане разведки и эксплуатации источников углеводородов, и затем полученные данные направляют в центр обработки информации. При проведении полевых работ 110 или в центре обработки информации могут использоваться различные виды предварительной обработки 220 сейсмотрасс для того, чтобы подготовить их для применения нижеописанных способов. В большинстве случаев каждая записанная сейсмотрасса связывается по крайней мере с парой координат X и Υ на земной поверхности (или в другой системе координат), определяющих положение физического приемника, который использовался для записи этой сейсмотрассы. Кроме того, также обычно каждая записанная сейсмотрасса связывается с Ζ-координатой, которая представляет возвышение относительно некоторой произвольно выбранной точки. После этого обработанные сейсмотрассы готовы для использования в соответствии с настоящим изобретением и могут быть записаны для хранения, например, на жестком диске, на магнитной ленте, на магнитооптическом диске, на ОУЭ-диске или на любом другом устройстве хранения больших объемов информации, известном в технике.

Способы, раскрытые в настоящем описании, лучше всего осуществляются в форме компьютерных программ 140, загружаемых в универсальный программируемый компьютер 150, в котором они доступны для интерпретатора или обработчика полученных данных. Необходимо заметить, что в качестве универсального программируемого компьютера 150 обычно используются не только серверы и рабочие станции, но и компьютеры, обеспечивающие выполнение параллельных вычислений, в которых нагрузка распределяется между двумя и более процессорами. Как также показано на фиг. 1, в некоторых предпочтительных вариантах осуществления изобретения пользователем может быть задана в цифровой форме модель 160 области геологической среды, представляющей интерес, которая используется в качестве входа для компьютерной программы 140 обработки данных. В случае трехмерного исследования цифровая модель 160 обычно содержит конкретные размеры в поперечном направлении и по глубине (которые могут быть переменными и могут быть измерены по времени или по глубине) некоторой зоны геологической среды, представляющей интерес. Точные средства, посредством которых такие области создаются, выбираются, оцифровываются, сохраняются и позже считываются при выполнении программы обработки, не являются критическими для настоящего изобретения, и для специалистов в данной области техники ясно, что это может быть осуществлено самым различным образом.

Программа или программы 140, в которых реализуется настоящее изобретение, могут быть введены в компьютер, например, с помощью гибкого диска, магнитного диска, магнитной ленты, магнитооптического диска, оптического диска, компакт-диска, ОУЭ-диска, карты ОЗУ, флэш-карты, чипа ППЗУ или загружены по сети. Соответственно, способ хранения и загрузки программы 140 в компьютер 150 не ограничивает объем настоящего изобретения.

После обработки 1-С8ЕМ-данных в соответствии со способами, описанными в настоящей заявке, полученная информация обычно отображается либо на цветном мониторе 170 высокого разрешения, либо в форме распечатки разреза или карты 180. Затем специалист по интерпретации геофизической информации использует полученные изображения для определения особенностей геологической среды, связанных с образованием, движением или аккумуляцией углеводородов.

Таким образом, при обработке и интерпретации геофизических сейсмических данных в обычной схеме сейсмических исследований такие данные сначала подвергаются различным процессам обработки, прежде чем они используются специалистом по интерпретации данных. На фиг. 2 иллюстрируются в общем виде виды обработки, применяемые к сейсмическим данным, полученным обычным способом. Кроме того, и это описывается ниже более подробно, одним из ключевых признаков настоящего изобретения является то, что после соответствующей коррекции для компенсации рассеяния/затухания 1-С8ЕМданные могут обрабатываться для всех практических применений так, как если бы они были сейсмическими данными, при условии, что они были получены и обработаны должным образом. Таким образом, процессы, указанные на фиг. 2 и описанные ниже, могут в значительной степени применены к 1-С8ЕМданным.

Для обычных специалистов в данной области техники будет ясно, что стадии обработки, указанные на фиг. 2, являются лишь примерами видов процессов обработки, которые могут быть применены к данным, полученным при сейсмической или электромагнитной разведке, и выбор и порядок стадий обработки, а также конкретные выбранные алгоритмы могут варьироваться в широких пределах, в зависимости от конкретного алгоритма обработки сейсмических данных, от источника сигнала (взрыв, вибратор и др.), среды проведения разведки (наземная поверхность, море и др.), предпочтения компании, которая

- 7 011273 обрабатывает данные, и т.п.

В качестве первой стадии, в общем виде указанной на фиг. 2, двухмерное или трехмерное сейсмическое исследование проводится над определенной областью земной поверхности (указано ссылочным номером 210), которая содержит один или несколько геологических объектов, представляющих интерес, с целью получения информации, относящейся к интересующим объектам. Сейсмические данные, полученные при проведении полевых работ, состоят из отдельных сейсмотрасс (до суммирования), которые содержат сигналы в цифровой форме, характеризующие область геологической среды, лежащую под исследовательской аппаратурой. Способы, посредством которых получают и обрабатывают такие данные для преобразования в форму, пригодную для обработки средствами обработки и интерпретации сейсмических данных, хорошо известны обычным специалистам в данной области техники.

После получения сейсмических данных они обычно передаются в центр обработки информации, в котором к ним применяются некоторые начальные или подготовительные процессы обработки.

Как показано на фиг. 2, стандартный начальный процесс, указанный ссылочным номером 215, предназначен для редактирования входных сейсмических данных с целью подготовки для последующей обработки (а именно, оцифровка, демультиплексирование, формирование сигнала, исключение некачественных сейсмотрасс и др.). После этого могут выполняться задание геометрической схемы исследования (указано ссылочным номером 220) и запись номера источника/приемника и их местоположений на земной поверхности в качестве составляющей заголовка каждой сейсмотрассы. После задания геометрической схемы обычно выполняется анализ скорости и применяется регулировка нормального приращения времени с целью корректировки каждой сейсмотрассы для компенсации задержек прихода сигнала, вызванных изменениями дальности.

После завершения начальной обработки, предшествующей суммированию, обычно осуществляется улучшение качества сейсмических сигналов, записанных в отдельных сейсмотрассах (стадия 230). На стадии 230 (см. фиг. 2) выполняется стандартная последовательность обработка сигнала-улучшение качества-визуализация, но специалистам в данной области техники будет ясно, что могут быть использованы самые различные альтернативные процессы, вместо указанных на фиг. 2. В любом случае, конечной целью, с точки зрения исследователя, является получение суммарных сейсмических данных по заданной области или, в случае двухмерных данных, суммарных сейсмических данных по некоторой линии для использования с целью обнаружения углеводородов в геологической среде.

Как предлагается на фиг. 2, любая цифровая выборка из суммарных сейсмических данных однозначно определяется тремя координатами (X, Υ, ВРЕМЯ), где координаты X и Υ представляют геодезическое положение приемника на земной поверхности (или на морском дне), а координата времени представляет зарегистрированное естественное время вступления на сейсмотрассе (указано ссылочным номером 240), и соответствующими двумя координатами (х, у), представляющими положение источника. Что касается трехмерных данных, характеризующих определенные объемы, то для конкретизации далее принимается, что направление X соответствует направлению вдоль профиля, совпадающему с линией наблюдения, а координата Υ соответствует направлению, перпендикулярному профилю. Хотя время является предпочтительной координатой, обычно откладываемой по вертикальной оси, однако, специалистам в данной области техники ясно, что в результате заключительной стадии получения изображений возможно использование и других координат, например глубины.

Исследователь может выполнять начальную интерпретацию 250 полученных просуммированных данных, в которых обнаруживаются и идентифицируются основные отражающие горизонты и разломы. После этой стадии может выполняться дополнительная стадия 260 улучшения данных и/или стадия получения характеристик (обозначено 270) сейсмических данных (после суммирования или до суммирования). Во многих случаях исследователь будет возвращаться к начальной интерпретации в свете дополнительной информации, полученной на стадиях улучшения данных и получения характеристик (обозначено 280). На конечной стадии исследователь обычно использует информацию, тщательно отобранную из сейсмических данных, вместе с другими данными (магнитная разведка, электромагнитная разведка, гравитационная разведка, данные ΕΆΝΏ8ΆΤ, региональные геофизические исследования, диаграммы геофизических исследований скважин, керны и т.п.) для обнаружения структурных или стратиграфических особенностей геологической среды, которые связаны с образованием, движением или аккумуляцией углеводородов (то есть выделение перспективных областей (обозначено 290)).

Описание предпочтительных вариантов реализации изобретения

Настоящее изобретение большей частью основывается на том обнаруженном обстоятельстве, что 1С8ЕМ-данные переходных процессов представляют собой диаграммы, которые в некотором смысле аналогичны сейсмотрассам, полученным с использованием импульсных источников в методе отраженных сейсмических волн. В этом случае можно получать и обрабатывать сейсмические данные и 1-С8ЕМ-данные раздельно или совместно. Кроме того, было обнаружено, что, в особенности, после соответствующего улучшения качества 1-С8ЕМ-данных характеристики их годографов становятся аналогичными соответствующим характеристикам для сейсмических данных, и поэтому 1-С8ЕМ-данные после указанного улучшения могут обрабатываться с использованием многих алгоритмов, которые пригодны для обработки сейсмических данных, до суммирования или после суммирования. Далее, после такого соответст

- 8 011273 вующего улучшения полученные 1-С8ЕМ-трассы могут обрабатываться так же, как сейсмотрассы, с целью улучшения качества данных, получения изображений геологической среды и геофизической интерпретации.

В соответствии с предпочтительной схемой получения данных, приведенной на фиг. 7, данные для настоящего изобретения предпочтительно получают при буксировке судном 705 источника 710 электромагнитного поля (антенна) под поверхностью океана 715 недалеко от приемников 725 (и, может быть, дополнительных приемников 735), которые размещают на дне 720 океана. Интересующий геологический объект 730, скорее всего, является комплексом горных пород, которые могут содержать углеводороды. Как можно видеть на фиг. 7, электромагнитная энергия, излучаемая источником 710, распространяется от него во все стороны через воду и породы геологической среды по различным путям и, в конце концов, некоторая часть энергии поступает в приемники. Если в геологической среде имеется резервуар углеводородов (показан ссылочным обозначением 730 на фиг. 7), то часть энергии будет отражаться и/или преломляться этим резервуаром и поступать в приемники. Хотя в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения оно может использоваться, в основном, на море, это не является обязательным требованием, и наземные исследования, в которых могут осуществляться способы, описанные в настоящей заявке, также охватываются объемом изобретения.

Энергия волн, воспринимаемых приемниками 725/735, преобразуется в электрические и/или оптические сигналы, и эти сигналы обычно записываются соответствующей аппаратурой (отдельно не показана). Как показано, записывающая аппаратура последовательно опрашивается, и из нее считывается информация, когда приемники 725/735 возвращаются в исходное состояние. Однако приемники также могут быть находиться на морском сейсморазведочном кабеле или на кабеле, проходящем по морскому дну, и записанные данные могут передаваться по кабелю или с помощью телеметрической аппаратуры на записывающую станцию (отдельно не показана), которая может размещаться на судне 705, которое буксирует источник, или на другом судне, или на стационарной платформе, или же могут быть и другие варианты. При наземной разведке записывающая станция может размещаться на транспортном средстве, которое располагается поблизости от места проведения разведочных работ. Независимо от того, где размещается записывающая станция, ее основной функцией является считывание цифровой информации из приемников 725/735 и хранение этой информации для последующего анализа и/или передачи на удаленные средства обработки. Безусловно, для специалистов в данной области техники будет понятно, что значительная часть обработки 1-С8ЕМ-данных может быть выполнена на месте проведения исследований, так что передача записанных данных в центр обработки информации должна рассматриваться для целей настоящего изобретения как необязательная стадия.

Как в общем виде показано на фиг. 9, сейсмотрассы 910 могут быть без труда отображены относительно естественного времени работы источника, отложенного по вертикальной оси (предпочтительно время увеличивается в направлении к нижней части страницы), при этом измеренные напряжения (ν+) каждой сейсмотрассы откладываются по горизонтальной оси. В конкретном примере, представленном на фиг. 9, используется 1-С8ЕМ-источник сигнала со скачкообразным прекращением, и импульсный ответный сигнал может быть получен из непосредственных измерений путем дифференцирования (как это хорошо известно специалистам в данной области техники). Конечно, напряжения результирующего сигнала имеют тенденцию к уменьшению амплитуды в каждой сейсмотрассе (в функции от времени) и от сейсмотрассы к сейсмотрассе (в функции от дальности от источника), то есть зависит от времени и от дальности (характеристика годографа). В сейсмотрассе присутствуют сигналы, распространяющиеся в воде (скорость распространения в воде), и сигналы, распространявшиеся в геологической среде (скорость распространения в осадочных отложениях). Точные скорости зависят от удельного сопротивления среды, от частотного энергетического спектра сигнала и от пути распространения (например, прямой сигнал, отраженный или преломленный).

В соответствии с первым вариантом 300 настоящего изобретения, который в общем виде показан на фиг. 3, предлагаются система и способ получения 1-С8ЕМ-данных, которые обеспечивают использование и интерпретацию полученных данных таким образом, как если бы это были традиционные данные, полученные методом отраженных сейсмических волн. На первой стадии 305 разрабатывается схема выполнения исследования, которая должна обеспечить получение изображения определенного объекта геологической среды (а именно, комплекса 730 пород, который может содержать защемленные углеводороды). Среди многих параметров, которые могут учитываться при разработке схемы исследования, можно назвать следующие:

глубина залегания объекта геологической среды;

трехмерная структура геологического объекта, в том числе его двухмерный или трехмерный наклон (если имеется);

будет ли использоваться фланговая сейсмическая расстановка (например, будут ли осуществляться измерения с использованием только приемников 725, которые находятся позади судна, или с использованием только приемников 735, которые находятся впереди судна), или симметричная расстановка (например, будут осуществляться измерения с использованием как приемников 725, так и приемников 735), или схема профилирования без учета простирания объекта, при которой источники базируются по линии

- 9 011273 (линиям)приемников;

максимальное удаление (то есть расстояние от источника 710 до наиболее удаленного активного приемника 725/735) и минимальное удаление (то есть расстояние от источника 710 до наиболее близкого приемника 725/735);

шаг разнесения приемников 725;

шаг разнесения источников;

частоты, наличие которых предполагается в принятых данных;

уровень сигналов источников и формы сигналов (например, со скачкообразным уменьшением уровня сигнала, псевдослучайная двоичная последовательность и др.) и чувствительность приемников.

Для обычного специалиста в области сейсморазведки известно, что вышеуказанные параметры учитываются стандартным образом при разработке схемы выполнения исследования. Однако, как правило, при получении 1-С8ЕМ-данных большая часть из вышеуказанных параметров при разработке схемы исследования не учитывается, и такие вопросы практически не решаются также для оптимизации дальнейшей обработки данных и получения изображений с помощью методик, используемых при обработке информации, полученной при сейсморазведке. Расчеты схем исследований для получения 1-С8ЕМ-данных, описанные, например, 8гпка (патент США № 6603313), в данном случае не очень подходят, поскольку они зависят не от характеристик годографа (время-дальность), а только от дальности. Кроме того, для большей части практических работ, в которых получали 1-С8ЕМ-данные, расчеты проводились для схем исследований, в которых речь шла о получении сравнительно простых изображений (например, изображений одномерных объектов), и в большинстве случаев количество приемников, используемых в таких исследованиях, настолько мало, что правильный расчет просто невозможен.

Как и в случае обычных сейсморазведочных работ, критичным является получение информации об электромагнитных процессах таким образом, чтобы отсутствовал элайсинг во времени и пространстве. То есть для среднего специалиста в данной области техники будет понятно, что элайсинг имеет место, когда дискретные измерения объекта осуществляются по времени или в пространстве на частоте, которая выше частоты Найквиста относительно частотного состава или размеров объекта. Что касается временных искажений при дискретизации, то ключевым параметром является частота выборки, и этот параметр должен задаваться в зависимости от полосы частот источника сигнала, предполагаемых скоростей распространения сигнала в геологической среде, предполагаемой толщины объекта геологической среды, положения (простирание и падение) в пространстве и от других факторов, хорошо известных среднему специалисту в области сейсморазведки. Что касается пространственных искажений при дискретизации, то такие факторы, как разнесение источников/приемников, расстояние от источника до самого ближнего и наиболее уданенного приемника, количество приемников и др., могут варьироваться и варьируются при сейсмических исследованиях для предотвращения элайсинга при дискретных измерениях геологической среды. В зависимости от предполагаемого угла падения объекта в геологической среде, а также от его размеров и толщины, от ожидаемых скоростей, необходимого размера зоны Френеля у объекта и других параметров, в технике сейсморазведки используются эмпирические правила для приближенных расчетов, которые обеспечивают руководство в отношении выбора параметров исследования для исключения элайсинга.

Что касается исследований электромагнитных процессов, то такие проблемы до сих пор, в общем, не ставились, и это особенно справедливо для случая разрешения в поперечном направлении. Таким образом, необходимо отметить, что еще одной особенностью настоящего изобретения является расчет исследований электромагнитных процессов, в которых не проявляется нежелательный эффект элайсинга, в соответствии с принципами расчета схем проведения сейсморазведки. То есть, исходя из предполагаемых скоростей распространения электромагнитных волн в геологической среде (см. ниже), а также из оценки глубины, размеров и ориентации объекта, авторы настоящего изобретения предпочитают применять стандартные правила расчета схем сейсмических исследований для определения параметров исследования электромагнитных процессов, в том числе таких параметров, как разнесение приемников, их количество и расстояние от источника до самого ближнего и самого удаленного приемника.

На следующей предпочтительной стадии 310 приемники 725/735 размещаются на морском дне или на земной поверхности (для исследований на море или на суше, соответственно) в соответствии с намеченной схемой проведения разведочных работ. Необходимо иметь в виду одно достоинство рассматриваемого подхода, предусматривающего получение 1-С8ЕМ-данных, которое заключается в том, что могут использоваться гораздо меньшие расстояния до приемников, чем те, которые используются при исследованиях, предусматривающих получение 1-С8ЕМ-данных. Во многих исследованиях, предусматривающих получение 1-С8ЕМ-данных, сигналы от пластов, измеряемые приемниками, которые находятся ближе всего к источнику, как правило, подавляются прямым сигналом от источника и, таким образом, становятся бесполезными для исследования объектов геологической среды. Насколько можно понять, в типичных исследованиях, предусматривающих получение 1-С8ЕМ-данных, приемники должны располагаться на расстояниях порядка 3-10 км от источника. Однако в системе и способе, предлагаемых в настоящем изобретении, могут использоваться приемники, которые размещены на расстояниях порядка 0-3 км

- 10 011273 от источника. Это становится возможным, поскольку в способах получения 1-С8ЕМ-данных источник включается и затем выключается, так что сигналы могут считываться из приемников во временных интервалах, когда сигнал не излучается источником, и в результате минимизируются проблемы, связанные с так называемым прямым сигналом и с так называемой звуковой волной.

В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения источник будет перемещаться вдоль линии приемников 725/735 (см. фиг. 7), однако, в других вариантах приемники 725/735 будут распределены по площади земной поверхности (или морского дна), обеспечивая получение трехмерного изображения геологической среды, после того как данные будут соответствующим образом получены, упорядочены, обработаны и проанализированы. Необходимо иметь в виду, что о размещении приемников, обеспечивающем получение трехмерных изображений, как указано выше, до настоящего времени ничего не упоминалось в технике получения 1-С8ЕМ-данных (или Г-С8ЕМ-данных), но такое размещение хорошо известно в технике получения данных методом отраженных сейсмических волн.

Необходимо отметить, что в способе сейсморазведки, обеспечивающем получение трехмерных изображений с использованием продольных волн, в качестве источника, как правило, используется монополь, излучение которого однородно по всем азимутам, в то время как в С8ЕМ-технике получения трехмерных изображений в качестве источника обычно используется горизонтальный диполь, излучение которого по разным азимутам различно. В этом отношении исследование, предусматривающее получение 1-С8ЕМ-данных для формирования трехмерной картины, больше похоже на исследование с использованием поперечных волн, в котором важным является направление поляризации источника (см., например, публикацию Сейсморазведка методом отраженных волн в азимутально анизотропной среде, Тйошвеи, Ь., 1988, Оеорйузюв, 53 (3), 304-313), и поэтому могут применяться сходные принципы расчета схемы исследования. Например, данные измерений (X, Υ, 1), полученные из каждого приемника, могут быть линейно преобразованы в каждый момент времени 1 в систему координат (В, Т, 1) с помощью тригонометрических формул, хорошо известных специалистам в области сейсморазведки, так что новая компонента В будет обозначать азимут в горизонтальной плоскости от источника на приемник и новая компонента Т перпендикулярна компоненте В и образует с ней правостороннюю систему координат.

В электромагнитной разведке, обеспечивающей получение двухмерных изображений, импульсы (то есть интервалы работы источника 710) предпочтительно осуществляются тогда, когда источник находится над одним из приемников 725/735 или поблизости от него, в результате чего создается возможность (ниже это объяснено более подробно) упорядочивания записанной информации, например суммирование по общей глубинной точке или суммирование по общей точке изображения, как это обычно выполняется в технике получения сейсмических данных. В электромагнитной разведке, обеспечивающей получение трехмерных изображений, суммирование ОГТ или ОГИ может быть выполнено применением процедур сортировки по общей глубинной площадке, аналогичных тем, которые используются в сейсморазведке, обеспечивающей получение трехмерных изображений. Понятно, что упорядочивание отдельных трасс измерений, полученных в исследовании, с использованием метода отраженных сейсмических волн для получения двухмерных или трехмерных изображений путем суммирования ОГТ или ОГИ хорошо известно в технике сейсморазведки.

На следующей предпочтительной стадии 315 (см. фиг. 3) данные будут получены в результате включения источника 710 (см. фиг. 7) и записи напряжений, измеренных приемниками 725/735. Предпочтительным источником 710 является горизонтально размещенный провод, оба конца которого заземлены и который подсоединен к электрическому генератору, обеспечивающему импульсную форму сигнала или же такую его форму, которая может быть преобразована для получения эквивалента импульсной формы. В одном из предпочтительных вариантов осуществления изобретения генерируется сигнал со скачкообразным уменьшением уровня (то есть включается постоянный ток, текущий в передающую антенну или в электроды, и затем он скачком прекращается) и записываются напряжения, измеренные в течение последующего периода времени.

Однако было найдено, что могут быть использованы более сложные сигналы передатчика, чем простая ступенчатая функция или аналогичные сигналы, известные специалистам в области техники 1С8ЕМ-исследований. В первом конкретном примере источником будет генерироваться псевдослучайная последовательность коротких двоичных импульсов, при этом приемники 725/735 осуществляют постоянную запись в течение всего времени излучения полной серии импульсов. Безусловно, предполагается, что необходима будет дополнительная обработка для использования достоинств этого типа сигнала. Для средних специалистов в этой области техники будет понятно, как такой источник мог бы быть использован вместе с традиционными сейсмическими данными и видами обработки, которые были бы необходимы для исключения из записанных данных эффекта протяженного сигнала источника. После применения способов обработки, описанных ниже, такие способы обработки сейсмических данных подходят для использования при обработке записей значений напряжений в зависимости от времени, предпочтительно полученных из приемников электромагнитных сигналов. Необходимо иметь в виду, что использование таких псевдослучайных последовательностей импульсов с последующей обработкой, описанной ниже, для получения формы сигнала импульсного источника до настоящего времени неизвестно в 1-С8ЕМтехнике.

- 11 011273

Еще в одном предпочтительном варианте осуществления изобретения источником генерируется развертка по частоте (аналогичная разверткам, обычно используемым в вибраторах для получения сейсмических данных при наземной сейсморазведке). Таким образом, ток, который поступает в источник 710, будет иметь форму переменного тока, имеющего синусоидальную форму, с разверткой в некотором диапазоне частот, предпочтительно начиная с заданной верхней частоты и заканчиваясь заданной нижней частотой (например, развертка в диапазоне частот от примерно 10 до примерно 0,1 Гц). Как уже указывалось выше, предполагается, что записанные данные будут подвергнуты последующей обработке для восстановления эквивалентного импульсного сигнала, которая аналогична кросс-коррелированию, используемому для обработки сейсмических данных, полученных при использовании вибратора, включая компенсацию ослабления и рассеяния, осуществляемую до указанного восстановления или после него. Необходимо отметить, что такой сигнал источника до настоящего времени не был известен в технике 1С8ЕМ-исследований.

На следующей предпочтительной стадии 320 (см. фиг. 3) данные, полученные на стадии 315, обрабатываются таким образом, чтобы после этого их можно было интерпретировать так же, как обычные сейсмические данные. Важность этой обработки будет более подробно объяснена ниже, однако, здесь, в двух словах, можно сказать, что после обработки на стадии 320 в соответствии со способами настоящего изобретения записанные 1-С8ЕМ-данные будут сходны с данными, полученными методом отраженных сейсмических волн, и могут, в основном, интерпретироваться так же, как и данные сейсморазведки.

Наконец, данные предпочтительно отображаются и/или интерпретируются (на стадии 325) для обнаружения комплексов пород, которые содержат объекты, могущие иметь экономическое значение в связи с содержанием в них углеводородов. Как в общем виде показано на фиг. 10, 1-С8ЕМ-трассы 920 предпочтительно корректируют с помощью способов, предлагаемых в настоящем изобретении, для компенсации рассеяния/затухания, в результате чего получают трассы, которые можно обрабатывать так, как если бы они были обычными сейсмотрассами 1010 в области естественного времени. Далее, в отсутствие помех можно ожидать, что такие 1-С8ЕМ-данные могут обеспечить получение четкой картины наклонного пласта 730 углеводородов после их обработки в соответствии с методиками получения сейсмических изображений. Необходимо заметить, что пласт 730 показан пунктирными линиями на фиг. 10, поскольку обычно он не является частью отображения сейсмических данных. Он добавлен на фиг. 10 только для того, чтобы представить более четко характер его выражения в данных после обработки с использованием предлагаемых способов.

В случае разведки на углеводороды конечной целью является выявление рентабельных запасов защемленной нефти и/или защемленного газа в геологической среде. Однако предлагаемые в изобретении способы также можно использовать для обнаружения и других видов объектов (например, минералов и т.п.). Следует иметь в виду, что данные, полученные, обработанные и отображенные указанным образом, сходны с обычными данными сейсморазведки, получаемыми методом отраженных волн. В соответствии с другим предпочтительным вариантом осуществления изобретения предлагается способ 400 обработки данных (см. фиг. 4), при котором необработанные 1-С8ЕМ-данные преобразуются таким образом, чтобы их можно было обрабатывать аналогично тому, как обрабатываются сейсмические данные, полученные традиционным способом, выгодно используя достоинства характеристик годографа. То есть 1-С8ЕМданные в естественном времени демонстрируют характеристики время-дальность (годограф) сейсмических данных и после обработки в соответствии в предлагаемыми в изобретении способами они могут быть обработаны с использованием любых алгоритмов обработки сейсмических данных, известных в технике. Следует отметить, что для осуществления этих стадий обработки нет необходимости преобразования данных к логарифмическому времени, как указывается в вышеуказанной публикации ΖίοΙΚοχνκΚί и НоЬЬк, 1998.

Как показано на фиг. 4, на первой предпочтительной стадии считываются 1-С8ЕМ-данные, которые были получены ранее (на стадии 315 фиг. 3). Необходимо иметь в виду, что данные, считываемые на стадии 405, могут не быть действительными 1-С8ЕМ-трассами, которые были записаны при проведении полевых работ, а, вместо этого, могут быть представлением таких исходных данных (например, исходные данные могут быть подвергнуты фильтрации, усилению и другой обработке в соответствии со способами, хорошо известными обычным специалистам в данной области техники). Поэтому для конкретизации дальнейшего изложения будет предполагаться, что данные, считанные на стадии 405, могут быть предварительно обработаны с использованием подходящих алгоритмов. Необходимо иметь в виду, что вышеприведенное замечание также относится и к другим описываемым в заявке способам, которые также начинаются со считывания 1-С8ЕМ-данных, например стадия 605 на фиг. 6. Желательно, а часто и необходимо, чтобы любая такая предварительная обработка была линейной (в математическом смысле).

На следующей предпочтительной стадии (в той степени, в которой она еще не была выполнена) к записанным 1-С8ЕМ-данным применяются различные алгоритмы предварительной обработки. В качестве конкретного примера одного из таких алгоритмов можно указать определение геометрической схемы получения информации для каждой 1-С8ЕМ-трассы (то есть желательно связать каждую 1-С8ЕМ-трассу с определенными точками земной поверхности, указывающими, где находился каждый приемник и источник). К другим операциям, которые могут быть выполнены на этой стадии, относится сортировка (а

- 12 011273 именно, получение пачек диаграмм с общей глубинной точкой), восстановление усиления (см., например, стадию 425, описанную ниже), переменное по времени регулирование усиления и др.

На следующей предпочтительной стадии 415 из записанных 1-С8ЕМ-данных восстанавливается импульсная передаточная функция (в случае необходимости). Следует иметь в виду, что необходимость выполнения этой операции будет зависеть от формы сигнала источника, который используется для получения данных. Если данные получают регистрацией сигнала с разверткой частоты (как было указано выше), то выполняют перекрестное коррелирование между зондирующим сигналом (обычно получаемым из приемника или датчика, расположенного в ближней зоне, или же в некоторых случаях используется действительный входной сигнал источника) и зарегистрированными 1-С8ЕМ-данными. С другой стороны, если используется сигнал источника со скачкообразным уменьшением уровня, то можно использовать производную первого порядка трасс входных данных. В качестве альтернативного варианта можно применить линейную фильтрацию для приближенного формирования импульсного сигнала источника; соответствующие способы хорошо известны специалистам в области сейсморазведки.

Затем в предлагаемом в настоящем изобретении способе определяют функцию распределения скорости для данных с использованием способов, хорошо известных в области сейсморазведки (стадия 420), и применяют подавление шумов (стадия 420), которое обычно применяется к сейсмическим данным, предназначенным для получения двухмерной или трехмерной картины. Как правило, на этой стадии способа данные могут содержать достаточный уровень шумов. Данные могут быть загрязнены различными видами шумов, некоторые из которых могут быть в значительной степени подавлены с помощью средств, известных специалистам в области сейсморазведки. Эти средства являются дополнительными к способам подавления шумов, специфичным для данных, получаемых при электромагнитной разведке (см., например, вышеуказанную публикацию 81гаек. 1992). В частности, могут присутствовать шумы (по крайней мере, при исследованиях на море), созданные источником в воде, и они предпочтительно подавляются или отделяются от полезного сигнала на этой стадии обработки. Также могут присутствовать шумы, созданные источником и пришедшие в приемник после преломления на переходе вода-отложения (морское дно) и, возможно, преломления в верхней зоне геологической среды. Все такие шумы, как правило, поступают в приемники с кажущейся скоростью (характеристика годографа), которая отличается от скорости отраженного/преломленного сигнала, который приходит из геологической среды. Поэтому поскольку данные предпочтительно получают с использованием подходящей схемы исследования, то такие шумы могут быть подавлены с помощью различных алгоритмов, хорошо известных специалистам в области сейсморазведки. Например, может быть применен частотно-волновочисленная фильтрация (ίк-фильтр) для подавления когерентных шумов, фильтрация в области наклонного суммирования (1аи-рфильтр) для ограничения углов падения, имеющихся в полученных данных, фильтрация по скорости для ослабления волн, распространяющихся со скоростями, находящимися в заданном диапазоне скоростей, кроме того, может быть применен мьютинг для исключения данных в заданном окне данных и др.

Необходимо отметить некоторые отличия между шумами в сейсмических и в электромагнитных сигналах. Например, шумы в сейсмических данных могут иметь сравнительно высокий уровень, и необходимо соблюдать меры предосторожности для того, чтобы не усилить шумы при усилении ослабленного полезного сигнала, что же касается данных электромагнитной разведки, полученных при проведении разведочных работ на море, то для них с шумами связано меньше проблем, поскольку слой воды ослабляет естественные шумы в соответствующей частотной полосе. Кроме того, уровень шумов, создаваемых источником (например, распространяющихся по непрямым путям распространения волн), можно минимизировать за счет использования соответствующей формы сигнала источника и выбора смещений приемников относительно источника. Наконец, рассеяние волн не имеет большого значения для сейсмических данных (и в некоторых приложениях им можно пренебречь), в то время как рассеяние может оказывать существенное влияние на данные электромагнитной разведки, и для его учета должна использоваться соответствующая обработка. Однако, поскольку предпочтительная коррекция имеет форму детерминированного функционала, описанную ниже, этот фактор, как правило, не является основным источником неопределенности.

На следующей предпочтительной стадии 421 в некоторых предпочтительных вариантах осуществления изобретения 1-С8ЕМ-трассы, прошедшие сортировку и формирование, суммируются для дальнейшего улучшения содержащегося в них общего сигнала. Могут быть использованы обычная операция усреднения/суммирования или, например, хорошо известные альтернативные варианты суммирования: взвешенное суммирование, медианное суммирование и др. Следует отметить, что известна методика суммирования трасс электромагнитных сигналов путем повторения эксперимента с одной и той же парой источник-приемник. Однако суммирование в рамках настоящего изобретения относится к объединению трасс электромагнитных сигналов, которые получены для различных пар источник-приемник с использованием временного сдвига для учета разницы времени распространения волн.

Кроме того, могут применяться и другие процедуры, которые необязательно основываются на характеристиках годографа полученных данных. Например, для удаления импульсных помех из входных данных можно использовать медианные фильтры. Следует иметь в виду, что в области сейсморазведки термин медианная фильтрация означает операцию по одной трассе со скользящим окном, которая от- 13 011273 личается от операции, известной в области электромагнитных процессов как медианное суммирование (или, в более общей форме, избирательное суммирование, см., например, вышеуказанную публикацию 81гаск, 1992), и которая применяется к набору трасс, полученных повторно с теми же положениями источника и приемников. Могут использоваться также и другие обычно используемые фильтры, подавляющие шумы, например сглаживающий фильтр с параметрами, изменяющимися во времени. Для среднего специалиста в данной области техники понятно, что к 1-С8ЕМ-данным могут быть применены и многие другие операции подавления шумов и улучшения качества данных. Желательно, и во многих случаях важно, чтобы эти шумы были подавлены перед следующей стадией, на которой в данные вносятся поправки для компенсации рассеяния и затухания в зависимости от пути распространения волны.

На стадии 425 предпочтительно выполняют коррекцию 1-С8ЕМ-данных для компенсации рассеяния и затухания. Эта операция имеет особое значение для эффективности настоящего изобретения. Принципиальные элементы процесса 425 показаны на фиг. 6. Предпочтительная коррекция 600 для компенсации рассеяния/затухания выполняется следующим образом. Сначала входные данные считывают или получают к ним доступ любым иным способом (на стадии 605). Далее в 1-С8ЕМ-данных выбирается вступление волны, и определяется путь распространения волны от источника до каждого из приемников для такого вступления (на стадии 610). Следует иметь в виду, что в связи с этой операцией сигналы, распространяющиеся по разным путям, должны быть ослаблены или разделены на стадиях подавления шумов, описанных выше. Кроме того, в связи с этой операцией может оказаться желательным вычислить по ΐС8ЕМ-данным функцию распределения скорости (стадия 420). Для среднего специалиста в данной области техники понятно, что такие функции в обычном порядке определяются для сейсмических данных, и здесь могут быть использованы аналогичные технологии (например, пикинг вступлений волн, разрез с постоянной скоростью суммирования, томографический анализ, каротажные диаграммы и др.). Однако по входным данным определяется функция распределения скорости по меньшей мере по одному параметру (то есть функция распределения скорости только по времени или только по глубине). Однако в большинстве случаев желательно использовать двухмерную или трехмерную функцию распределения скорости (то есть функцию, изменяющуюся по двум или по трем измерениям) так же, как это обычно делается для аналогичных сейсмических данных. Такая функция распределения скорости должна изменяться по частоте (в каждом положении) в соответствии с принципами, изложенными ниже.

В некоторых предпочтительных вариантах вычисляется путь распространения сигнала с помощью трассирования лучей между источником и приемником, в котором используются стандартные приемы трассирования лучей (например, закон Снеллиуса), применимые к сейсмическим данным. Одной из целей трассирования лучей является получение длины пути К.₀ между источником и приемником для заданного вступления волны в полученных данных.

Затем на стадии 615 выбирается основная частота ω₀ (то есть конкретная угловая частота, в единицах обратного естественного времени) для рассматриваемого сейсмического явления (вступления волны). Основная частота предпочтительно выбирается путем вычисления амплитудно-частотного спектра преобразования Фурье рассматриваемого сейсмического явления и выбором такой собственной частоты колебаний, которая имеет наибольшую величину, связанную с этим явлением (см., например, стадию 810 на фиг. 8).

Наконец, предпочтительно осуществляется корректировка 1-С8ЕМ-трасс для компенсации затухания сигнала и его рассеяния для каждой частоты пропорционально квадратному корню из частоты с использованием значения 1/2 для О, где О - хорошо известный коэффициент качества сейсмической разведки и анализа. Предпочтительным способом внесения поправок для компенсации затухания и рассеяния на каждой собственной частоте ω колебаний является свертка (фильтрация) с использованием фильтра, имеющего следующее представление в области Фурье на каждой частоте:

ехр[+юКУУ_р11$ + ίω (Ко/У_р1и - КоАШ где

где К.₀ - длина пути распространении сигнала от источника до выбранного сейсмического явления и ω₀ основная частота. Следует отметить, что первое слагаемое в экспоненциальной функции обеспечивает поправку на затухание, а второе - поправку на рассеяние, и, по существу, можно, хотя это не является предпочтительным вариантом, внести поправку для учета только одного эффекта, или только другого, или обоих, в зависимости от того, как вышеприведенное уравнение применяется к данным. У_р|к предпочтительно определяется следующим уравнением,

где ρ - удельное сопротивление породы пласта, а μ - магнитная проницаемость промежуточных пород. Специалистам в области сейсморазведки понятно, что если эти параметры материалов изменяются вдоль предполагаемого пути распространения сигнала, то вышеприведенная формула фильтра должна быть соответственно откорректирована. Такие специалисты знакомы с соответствующим уравнением для

- 14 011273 сейсмических волн, где первый член, в отличие от вышеприведенного уравнения, имеет вид ехр[+1лКо/2фУ_рь₅] где для сейсмических исследований коэффициент качества О является неизвестным физическим параметром, который необходимо определить. Отличительной особенностью распространения сигналов при проведении 1-С8ЕМ-разведки является то, что в соответствии с подтвержденными теоретическими выводами коэффициент качества О однозначно равен 1/2, то есть теоретически он не является характеристикой материала и исследователю не надо его определять. При таком допущении этот параметр исчезает из вышеприведенной формулы фильтра, поскольку он в знаменателе умножается на 2.

С учетом вышесказанного специалистам в области сейсморазведки или электромагнитной разведки будет понятно, что наиболее важно значение формулы ωΚο/νρ^ω) = ω%/2ζ)_ΕΜ ν_ρΗ5(ω) а не значения входящих в нее величин. Если длина К.₀ пути неизвестна или неопределенной является скорость Урн₈, то можно попытаться скомпенсировать эту неопределенность корректировкой величины Οι^ι, которая в этом случае может отличаться от теоретического значения, равного 2. Это должно рассматриваться как эмпирическая процедура, не имеющая теоретического обоснования, однако, находящаяся в пределах объема настоящего изобретения.

Следует иметь в виду, что вышеуказанная свертка является основным моментом одного из вариантов осуществления настоящего изобретения. После внесения поправок для компенсации затухания/рассеяния, как указано выше, 1-С8ЕМ-трассы преобразуются таким образом, чтобы их можно было отобразить и интерпретировать так же, как и сейсмические трассы с использованием характеристик их годографов.

Теперь с учетом того, что 1-С8ЕМ-данные, и в частности 1-С8ЕМ-данные, полученные и обработанные, как указано выше, имеют характеристики годографов сейсмических данных, предпочтительно применяются традиционные и нетрадиционные способы получения сейсмических изображений (стадия 500). Например, как это показано на фиг. 5, сначала осуществляют выбор алгоритма получения изображений (на стадии 505). К алгоритмам получения изображений относится, например, суммирование или миграция (временная или глубинная, до суммирования или после суммирования). Могут также применяться и другие способы улучшения качества изображений, например обратное преобразование данных с использованием параметров заданных моделей и др. Таким образом, когда в настоящем описании используется термин алгоритм получения изображений, он должен пониматься в широком смысле, охватывающем любой алгоритм, который подходит для обработки сейсмических данных и предназначен для улучшения качества изображений, которые могут быть получены по этим данным, включая, в частности, любые виды обработки, в том числе обратную фильтрацию (деконволюцию), формирование сигналов, статические поправки, анализ скоростей, временную и дальностную компенсацию (например, поправку на нормальное приращение), фильтрацию, мьютинг в окне, получение изображений до суммирования (например, миграцию до суммирования, поправку на приращение времени, вызванное наклоном отражающей границы, и др.), суммирование, коррекцию усиления, получение изображений после суммирования (например, миграцию после суммирования) или обратное преобразование, а также получение любых характеристик, например мгновенной фазы, изменения амплитуды по дальности и др.

После выбора алгоритма получения изображений преобразованные 1-С8ЕМ-данные считывают (стадия 510), упорядочивают (стадия 515) и обрабатывают (стадия 525) с использованием операций получения изображений, применимых к сейсмическим данным. Следует иметь в виду, что стадия 515 упорядочивания данных может содержать сортировку 1-С8ЕМ-данных, подвергнутых фильтрации, в результате чего получают сейсмограммы ОГТ для суммирования, сортировку для получения сейсмограмм равноудаленных трасс и другие операции. Алгоритмы выполнения таких двухмерных и/или трехмерных операций в отношении сейсмических данных очень хорошо известны обычным специалистам в области сейсморазведки.

В тех случаях, когда выбранный алгоритм обработки требует, чтобы пользователь обеспечил функцию распределения скорости (например, и суммирование, и миграция требуют для своего выполнения функции распределения скорости), она может быть получена одним из обычных способов, использующих обработанные 1-С8ЕМ-трассы так, как если бы они были сейсмическими трассами, не прошедшими операцию суммирования, и анализирующих, например, приращения времени для определения функции распределения скорости. Функция распределения скорости может изотропной или анизотропной. Если функция распределения скорости анизотропна, то анизотропия может быть полярной или азимутальной. Если анизотропия имеет азимутальный характер, то возникают некоторые осложнения. См., например, рассмотрение поперечных сейсмоволн в публикации Особенности разведки и эксплуатации в условиях сейсмической анизотропии, ТНопъеп, Ь., 2002, 8οοίοΙν о£ Ехр1огаЕои беорйуысШк, в которой описываются такие осложнения при проведении сейсморазведки.

Следует иметь в виду, что если до сих пор не была выполнена компенсация рассеяния и затухания, рассмотренная выше (стадия 520 на фиг. 5), то она выполняется перед применением алгоритма получения изображений (стадия 525).

- 15 011273

Также следует иметь в виду, что в настоящем описании !-С8ЕМ-исследования рассматриваются в понятиях сейсмотрасс, упорядоченных в сейсмограммы ОГТ или в сейсмограммы равноудаленных трасс, что делается лишь с целью конкретизации и не представляет какого-либо стремления ограничить настоящее изобретение использованием только для таких видов сейсмограмм. Так, в контексте настоящего описания термин сейсмограмма используется в максимально широком смысле этого термина и относится к обычным двухмерным и трехмерным сейсмограммам ОГТ, а также и к другим видам сейсмограмм, к которым относятся, в частности, сейсмограммы по общей точке изображения, сейсмограммы общей точки приема, сейсмограммы общей точки источника, сейсмограммы равных удалений и др., причем наиболее важной особенностью термина сейсмограмма является то, что она представляет выборку трасс, полученных в двухмерных или в трехмерных исследованиях, до суммирования трасс, причем такая выборка трасс упорядочена в соответствии с правилом, основанным на одной или нескольких характеристиках геометрической схемы исследования.

Кроме того, необходимо заметить, что, хотя большая часть примеров, приведенных в настоящем описании, относится к морским работам, однако, технические решения настоящего изобретения могут быть использованы и на суше, при условии решения возникающих проблем материально-технического обеспечения (например, соединение источников и приемников с землей). См. патент США № 6914433, выданный \Упд111 и др., для ознакомления с дополнительной информацией по этому вопросу.

Кроме того, мы предполагаем, что обработка данных электромагнитной разведки может осуществляться либо последовательно, либо одновременно (параллельно) с обработкой сейсмических данных, охватывающих тот же самый объем (если такие данные имеются). В случае параллельной обработки она может выполняться согласованно, а именно промежуточные результаты обработки одних данных поступают в алгоритм обработки других данных для определения ограничений или же с использованием известных более формализованных способов совместной обработки, таких как комплексное обращение (см. вышеуказанную публикацию 8!таск, 1992).

Наконец, на фиг. 10 показан в общем виде пример обработки трасс электромагнитной разведки в соответствии с настоящим изобретением для обеспечения отображения образования геологической среды, содержащего углеводороды. Как можно видеть из общей схемы, приведенной на этой фигуре, при получении и обработке данных электромагнитной разведки в соответствии с настоящим изобретением характеристики этих данных становятся очень похожими на характеристики обычных сейсмических данных и могут интерпретироваться примерно так же, как и в случае сейсмических данных.

Технические детали

Настоящее изобретение относится к С8ЕМ-технологии, и более конкретно к !-С8ЕМ-технологии, которая может использоваться как на суше, так и на море, хотя предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения относится к его применению при проведении разведочных работ на море. В !-С8ЕМ-технологии используются такие же нестационарные источники, как и в сейсморазведке, а именно источники с импульсным сигналом (морские работы) или с разверткой частоты (наземные работы). Вообще говоря, уже давно существовало достаточное понимание того, что технологии сейсморазведки и электромагнитной разведки имеют много общего (см., например, публикацию Основы распространения упругих и электромагнитных волн в слоистой среде, Игат, В, 1983, Сеоркумск, 48, 1063-1081). Однако имеются и различия, так что многие методы сейсморазведки не могут быть использованы в отношении данных электромагнитной разведки без их модификации.

В частности, в технике обработки сейсмических данных хорошо известно, что сейсмические данные, полученные в целях разведки, оценки, добычи и разработки углеводородов, должны обрабатываться для подавления шумов, причем, если это возможно, то осуществляют улучшение качества сигнала. Часто это осуществляется с использованием характеристик годографов таких данных. Например, данные могут подвергаться частотно-волновочисленной фильтрации. В этом случае совершенно четко должны использоваться характеристики годографов данных, так как фильтрация осуществляется одновременно в отношении частоты (дополняющий параметр времени) и волнового числа (дополняющий параметр дальности);

данные могут подвергаться фильтрации в области наклонного суммирования;

данные могут подвергаться медианной или робастной фильтрации;

может осуществляться мьютинг данных или векторного или скалярного смещения во временном окне; данные могут корректироваться для компенсации рассеяния и затухания сигналов.

Эти проблемы за прошедшие десятилетия хорошо стали хорошо известны специалистам в области сейсморазведки, однако, специалисты в области электромагнитной разведки с ними практически незнакомы, поскольку в большей части работ по электромагнитной разведке на углеводороды с искусственным источником использовалась £-С8ЕМ-технология, при которой невозможно использовать характеристики годографов данных;

расчет большей части разведочных работ с использованием !-С8ЕМ-технологии проводился очень примитивно, причем количество приемников было мало, так что требуемая обработка по дальности-времени была невозможна.

- 16 011273

Теоретические основы

В качестве отправной точки рассмотрим физические основы, которые позволяют установить аналогию электромагнитных и сейсмических процессов, причем эта аналогия сама по себе, хотя уже и является общепринятым фактом, однако, нетривиальна и не нашла понимания среди многих опытных специалистов как в области сейсморазведки, так и в области электромагнитной разведки.

Сейсморазведка

В теории сейсмических волн в квазиупругой среде простейшее рассмотрение связано с волновым уравнением для изотропной однородной среды <5Э²й = Л77²Й (1) где “у*’*·* - вектор смещения частицы (переменная по пространству х и естественному времени ΐ), V и д общепринятые обозначения для операторов частных производных по пространству и времени, соответственно. Среда характеризуется модулем М деформации и плотностью δ. Для эластичной среды М - действительное число, различное для различных типов волн, а для квазиупругой среды М - комплексное число.

Мы ищем гармонические решения уравнения (1) в форме й(х,г0)=Й_о(й5Х;^_я(х)ехр(1й5 ί) (2)

В теории упругих волн знак фазы ίωΐ во втором осциллирующем члене вышеприведенного уравнения не имеет существенного значения, однако, в теории волн в квазиупругой среде очень важно, чтобы он был выбран таким образом, чтобы (для положительной угловой частоты ω) фаза увеличивалась с увеличением времени.

Тогда из (1) и (2) получаем уравнение для функции С_Не[т пространственной деформации (ν²+ζ²)<?^, = ο ₍₃₎ где волновое число К определяется выражением (4) » ~ 1=1 и 6а_е£_т(Я)=ехр(-1КК) - решение для распространения в любом радиальном направлении ¹ ’ ‘

В соответствии со вторым законом термодинамики положительное значение квадратного корня является единственным физически возможным решением.

Теперь, после выделения действительной и мнимой частей модуля М, он может быть записан (и для продольных, и для поперечных волн) как комплексное число в следующем виде:

Μ=Μ_κ+ΐΜ[ (5)

Неявные зависимости М_к и Мг от частоты определяются соотношениями Крамерса-Кронига, причем эти зависимости имеют физическую (а не математическую) природу и, вообще говоря, плохо изучены, причем сложная зависимость от частоты определяется недостаточно известными физическими параметрами.

Принято (см., например, О'Соппе11 и Вибгапккг, 1978) описывать коэффициент качества О,|_е(_т следующим уравнением:

В соответствии со вторым законом термодинамики О,|_е(_т не может быть отрицательным. Далее, для обеспечения деформационной устойчивости величина М_к не должна быть отрицательной, из чего следует, что величина М_т также не может быть отрицательной.

Выражения для действительной и мнимой частей К содержат О,|_е(_|п в четвертой степени и не очень информативны. Вместо этого, мы определяем действительную и мнимую части скорости ν следующим выражением:

где

так что действительная и мнимая части волнового числа имеют в этом случае следующий вид:

- 17 011273

где последнее выражение в неявной форме определяет (действительную) фазовую скорость ν_1Ρ1δ сейсмических волн и коэффициент α затухания.

Наконец, уравнение (2) плоской сейсмоволны принимает следующий вид:

й(х,а)= й₀(<в)ехр[-а)?]ехррй(«-Л/г_р/и)] (₁₀)

По мере распространения волны происходит ее ослабление (если применять правило противофазы, то вместо ослабления она будет усиливаться по экспоненте).

Это справедливо для любой величины 9а_е£т. Однако при нормальных условиях распространения сейсмических волн затухание мало, то есть <3а_е£_т»1, и соответствующие зависимости М_к, М_ь ν_1Ρ1δ и 0_РеРтот частоты имеют умеренный характер. В пределе для больших значений С)_Рег_1П

так что волновое число равно примерно κ—^ω ν

1--— рНз 9 (12)

В действительности, рабочее определение затухания сейсмических волн может основываться на уравнении (12), вместо уравнения (6), путем определения ι

(13) причем независимость от величины ^_δе^_δ обеспечивается соответствующими изменениями определений ν_1Ρ1δ и 0_РеРт. Если ^_δе^δ мало, то ν_1Ρ1δ и ^_δе^δ сильно зависят от частоты (сильное рассеяние). В любом случае, независимо от величины ^_δе^_δ, смещение может быть определено следующим уравнением:

м(х,й))= Й_о(й)ехр[-й7?]ехр[гй)(г-Я /г^)]

Имеется множество публикаций, в которых разрабатываются методы использования уравнения (14) для получения изображений и характеристик геологической среды при следующем ограничении: (Х_е1ж% Однако только в немногих публикациях разрабатывается такое использование уравнения (14) в предположении, что ^_δе^_δ велико, но его значение конечно, и они, в основном, направлены на коррекцию сейсмических данных для исключения эффекта конечного ^_δе^_δ.

Электромагнитная разведка

Два уравнения Максвелла в применении к однородной изотропной среде могут быть записаны в следующем виде:

где & - электрическое поле (переменное в пространстве и во времени ΐ), Н - магнитное поле и среда характеризуется величиной ε (диэлектрическая постоянная), μ (магнитная проницаемость) и σ (удельная электрическая проводимость). Эти уравнения хорошо известны уже более 100 лет, и они формируют основу всех классических электромагнитных явлений в линейном диапазоне, где применяется закон Ома.

Применяя к этим уравнениям дифференциальный оператор ротора (Ух) и используя хорошо из[Ух(Ух)=У(У-)-У^г] Л вестное дифференциальное тождество для исключения , получим уравнение Максвелла для волны/диффузии электрического поля и идентичное уравнение для &, указывающее на то, что обе волны должны распространяться вместе. Мы ищем гармонические решения уравнения (16) в форме

Д^0)=^(ю)С_ет(х)ехр(йв ί) (₁₇₎

Необходимо заметить, что это такое же правило, как и то, что было использовано выше для сейсмических волн, и оно противоположно правилу, использованному в вышеуказанной публикации игзт, 1983.

(16)

- 18 011273

Пространственная электромагнитная функция является решением следующего уравнения:

где волновое число К определяется выражением к = α^Ιμεί!- ΐσίωε) =

(19)

В выражении справа ρ=1/σ - электрическое удельное сопротивление, п - индекс преломления и с скорость света в вакууме, порядка 3-10⁵ км/с; ^ПС · β вакууме р=оо и и=1, так что второй член справа в уравнении (19) равен нулю и с=о/к - скорость света.

При высоких частотах волн в породе (режим тока смещения) второй член уравнения (19) имеет малую величину и волна распространяется со скоростью пс. Однако на этих высоких частотах длины волн очень малы, так что второй член, имеющий небольшую величину, определяет ослабление волны, практически, до нуля уже на малой глубине проникновения.

При достаточно низких частотах (режим тока проводимости) превалирует второй член уравнения, так что к = р-ЙорТр = ί) определяя скалярное волновое число К. Это происходит всегда, когда (20)

и в количественной форме представлено ниже.

При указанных условиях фазовая скорость равна и групповая скорость равна

Для пород, не обладающих магнитными свойствами, μ=μ₀=4π10^-7 Н/т, магнитной проницаемости вакуума. Для типичных осадочных пород удельная проводимость ρ имеет величину порядка 1 Ом-м, так что на частоте порядка 1 Гц величина фазовой скорости У_р|8 составляет 3,16 км/с, что сравнимо со скоростью звука, ρ может слабо зависеть от ω, но основная зависимость У_|)|к от частоты выражается приведенной выше однозначной зависимостью, имеющей форму корня квадратного из частоты.

Используя (22) в (21), можно получить, что критическая частота, разделяющая режимы токов смещения и проводимости, равна

где для получения численного результата принимается /₀=1 Гц, а п=0,1. Это очень высокая частота, так что все частоты, используемые для глубокого зондирования геологической среды, находятся в области режима проводимости, то есть использование уравнения (20) вполне обоснованно.

На этих низких частотах решение для плоской волны (16) имеет следующий вид:

Е(К,а)') = Ё_о ехр[-к2?]ехр[/(га?~ кй)] = Ё_о ехр[-йй? /У^]ехр[й»(*--К)] (23)

Конечно, аналогичное выражение существует и для магнитного поля Ή· Это выражение для электромагнитного поля очень похоже на выражение (14) для сейсмических волн, однако, имеются и следующие принципиальные отличия:

в случае сейсмических волн имеется только одно поле, в то время как в случае электромагнитных волн два поля Е и Н существуют и распространяются вместе;

в первом члене (затухание) выражения для электромагнитных волн отсутствует коэффициент 1/20 в показателе экспоненты; это эквивалентно заданию для 0_ЕМ значения 1/2;

фазовая скорость У_р|к электромагнитных волн сильно зависит от частоты (см. уравнение (22)), в то время как фазовая скорость У_|)||?, сейсмических волн имеет лишь слабую частотную зависимость.

- 19 011273

О-Деконволюция электромагнитных волн

В соответствии с настоящим изобретением на первой стадии получают С8ЕМ-данные:

предпочтительно при проведении работ на море, причем источник буксируют непосредственно над морским дном;

предпочтительно используют источник с импульсным сигналом или с другой формой сигнала, которая приемлема для обработки во временной области; и предпочтительно используют множество приемников, размещенных на морском дне на разных расстояниях от источника.

Для среднего специалиста в данной области ясно, что в рамках объема настоящего изобретения возможны многочисленные изменения и альтернативы вышеуказанных предпочтительных вариантов.

Далее, необработанные электромагнитные данные предварительно обрабатывают (с использованием различных стандартных способов, известных специалистам в области обработки С8ЕМ-данных) для внесения поправок на инструментальные погрешности, координатной привязки, подавления волн, распространяющихся в воде, и др.

Затем предпочтительно осуществляют коррекцию данных для компенсации затухания и рассеяния электромагнитных волн. Предпочтительно используют методику свертки; возможны и другие варианты осуществления основной идеи (например, использование миграции).

В такой схеме проведения разведочных работ дальность К распространения волн может быть определена в предположении одиночного преломления внутри однородного пласта с использованием следующего аппроксимирующего выражения:

где ί₀ - время вступления волны в уравнении (2), и х - дальность между источником и приемником. Очевидно, возможны и другие более сложные выражения, определяемые неоднородной и/или анизотропной геологической средой, которые очевидны специалистам в данной области техники и которые включаются в настоящее изобретение.

В связи с рассеянием (см. уравнение (22)) сигнал принимается в течение протяженного интервала времени, даже если полоса частот источника конечна. Поскольку мы хотим локализовать прием сигнала, скорректированного для учета О. мы прибавляем и вычитаем член с постоянной скоростью в уравнении (23): ад_й)) = £_оехр[-й1К/У^]ехр[1й)(г-Л/¥^+Я_о/У₍₎-/г_о/У_о)] = Ё_о ехр[-йЛ /У^ - ίαΚΚ/ν_ρ1α - Л_о / У₀)]ехр[»й»(г- / У_о)] ₍₂₄₎ где ν₀ = У^ (й₀)= и ω₀ - основная частота, обычно выбираемая возле центра принимаемой полосы частот.

Умножая это Фурье-преобразование на обратное преобразование первого множителя, получаем следующее выражение:

При обратном Фурье-преобразовании левая часть уравнения (25) определяет предварительно обработанные данные ’ свернутые фильтром, который одновременно осуществляет коррекцию для компенсации затухания и рассеяния при распространении волн. Правая часть уравнения представляет импульс с ограниченной полосой, принятый с задержкой Ко/У₀. Фильтр, осуществляющий требуемую обработку, может быть представлен в следующем виде (в пространстве Фурье-образов):

Подразумеваемым в данном выражении является расстояние х между источником и приемником (известно) и время ίο вступления волны, то есть фильтр является динамическим и его характеристики являются функцией от времени трассы и пути распространения сигнала. Характеристики фильтра (25) при работе на высокой частоте отклоняются от требуемых, однако, на практике это не представляет проблемы, поскольку полоса частот принимаемого сигнала ограничена, то есть равно нулю на высоких частотах.

Поэтому на практике вышеуказанный фильтр может быть осуществлен с ослаблением его действия на высокой частоте, так что высокочастотный шум не будет усиливаться.

Хотя настоящее изобретение описывается здесь в отношении обработки трасс электромагнитной

- 20 011273 разведки, которые сохраняются в естественном времени (в отличие от известных способов, в которых используется начальное преобразование к логарифмической шкале времени, после чего применяется алгоритм обработки сейсмических данных в естественном времени), для среднего специалиста в данной области будет понятно, что большая часть сейсмических процессов в области время-дальность может быть пересчитана в другие области (например, область логарифмического времени). Поэтому для целей настоящего изобретения термин естественное время будет дополнительно пониматься как охватывающий случаи, когда данные электромагнитной разведки преобразуются к другому времени или к другому измерению дальности и алгоритм обработки сейсмических процессов в области время-дальность, который обычно обрабатывает данные в области естественного времени, перекодируется соответствующим образом для работы с преобразованными данными электромагнитной разведки.

Далее, для обычных специалистов в данной области будет ясно, что, хотя существо способов, описанных в заявке в связи с О-деконволюцией. можно лучше всего понять по их выражению в частотной области, имеется эквивалентный алгоритм обработки во временной области, который приводит к аналогичному результату. То есть теоретическая взаимозаменяемость между алгоритмами, работающими в частотной и временной областях, хорошо известна. Как следствие, когда в настоящем описании говорится о работе на одной или нескольких частотах, то это следует понимать в широком смысле, то есть охватываются случаи, когда алгоритм работает в частотной области, а также случаи, когда, практически, эквивалентная операция выполняется во временной области.

Хотя изобретение описано в заявке на примере некоторых конкретных вариантов его осуществления со ссылками на прилагаемые чертежи, специалисты в данной области техники могут осуществить различные изменения и модификации, отличающиеся от тех, что описаны или предложены в заявке, без выхода за рамки объема изобретения, который может быть определен на основе формулы изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ геофизической разведки геологической среды, при котором проводят электромагнитную разведку заданной области геологической среды с получением множества трасс электромагнитных сигналов, используемых для получения отображения по меньшей мере части заданной области геологической среды, отличающийся тем, что проводят коррекцию по меньшей мере одной трассы электромагнитного сигнала для учета затухания и рассеяния на множестве различных частот в соответствии по меньшей мере с одним параметром О и в соответствии по меньшей мере с одной скоростью электромагнитных сигналов для получения отображения по меньшей мере части заданной области геологической среды, где О является коэффициентом качества, характеризующим передачу электромагнитных сигналов внутри заданной области геологической среды.
2. Способ по п.1, в котором параметр О приблизительно равен 1/2.
3. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одна скорость электромагнитных сигналов представлет собой скорость единичного электромагнитного сигнала и указанная скорость представляет собой фазовую скорость электромагнитного сигнала.
4. Способ по п.1, в котором по меньшей мере одну из указанных трасс электромагнитных сигналов корректируют для компенсации затухания и/или рассеяния на множестве различных частот в соответствии со следующими стадиями:

(a) выбор основной частоты ω₀, (b) для каждой из выбранных трасс электромагнитных сигналов:

(ί) выбор одной из указанного множества частот, причем выбранная частота обозначается ω, (ίί) корректировка выбранной трассы электромагнитного сигнала для компенсации затухания и рассеяния в соответствии с формулой ехр[+соВУ2рУ_Р|,₅ +ίω(Κο/ν_ρ1Β -К_о/У_о)], где В₀ - длина пути сигнала от источника указанной выбранной трассы электромагнитных сигналов до приемника, принимающего сигналы источника, где ρ - удельное сопротивление пород геологической среды, μ - магнитная проницаемость пород геологической среды, и (ΐϊϊ) выполнение вышеуказанных стадий (1) и (ίί) для каждой из указанных выбранных нескольких частот, и (с) выполнение по меньшей мере стадии (Ь) для каждой выбранной трассы электромагнитных сигналов, в результате чего получают обработанные трассы электромагнитных сигналов.
5. Способ по п.1, в котором трассы электромагнитных сигналов выбирают из группы, содержащей трассы С8ЕМ-данных, трассы £-С8ЕМ-данных и трассы !-С8ЕМ-данных.

- 21 011273
6. Способ по п.4, в котором, по меньшей мере, стадии (Ь) (ίί) и (Ь) (ш) выполняются цифровой вычислительной машиной и где указанные стадии находятся в форме программ вычислительной машины и записанных на устройства, выбранные из группы, включающей ОЗУ, ПЗУ, чип ППЗУ, флэш-память, карту ПЗУ, карту ОЗУ, гибкий диск, магнитный диск, магнитную ленту, магнито-оптический диск, оптический диск, диск СЭ-РОМ или диск ЭУЭ.
7. Способ по п.1, в котором откорректированные трассы электромагнитных сигналов отображаются с использованием алгоритма получения изображений для сейсмических данных, который адаптирован к исследованию углеводорода в пределах заданной области геологической среды.
8. Способ по п.7, в котором каждый из по меньшей мере одного алгоритма получения изображений для сейсмических данных выбран из группы, содержащей мьютинг, деконволюцию, формирование сигналов, статические поправки, анализ распределения скорости, временную и дальностную коррекцию, поправки на нормальное приращение времени, частотную фильтрацию, получение изображений до суммирования, миграцию до суммирования, поправки на приращение времени, вызванное наклоном отражающей границы, суммирование, коррекцию усиления, получение изображений после суммирования, миграцию после суммирования, изменение амплитуды по дальности и получение характеристик.
9. Способ по п.1, в котором откорректированные трассы электромагнитных сигналов сохраняют на считывающей среде вычислительной машины, выбранной из группы, включающей накопитель на магнитном диске, накопитель на магнитной ленте, накопитель на оптическом диске, накопитель на магнитооптическом диске, ОЗУ и энергонезависимый ОЗУ.
10. Способ по п.1, в котором по меньшей мере часть откорректированных трасс электромагнитных сигналов выводится на устройство отображения данных.
11. Способ по п.3, в котором стадия (с) выполняется с использованием алгоритма отображения сейсмического годографа.
12. Способ по п.11, в котором алгоритм отображения сейсмического годографа выбран из группы, содержащей мьютинг, поправки на нормальное приращение времени, поправки на приращение времени, вызванное наклоном отражающей границы, временную миграцию, глубинную миграцию, фильтрацию в области наклонного суммирования, оценку скорости, послойный анализ и частотно-волновочисленную фильтрацию.
13. Система геофизической разведки заданной области геологической среды, содержащая по меньшей мере один электромагнитный датчик, расположенный вблизи указанной заданной области геологической среды, и процессор для использования электромагнитных сигналов, полученных от электромагнитного датчика, для получения отображения по меньшей мере части заданной области геологической среды, отличающаяся тем, что процессор адаптирован для коррекции получаемых электромагнитных сигналов для компенсации затухания и/или рассеяния на множестве различных частот в соответствии по меньшей мере с одной скоростью электромагнитных сигналов и по меньшей мере одним параметром, где является коэффициентом качества, характеризующим передачу электромагнитных волн в пределах заданной области геологической среды.
14. Система геофизической разведки по п.13, где корректировка для компенсации затухания и/или рассеяния выполняется в соответствии с формулой εχρΕ+ωΚοΏΟν^ +ίω(Β_Γ/ν_ρ(15 -Κ(/ν₀)], где ω - выбранная частота,

Во - длина пути сигнала от указанной выбранной трассы электромагнитных сигналов до ее источника ^ν6 = ^νρ^ωο) = ψϊ(ΰ₀ρ/μ, где ρ - удельное сопротивление пород геологической среды, μ - магнитная проницаемость пород геологической среды, ω0 - основная частота, ΐ - квадратный корень из (-1).
15. Система для геофизической разведки, включающая устройство для отображения по меньшей мере части области геологической среды с помощью электромагнитных сигналов, полученных с помощью по меньшей мере одного электромагнитного датчика, отличающаяся тем, что устройство адаптировано к выбору множества различных частот и производит трассы электромагнитных сигналов, представляющие по меньшей мере часть заданной области геологической среды посредством коррекции электромагнитных сигналов и компенсации затухания и/или рассеяния на множестве различных частот в соответствии по меньшей мере с одной скоростью электромагнитных сигналов и по меньшей мере одним параметром О. где О является коэффициентом качества, характеризующим передачу электромагнитных волн в пределах заданной области геологической среды.