RU2451307C1 - Method of measuring coordinates microseismic sources - Google Patents
Method of measuring coordinates microseismic sources Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451307C1 RU2451307C1 RU2011129540/28A RU2011129540A RU2451307C1 RU 2451307 C1 RU2451307 C1 RU 2451307C1 RU 2011129540/28 A RU2011129540/28 A RU 2011129540/28A RU 2011129540 A RU2011129540 A RU 2011129540A RU 2451307 C1 RU2451307 C1 RU 2451307C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- interference
- microseismic
- receivers
- signals
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Изобретение относится к области сейсмических исследований и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, а именно при контроле процесса гидроразрыва пласта залежи углеводородов, в горнодобывающей промышленности для контроля микросейсмичности в окрестности шахт и рудников, в технологиях контроля за соблюдением Договора о всеобъемлющем запрещении ядерных испытаний для идентификации мест проведения сильных подземных взрывов.The invention relates to the field of seismic research and can be used in the oil and gas industry, namely, when monitoring the process of hydraulic fracturing of hydrocarbon deposits, in the mining industry to control microseismicity in the vicinity of mines and mines, in technologies for monitoring compliance with the Comprehensive Test Ban Treaty for identification of places of strong underground explosions.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Наиболее перспективная технология из числа применяемых в настоящее время для мониторинга микросейсмической активности в верхних слоях земной среды, в частности мониторинга гидроразрыва пластов (ГРП) при добыче нефти и газа [RU, 2319177], [RU, 2305298], [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336] предполагает использование поверхностных групп сейсмических приемников (ПГСП) для регистрации сейсмических волн, излучаемых микросейсмическими источниками. Записи сейсмических сигналов, принятых ПГСП, используются затем для оценивания размеров и геометрии образовавшейся области разрушения среды. ПГСП представляют собой совокупность приборов, регистрирующих колебания частиц земной среды и установленных на поверхности земли или на небольшом углублении под ее поверхностью на расстояниях от 30 до 200 м друг от друга в области, размеры которой определяются глубиной, на которой происходят микросейсмические события.The most promising technology among those currently used for monitoring microseismic activity in the upper layers of the earth’s environment, in particular, hydraulic fracturing monitoring in oil and gas production [RU, 2319177], [RU, 2305298], [PCT / US 2009 / 037220, WO / 2009/117336] involves the use of surface groups of seismic receivers (PHSP) for recording seismic waves emitted from microseismic sources. Records of seismic signals received by the SSSP are then used to estimate the size and geometry of the resulting region of medium destruction. PHSPs are a set of instruments that record vibrations of particles of the earth’s environment and are installed on the surface of the earth or in a small depression below its surface at distances from 30 to 200 m from each other in an area whose dimensions are determined by the depth at which microseismic events occur.
Известные методы микросейсмического мониторинга различаются, в основном, методами анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов для решения основных задач мониторинга. Такими задачами являются: локация (измерение координат) источников микроземлетрясений, образующихся при техногенном воздействии на земную среду, т.е. определение мест локальных разрывов среды, генерирующих сейсмические волны; определение геометрических характеристик этих разрывов, т.е. направлений образовавшихся трещин среды.Known methods for microseismic monitoring differ, mainly, by the methods of analysis of recorded SSSP seismic signals to solve the main tasks of monitoring. Such tasks are: location (measurement of coordinates) of sources of microearthquakes generated during anthropogenic impact on the earth’s environment, i.e. determination of local discontinuities of the medium generating seismic waves; determination of the geometric characteristics of these discontinuities, i.e. directions of the resulting medium cracks.
Решение указанных задач па практике затрудняется следующими факторами:The solution of these problems in practice is complicated by the following factors:
А. Сложностью строения земной среды под ПГСП, включающей область, где происходят микросейсмические события. Неучет имеющейся информации о строении среды приводит к ошибкам в физических моделях распространения сейсмических волн от микросейсмических источников к приемникам ПГСП, т.е. тех моделей, которые используются при решении указанных выше основных задач обработки сейсмических сигналов.A. The complexity of the structure of the earth’s environment under the MSS, including the area where microseismic events occur. Failure to take into account the available information on the structure of the medium leads to errors in the physical models of the propagation of seismic waves from microseismic sources to the receivers of the GSP, i.e. those models that are used to solve the above main problems of processing seismic signals.
Б. Наличием в записях сейсмических сигналов от микроземлетрясений сильных когерентных (коррелированных по времени и пространству) помех, порождаемых, главным образом, техническими устройствами, которые работают в районе, где производится мониторинг микросейсмичности. В частности, это механизмы, используемые для разработки месторождений нефти или газа.B. The presence of strong coherent (time and space correlated) interference in the records of seismic signals from microearthquakes, generated mainly by technical devices that operate in the area where microseismicity is monitored. In particular, these are the mechanisms used to develop oil or gas fields.
Известные способы [RU, 2305298], [RU, 2319177] анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов не в полной мере используют информацию о модели земной среды под сейсмической антенной и совсем не используют информацию о характеристиках помех. При практическом применении этих методов единственным средством компенсации мешающих мониторингу микросейсмичности факторов А, Б является увеличение числа сейсмоприемников в ПГСП или помещение последних в глубокие скважины. Оба эти подхода приводят к существенному повышению стоимости мониторингаKnown methods of [RU, 2305298], [RU, 2319177] for analyzing registered SESS data of seismic signals do not fully use information about the model of the earth’s environment under the seismic antenna and do not use information about interference characteristics at all. In the practical application of these methods, the only way to compensate for factors A and B that impede the monitoring of microseismicity is to increase the number of geophones in the DSS or place the latter in deep wells. Both of these approaches lead to a significant increase in the cost of monitoring.
Наиболее близким к предлагаемому в настоящем изобретении является способ измерения координат микросейсмических источников, включающий регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками, и обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой; при этом производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, в режиме, близком к режиму реального времени, в результате анализа цифровых записей вычисляют функционал, позволяющий судить об обнаружении микросейсмического события, затем устанавливают значение аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, и по этому значению определяют измеренное значение координат микросейсмического источника [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336].Closest to the proposed in the present invention is a method for measuring the coordinates of microseismic sources, comprising recording a surface group of seismic receivers of seismic signals emitted by microseismic sources, and processing the seismic signals with digital equipment; in this case, the digital records of seismic signals are analyzed in a moving time window with a duration equal to the typical duration of microseismic events in a mode close to real-time mode, as a result of the analysis of digital records, a functional is calculated that allows to judge the detection of a microseismic event, then the value of the argument is set, in which this functional reaches its maximum, and the measured value of the coordinates of the microseismic source is determined by this value [PCT / US 2009/037220, WO / 2009/117336].
В патенте [PCT/US 2009/037220, WO/2009/117336] описывается способ контроля процесса гидроразрыва пласта (ГРП), основанный на регистрации сейсмических волн, генерируемых при разрыве пласта в результате закачивания в него рабочей жидкости под давлением. Регистрация сейсмических волн осуществляется совокупностью сейсмометров, расположенных на поверхности земли и образующих поверхностную группу сейсмических приемников (ПГСП). Механический процесс разрыва пласта интерпретируется как последовательность микросейсмических событий, генерирующих сейсмические волны. Волны от каждого из событий регистрируются ПГСП и обрабатываются с целью отображения сейсмического волнового поля на поверхности в области установки ПГСП в совокупность источников внутри земной среды в области ГРП.The patent [PCT / US 2009/037220, WO / 2009/117336] describes a method for monitoring the hydraulic fracturing process (Fracturing) based on the registration of seismic waves generated during fracturing as a result of pumping a working fluid under pressure. The registration of seismic waves is carried out by a set of seismometers located on the surface of the earth and forming the surface group of seismic receivers (PHSP). The mechanical fracturing process is interpreted as a sequence of microseismic events generating seismic waves. Waves from each of the events are recorded by the DGSS and processed to display the seismic wave field on the surface in the area of the DGSS installation as a set of sources within the earth's environment in the hydraulic fracturing region.
Обработке последовательно подвергаются записи сигналов ПГСП в пределах скользящего временного окна. Для каждого положения временного окна определяются координаты точки максимума функционала сейсмической эмиссионной томографии (СЭТ)Processing is sequentially recorded by the signals of the CSPP within a moving time window. For each position of the time window, the coordinates of the maximum point of the functional of seismic emission tomography (SET) are determined
где r=(x,y,z) - координаты предполагаемой точки расположения источника в среде,where r = (x, y, z) are the coordinates of the proposed source location in the medium,
xk(t), t=1, …, N, k=1, …, m - дискретные отсчеты сигналов, зарегистрированных сейсмометрами ПГСП, находящиеся в пределах скользящего временного окна с длительностью Т;x k (t), t = 1, ..., N, k = 1, ..., m - discrete samples of signals recorded by the SSSP seismometers located within a moving time window with a duration T;
N=Tfд - число дискретных отсчетов сигналов в пределах скользящего окна, где fд - частота дискретизации сигналов;N = Tf d is the number of discrete samples of signals within a moving window, where f d is the sampling frequency of the signals;
τk (r) - задержка сигнала источника при его распространении от источника в точке r до k-го приемника ПГСП,τ k (r) is the delay of the source signal during its propagation from the source at point r to the k-th receiver of the PHSP,
m - число приемников в ПГСП.m is the number of receivers in PHSP.
Большое значение максимума функционала свидетельствует о наличии микросейсмического источника, а координаты 
При локации микросейсмических источников на основе анализа записей ПГСП с помощью функционала Ψ(r) не учитываются статистические характеристики случайных сейсмических помех, воздействующих на приемники ПГСП. Такой учет чрезвычайно важен, так как в районах регистрации микросейсмической активности, в частности в районах разработки залежей углеводородов, существуют интенсивные случайные сейсмические помехи, генерируемые техническими устройствами, работающими в этих районах. Эти помехи имеют сильную временную и пространственную корреляцию, из-за которой сигналы xk(t), зарегистрированные различными приемниками ПГСП и представляющие собой суммы сигналов от источника и сигналов помех в точках расположения приемников ПГСП, оказываются сильно коррелированными при любых отношениях сигнал-помеха. Поэтому простое их суммирование (как это предполагается во второй сумме в формуле функционала Ψ(r)) не уменьшает влияние помех на значение максимума функционала Ψ(r). Как известно из классических результатов математической статистики, «подавление» помех их простым суммированием имеет место только в том случае, когда сигналы помех в различных приемниках ПГСП являются взаимно некоррелированными.When locating microseismic sources based on the analysis of PHS records using the Ψ (r) functional, the statistical characteristics of random seismic interference affecting the PHSS receivers are not taken into account. Such accounting is extremely important, since in areas where microseismic activity is recorded, in particular in areas where hydrocarbon deposits are developed, there are intense random seismic disturbances generated by technical devices operating in these areas. These interferences have a strong temporal and spatial correlation, due to which the signals x k (t) recorded by various PHS receivers and representing the sum of the signals from the source and the interference signals at the points of the PHS receivers are strongly correlated for any signal-to-noise ratios. Therefore, their simple summation (as is assumed in the second sum in the formula of the functional Ψ (r)) does not reduce the influence of noise on the maximum value of the functional Ψ (r). As is known from the classical results of mathematical statistics, the “suppression” of interference by simple summation takes place only when the interference signals in different receivers of the CSP are mutually uncorrelated.
Сильно коррелированные по времени и пространству помехи, как правило, искажающие сигналы от микросейсмических источников, обычно называются когерентными помехами.Interferences that are highly correlated in time and space, usually distorting signals from microseismic sources, are usually called coherent interference.
Указанный недостаток приводит к тому, что при практической реализации описанного выше способа мониторинга ГРП из-за влияния когерентных техногенных сейсмических помех, воздействующих на приемники ПГСП, обнаруживается большое число «ложных» микросейсмических источников, а оцененные координаты реальных источников существенно отличаются от их истинных положений. В результате весьма неточно определяется область, в которой происходит разрушение среды при ГРП, и для уточнения этой области приходится применять интерактивную обработку «облака» обнаруженных сейсмических событий с помощью квалифицированного оператора. Этот недостаток существенно затрудняет мониторинг гидроразрыва пласта в близком к реальному масштабе времени.This drawback leads to the fact that, in the practical implementation of the hydraulic fracturing monitoring method described above, due to the influence of coherent technogenic seismic interference affecting the DSS receivers, a large number of “false” microseismic sources are detected, and the estimated coordinates of real sources differ significantly from their true positions. As a result, the region in which the destruction of the medium during hydraulic fracturing is very inaccurately determined, and to refine this area it is necessary to apply the interactive processing of the “cloud” of detected seismic events using a qualified operator. This drawback significantly complicates monitoring of hydraulic fracturing in close to real time.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Решаемая изобретением задача - улучшение технико-эксплуатационных характеристик мониторинга микросейсмичности с помощью ПГСП.The problem solved by the invention is the improvement of the technical and operational characteristics of microseismic monitoring with the help of PHSP.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, - повышение вероятности обнаружения истинных микросейсмических событий и улучшение точности измерения координат их источников.The technical result that can be obtained by implementing the claimed method is to increase the probability of detecting true microseismic events and improve the accuracy of measuring the coordinates of their sources.
Для решения поставленной задачи и достижения указанного технического результата в известном способе измерения координат микросейсмических источников, включающем: регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками; обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени; анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий; суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события, вычисление определенного функционала; установление значения аргумента, в котором этот функционал достигает максимума; определение по этому значению измеренного значения координат микросейсмического источника, согласно изобретению при анализе цифровых записей сейсмических сигналов вычисляют новый функционал, использующий частотные характеристики путей распространения сейсмических сигналов от микросейсмического источника и включающий операцию пространственно-временной фильтрации когерентных помех:To solve the problem and achieve the specified technical result in a known method for measuring the coordinates of microseismic sources, including: registration of a surface group of seismic receivers of seismic signals emitted by microseismic sources; processing of seismic signals with digital equipment in a mode close to real time; analysis of digital records of seismic signals in a moving time window with a duration equal to the typical duration of microseismic events; judgment based on the results of analysis of the detection of a microseismic event, the calculation of a certain functional; setting the value of the argument in which this functional reaches its maximum; determination of the measured value of the coordinates of a microseismic source from this value, according to the invention, when analyzing digital records of seismic signals, a new functional is calculated that uses the frequency characteristics of the propagation paths of seismic signals from a microseismic source and includes the spatio-temporal filtering of coherent interference:
где x(fj), j=1, …, N - m-мерные комплексные векторы значений дискретного конечного преобразования Фурье (ДКПФ) векторных отсчетов m-канальных записей сигналов ПГСП 
N=Tfд - число векторных отсчетов m-канальных записей сигналов ПГСП на интервале временного окна, Т - длительность временного окна,N = Tf d is the number of vector samples of m-channel recordings of signals of PHSP on the interval of the time window, T is the duration of the time window,
m - число приемников ПГСП,m - the number of receivers PHSP,
где Т(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2], - заданное семейство годографов сейсмических волн в земной среде под ПГСП,where T (d, z), d∈ [0, R], z∈ [Z 1 , Z 2 ], is a given family of hodographs of seismic waves in the earth’s environment under the PSP,
R - апертура ПГСП,R - aperture PHSP,
Z1, Z2 - минимальная и максимальная глубины, в пределах которых ищутся сигналы от микросейсмических источников,Z 1 , Z 2 - the minimum and maximum depths within which signals from microseismic sources are searched,
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника, r=(x,y,z) - ожидаемые координаты источника,x k , y k , z k are the coordinates of the kth geophones, r = (x, y, z) are the expected coordinates of the source,
i - мнимая единица;i is the imaginary unit;
верхний индекс * у символа h - знак Эрмитова сопряжения вектора, то есть, транспонирования и комплексного сопряжения;the superscript * of the symbol h is the sign of the Hermitian conjugation of the vector, that is, transposition and complex conjugation;
B(fj) - комплексная матричная функция размерности m×m пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех, содержащихся в записях сигналов ПГСП, которая вычисляется по формуле:B (f j ) is a complex matrix function of dimension m × m of a spatio-temporal filter for suppressing coherent random noise contained in the records of PHSP signals, which is calculated by the formula:
где F(f) - матричная спектральная плотность мощности случайных когерентных помех, воздействующих на сейсмометры ПГСП (Бриллинджер Д. Временные ряды. Обработка данных и теория // М.: Мир, 1980, 536 с.);where F (f) is the matrix spectral power density of random coherent interference affecting the seismic signal transducer (Brillinger D. Time series. Data processing and theory // M .: Mir, 1980, 536 pp.);
Δf - интервал частот, в котором ожидаются сигналы от микросейсмического источника,Δf is the frequency interval in which signals from a microseismic source are expected,
Q - область земной среды, в которой ищутся микросейсмические источники;Q is the region of the earth’s environment in which microseismic sources are sought;
затем устанавливают значение аргумента r функционала Ф(r), в котором этот функционал достигает максимума, и по этому значению определяют измеренное значение координат 
Возможны дополнительные варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы:Additional embodiments of the method are possible, in which it is advisable that:
- матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех вычислялась на основании заданных координат расположения технических устройств, генерирующих сильные сейсмические помехи, законов распространения волн помех в приповерхностном слое земной среды по формуле (Кушнир А.Ф., Мостовой С.В. Статистический анализ геофизических полей // Киев, Наукова Думка, 1990, 275 с.):- the matrix function B (f j ) of the space-time filter for suppressing coherent random interference was calculated on the basis of the specified coordinates of the location of technical devices generating strong seismic interference, the laws of propagation of interference waves in the surface layer of the earth's environment according to the formula (Kushnir A.F., Mostovoi S.V. Statistical analysis of geophysical fields // Kiev, Naukova Dumka, 1990, 275 pp.):
где 
матрица Uq,j составлена из s векторов-столбцов ql(fj), l∈1, …, s, то естьthe matrix U q, j is composed of s column vectors q l (f j ), l∈1, ..., s, i.e.
векторы ql(fj) представляют собой частотные характеристики путей распространения сейсмических волн-помех от локализованных источников помех к приемникам группы,vectors q l (f j ) are the frequency characteristics of the propagation paths of seismic interference waves from localized interference sources to group receivers,
s<<m - число источников техногенных помех.s << m is the number of man-made interference sources.
- матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех вычислялась на основании вспомогательных записей помех во всех сейсмометрах ПГСП путем статистического оценивания по этим записям обратной матричной спектральной плотности мощности помех 
Предлагаемый в настоящем изобретении способ измерения координат микросейсмических источников по записям их сигналов, зарегистрированных ПГСП при воздействии сильных когерентных помех, позволяет существенно уменьшить влияние факторов А и Б на эффективность микросейсмического мониторинга с помощью ПГСП. Это позволяет при практическом применении метода уменьшить число сейсмоприемников в ПГСП и/или устранить необходимость заглубления их в скважины. Использование изобретения приведет к значительному уменьшению стоимости мониторинга микросейсмичности с помощью ПГСП, особенно в случае сейсмического мониторинга ГРП при сильных техногенных помехах.Proposed in the present invention, a method for measuring the coordinates of microseismic sources from recordings of their signals recorded by PHSP under the influence of strong coherent interference, can significantly reduce the influence of factors A and B on the effectiveness of microseismic monitoring using PHSP. This makes it possible, in the practical application of the method, to reduce the number of seismic receivers in PHSP and / or to eliminate the need to bury them in wells. The use of the invention will lead to a significant reduction in the cost of monitoring microseismicity using SSS, especially in the case of seismic monitoring of hydraulic fracturing with strong man-made interference.
Сущность изобретения заключается в способах накопления и эффективного использования информации о регистрируемых ПГСП сигналах с учетом физических свойств земной среды в районе мониторинга микросейсмичности и статистических характеристик помех, маскирующих сейсмические сигналы.The essence of the invention lies in the methods of accumulation and effective use of information on recorded SSS signals, taking into account the physical properties of the earth's environment in the area of microseismic monitoring and statistical characteristics of interference masking seismic signals.
Существенные особенности предлагаемого способа заключаются в следующем.Salient features of the proposed method are as follows.
Предлагаемый способ учитывает то, что и воздействие помех на сейсмические сигналы, и влияние на них земной среды в сложно устроенной приповерхностной области, в которой проявляется микросейсмичность, существенно зависят от доминирующих частот сигналов и помех. Поэтому заявленный способ предполагает анализ зарегистрированных ПГСП сигналов в частотной области, после преобразования их с помощью дискретного конечного преобразования Фурье (ДКПФ), реализуемого процедурой быстрого преобразования Фурье (БПФ).The proposed method takes into account the fact that both the effect of interference on seismic signals and the influence of the earth on them in a complex surface region in which microseismicity is manifested depends significantly on the dominant frequency of the signals and interference. Therefore, the claimed method involves the analysis of recorded PHSP signals in the frequency domain, after converting them using a discrete finite Fourier transform (DKPF), implemented by the fast Fourier transform (FFT) procedure.
Заявленный способ основан на современных математических методах статистического анализа многомерных случайных наблюдений. А именно, он учитывает, что согласно теоретическим рекомендациям (Кушнир А.Ф., Мостовой С.В. Статистический анализ геофизических полей // Киев, Наукова Думка, 1990 275 с.) влияние сильных пространственно коррелированных (когерентных) помех на надежность обнаружения микросейсмических источников и точность определения их координат может быть существенно уменьшено в результате пространственно-временной фильтрации помех при анализе многомерных наблюдений. При этом наилучшая матричная частотная характеристика пространственно-временного фильтра определяется обратной спектральной плотностью мощности помех, искажающих сигналы сейсмического источника в процессе их регистрации сейсмометрами ПГСП.The claimed method is based on modern mathematical methods of statistical analysis of multidimensional random observations. Namely, he takes into account that according to theoretical recommendations (Kushnir A.F., Mostovoy S.V. Statistical analysis of geophysical fields // Kiev, Naukova Dumka, 1990 275 pp.) The influence of strong spatially correlated (coherent) interference on the reliability of detection of microseismic sources and the accuracy of determining their coordinates can be significantly reduced as a result of spatial-temporal filtering of interference in the analysis of multidimensional observations. In this case, the best matrix frequency response of the space-time filter is determined by the inverse spectral power density of the interference distorting the signals of the seismic source in the process of their registration by the PGSP seismometers.
Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшими вариантами его выполнения со ссылками на прилагаемые фигуры.These advantages, as well as features of the present invention are illustrated by the best options for its implementation with reference to the accompanying figures.
Краткий перечень чертежейBrief List of Drawings
Фиг.1 изображает функциональную схему устройства для реализации заявленного способа;Figure 1 depicts a functional diagram of a device for implementing the inventive method;
Фиг.2 - то же, что фиг.1, другой вариант.Figure 2 is the same as figure 1, another option.
Лучшие варианты осуществления изобретенияThe best embodiments of the invention
Предлагаемые варианты функциональных схем устройств локации микросейсмических сигналов для осуществления заявленного способа основаны на общем способе анализа данных ПГСП и классифицируются в соответствии с объемом информации о статистических характеристиках случайных помех, действующих в районе установки ПГСП. Эта информация, как правило, задается в техническом задании (ТЗ) на применение устройства локации в конкретной задаче микросейсмического мониторинга.The proposed functional block diagrams of devices for locating microseismic signals for implementing the inventive method are based on the general method of analyzing the data of the SGBP and are classified according to the amount of information on the statistical characteristics of random interference operating in the area of the SGBP installation. This information, as a rule, is specified in the terms of reference (TOR) for the use of a location device in a specific microseismic monitoring task.
Базовое устройство требует наибольшей информации о случайных помехах, воздействующих на сейсмометры ПГСП, то есть задание их матричной спектральной плотности мощности. Другие варианты базового устройства - это устройства, использующие различную априорную информацию о помехах, позволяющую достаточно точно определить их матричную спектральную плотность мощности, и поэтому требующие включения в устройства определенных дополнительных блоков.The basic device requires the most information about random interference affecting the PSPG seismometers, that is, the task of their matrix power spectral density. Other variants of the basic device are devices that use various a priori information about the interference, which makes it possible to accurately determine their matrix spectral power density, and therefore require the inclusion of certain additional units in the devices.
Базовое устройство локации микросейсмических источниковBase device for locating microseismic sources
Базовое устройство функционирует в соответствии со следующей формулой для определения координат микросейсмического источника:The basic device operates in accordance with the following formula for determining the coordinates of a microseismic source:
где x(fj), j=1, …, N - m-мерные комплексные векторы значений дискретного конечного преобразования Фурье (ДКПФ) векторных отсчетов m-канальных записей ПГСП
N=Tfд - число векторных отсчетов m-канальных записей ПГСП на интервале временного окна, T - длительность временного окна;N = Tf d is the number of vector samples of m-channel PHSP records on the time window interval, T is the duration of the time window;
m - число сейсмометров ПГСП;m is the number of PHSP seismometers;
где Т(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] - заданное семейство годографов сейсмических волн в земной среде под ПГСП,where T (d, z), d∈ [0, R], z∈ [Z 1 , Z 2 ] is a given family of hodographs of seismic waves in the earth’s environment under the PSP,
R - апертура ПГСП, Z1, Z2 - минимальная и максимальная глубины, в пределах которых ищутся микросейсмические источники,R is the aperture of the MSS, Z 1 , Z 2 are the minimum and maximum depths within which microseismic sources are sought,
r=(x,y,z) - ожидаемые координаты источника,r = (x, y, z) - the expected coordinates of the source,
i - мнимая единица;i is the imaginary unit;
верхний индекс * - знак Эрмитова сопряжения векторов (т.е. транспонирования и комплексного сопряжения),superscript * is the sign of the Hermitian conjugation of vectors (i.e., transposition and complex conjugation),
Δf - интервал частот, в котором ожидаются сигналы от микросейсмического источника;Δf is the frequency interval in which signals from a microseismic source are expected;
Q - область земной среды, в которой ищутся микросейсмические источники.Q is the region of the earth’s environment in which microseismic sources are sought.
B(fj) - комплексная матричная функция размерности m×m пространственного фильтра для подавления когерентных случайных помех, содержащихся в записях сигналов ПГСП, которая вычисляется по формуле:B (f j ) is a complex matrix function of dimension m × m spatial filter to suppress coherent random interference contained in the records of the signals of the PHSP, which is calculated by the formula:
где F(f) - матричная спектральная плотность мощности случайных когерентных помех, воздействующих сейсмометры ПГСП;where F (f) is the matrix spectral power density of random coherent interference affecting the PSPG seismometers;
Базовое устройство, функционирующее согласно формулам (1), (2), (3), состоит из следующих блоков, выполненных на основе цифровой вычислительной техники (Фиг.1):The basic device that operates according to the formulas (1), (2), (3), consists of the following blocks, made on the basis of digital computer technology (Figure 1):
1) Блока 1 - блока приема аналоговых сейсмических сигналов xk(t), t∈[0,T]; k=1, …, m, с помощью m сейсмоприемников, образующих ПГСП.1) Block 1 - block of reception of analog seismic signals x k (t), t∈ [0, T]; k = 1, ..., m, with the help of m geophones, which form the satellite data acquisition system.
2) Блока 2 - аналогово-цифрового преобразователя сейсмических сигналов ПГСП для преобразования сигналов xk(t), t∈[0,T]; k=1, …, m, в последовательности дискретных отсчетов xk,t, t=1, …, N, k=1, …, m, с заданной частотой дискретизации fд. Эти отсчеты образуют в совокупности последовательность векторных цифровых данных ПГСП xt=(xl,t,…,xm,t), t=1, …, N, используемых для обнаружения и локации микросейсмических источников.2) Block 2 - an analog-to-digital converter of seismic signals of the PSSP for signal conversion x k (t), t∈ [0, T]; k = 1, ..., m, in the sequence of discrete samples x k, t , t = 1, ..., N, k = 1, ..., m, with a given sampling frequency f d . These samples form in aggregate a sequence of vectorial digital data of the DGSP x t = (x l, t , ..., x m, t ), t = 1, ..., N, used to detect and locate microseismic sources.
3) Блока 3 - буфера накопления многоканальных цифровых данных ПГСП xt, t=1, …, N и передачи этих данных для обработки следующими блоками в режиме, близком к режиму реального времени.3) Block 3 - buffer accumulation of multi-channel digital data ПГСП x t , t = 1, ..., N and transmission of these data for processing by the following blocks in a mode close to the real-time mode.
4) Блока 4 - устройства предварительной обработки многоканальных цифровых данных ПГСП. Этот блок обеспечивает считывание из буфера многоканальных отсчетов xt, t=1, …, N на очередном интервале скользящего окна, предварительную обработку этих данных: частотную фильтрацию и исправление возможных технических искажений, устранение сильных импульсных техногенных помех.4) Block 4 - pre-processing devices for multichannel digital data ПГСП. This unit provides reading from the buffer of multichannel samples x t , t = 1, ..., N at the next interval of the sliding window, preliminary processing of these data: frequency filtering and correction of possible technical distortions, elimination of strong pulsed technological interference.
5) Блока 5 - преобразователя цифровых многоканальных данных ПГСП xt, t=1, …, N в частотную область. В результате в этом блоке образуется векторная последовательность x(fj), 
6) Блока 6 - вычислителя комплексных векторных частотных характеристик путей распространения сейсмических волн к сейсмометрам ПГСП. Вычисляются функции h(fj,r} по формуле (2) на основе заданного семейства годографов сейсмических волн в земной среде под ПГСП.6) Block 6 - calculator of complex vector frequency characteristics of the propagation paths of seismic waves to seismometers PGSP. The functions h (f j , r} are calculated by the formula (2) based on a given family of hodographs of seismic waves in the earth’s environment under the MSS.
7) Блока 7 - вычислителя значений матричной частотной характеристики пространственно-временного фильтра для подавления когерентных помех. Матричная функция B(fj) вычисляется по формуле (3).7) Block 7 - calculator of the values of the matrix frequency response of the space-time filter to suppress coherent interference. The matrix function B (f j ) is calculated by the formula (3).
8) Блока 8 - вычислителя значений максимизируемого функционала Ф(r) от наблюдений в заданных точках 
9) Блока 9 - вычислителя точки максимума функционала Ф(r) по координатам источника в области Q возможных расположений источника на данном этапе ГРП. Вычисление осуществляется или одним из известных методов максимизации функций многих переменных (Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. Вычислительные методы для инженеров. М.: Высш. шк., 1994, 544 с.) или путем вычисления значений Ф(r) на сетке значений 3-мерного вектора r, построенной в области Q. После этого производится выбор той точки 
Устройство II локации микросейсмических источниковDevice II location microseismic sources
Устройство II является техническим расширением базового устройства. Оно применяется, когда информация о статистических характеристиках техногенных помехах в районе установки ПГСП может быть получена на основании координат технических устройств, излучающих интенсивные сейсмические волны, и характеристик земной среды, определяющих распространение этих волн. В этом случае матричная функция пространственно-временного фильтра, подавляющего техногенные помехи, рассчитывается по формулам:Device II is a technical extension of the base device. It is used when information on the statistical characteristics of technogenic disturbances in the area of the PHSP installation can be obtained on the basis of the coordinates of technical devices emitting intense seismic waves and the characteristics of the earth's environment that determine the propagation of these waves. In this case, the matrix function of the spatio-temporal filter that suppresses technogenic interference is calculated by the formulas:
где
матрица Uq,j составлена из s векторов-столбцов ql(fj), l∈1, …, s, то естьthe matrix U q, j is composed of s column vectors q l (f j ), l∈1, ..., s, i.e.
векторы ql(fj) представляют собой частотные характеристики путей распространения сейсмических волн - помех от локализованных источников помех к приемникам группы,vectors q l (f j ) are the frequency characteristics of the propagation paths of seismic waves - interference from localized interference sources to group receivers,
s<<m - число источников техногенных помех.s << m is the number of man-made interference sources.
Функциональная схема устройства II (Фиг.2) почти полностью совпадает с блок-схемой базового устройства (Фиг.1). Отличие этих блок-схем заключается в следующем. В блок-схеме устройства II введен дополнительный блок 10, в котором производится определение матричной спектральной плотности мощности (МСПМ) когерентных помех. То есть осуществляется вычисление согласно формуле (5) матричной функции G(fj) аппроксимирующей МСПМ когерентных техногенных помех. Вычисленная в блоке 10 функция G(fj) далее используется в блоке 7 для вычисления матричной частотной характеристики пространственно-временного фильтра подавления когерентных помех (Фиг.2).The functional diagram of device II (Figure 2) almost completely coincides with the block diagram of the base device (Figure 1). The difference between these flowcharts is as follows. An additional block 10 is introduced in the block diagram of device II, in which the determination of the matrix spectral power density (MSPM) of coherent interference is performed. That is, the calculation according to formula (5) of the matrix function G (f j ) approximating the MSPM of coherent anthropogenic interference is carried out. The function G (f j ) calculated in block 10 is then used in block 7 to calculate the matrix frequency response of the spatio-temporal coherent noise suppression filter (FIG. 2).
Устройство III локации микросейсмичсских источниковDevice III location microseismic sources
Устройство III является техническим видоизменением устройства II. Оно применяется, когда информация о статистических характеристиках помех в районе установки ПГСП может быть получена на основании дополнительной регистрации этих помех на всех приемниках ПГСП непосредственно перед проведением ГРП. В этом случае матричная функция пространственно-временного фильтра для подавления когерентных помех вычисляется по формулам:Device III is a technical modification of device II. It is used when information on the statistical characteristics of the interference in the area of the installation of the CSP can be obtained on the basis of additional registration of these interference at all CSP receivers immediately before the hydraulic fracturing. In this case, the matrix function of the space-time filter for suppressing coherent interference is calculated by the formulas:
Функциональная схема устройства III почти полностью совпадает с блок-схемой устройства II (Фиг.2). Отличие этих блок-схем заключается в том, что в блок-схеме устройства III аппроксимация матричной спектральной плотности мощности когерентных помех производится в блоке 10 по формулам (6) и (7). Вычисленная в блоке 10 матричная функция 
Промышленная применимостьIndustrial applicability
Наиболее успешно заявленный способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии сильных когерентных помех промышленно применим в нефтяной и газовой промышленности, в горнодобывающей промышленности, в технологиях контроля проведения ядерных испытаний.The most successfully claimed method of measuring the coordinates of microseismic sources when exposed to strong coherent interference is industrially applicable in the oil and gas industry, in the mining industry, and in nuclear test control technologies.
Claims (3)
где x(fj), j=1, …, N - m-мерные комплексные векторы значений дискретного конечного преобразования Фурье векторных отсчетов m-канальных записей сигналов поверхностной группы сейсмических приемников;
fд - частота дискретизации сигналов поверхностной группы сейсмических приемников;
N=Tfд - число векторных отсчетов m-канальных записей сигналов поверхностной группой сейсмических приемников на интервале временного окна;
Т - длительность временного окна;
m - число приемников поверхностной группы сейсмических приемников;
где T(d,z), d∈[0,R], z∈[Z1,Z2] - заданное семейство годографов сейсмических волн в земной среде под поверхностной группой сейсмических приемников;
R - апертура поверхностной группы сейсмических приемников;
Z1, Z2 - минимальная и максимальная глубины, в пределах которых ищутся микросейсмические источники;
xk, yk, zk - координаты k-го сейсмоприемника;
x, y, z - ожидаемые координаты источника;
i - мнимая единица;
верхний индекс * у символа h - знак Эрмитова сопряжения вектора, то есть транспонирования вектора и комплексного сопряжения его элементов;
Δf - интервал частот, в котором анализируются сигналы от микросейсмического источника;
Q - область земной среды, в которой ищутся микросейсмические источники;
B(fj) - комплексная матричная функция размерности m×m пространственно-временного фильтра для подавления когерентных случайных помех, содержащихся в записях сигналов поверхностной группы сейсмических приемников, которая вычисляется по формуле:
где F(f) - матричная спектральная плотность мощности случайных когерентных помех, воздействующих на приемники ПГСП,
затем устанавливают значение аргумента r функционала Ф (r), в котором этот функционал достигает максимума, по которому определяют измеренное значение координат
where x (f j ), j = 1, ..., N are m-dimensional complex vectors of discrete finite Fourier transform of vector samples of m-channel records of signals of the surface group of seismic receivers;
f d - the sampling frequency of the signals of the surface group of seismic receivers;
N = Tf d - the number of vector samples of m-channel recordings of signals by the surface group of seismic receivers in the time window interval;
T is the duration of the time window;
m is the number of receivers of the surface group of seismic receivers;
where T (d, z), d∈ [0, R], z∈ [Z 1 , Z 2 ] is a given family of hodographs of seismic waves in the earth’s environment under the surface group of seismic receivers;
R is the aperture of the surface group of seismic receivers;
Z 1 , Z 2 - the minimum and maximum depths within which microseismic sources are sought;
x k , y k , z k - coordinates of the k -th geophones;
x, y, z are the expected coordinates of the source;
i is the imaginary unit;
the superscript * of the symbol h is the Hermitian conjugation symbol of the vector, that is, the transposition of the vector and the complex conjugation of its elements;
Δf is the frequency interval in which the signals from the microseismic source are analyzed;
Q is the region of the earth’s environment in which microseismic sources are sought;
B (f j ) is a complex m × m matrix function of a space-time filter for suppressing coherent random interference contained in the signal records of the surface group of seismic receivers, which is calculated by the formula:
where F (f) is the matrix spectral power density of random coherent interference affecting the receivers of the GSP,
then establish the value of the argument r of the functional Φ (r), in which this functional reaches the maximum by which the measured coordinate value is determined
где
матрица Uq,j составлена из s векторов-столбцов q1(fj), l∈1, …, s, то есть
векторы ql(fj) представляют собой частотные характеристики путей распространения сейсмических волн - помех от локализованных источников помех к приемникам группы,
s<<m - число источников техногенных помех.2. The method according to claim 1, characterized in that the complex matrix function B (f j ) of the space-time filter for suppressing coherent random interference is calculated based on the specified coordinates of the location of technical devices generating strong seismic interference, and the dispersion curve of the wave propagation velocity interference in the surface layer of the earth by the formula:
Where
the matrix U q, j is composed of s column vectors q 1 (f j ), l∈1, ..., s, i.e.
vectors q l (f j ) are the frequency characteristics of the propagation paths of seismic waves - interference from localized interference sources to group receivers,
s << m is the number of man-made interference sources.
матрицы
матричная функция B(fj) пространственно-временного фильтра затем вычисляется по формуле
matrices
the matrix function B (f j ) of the space-time filter is then calculated by the formula
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129540/28A RU2451307C1 (en) | 2011-07-18 | 2011-07-18 | Method of measuring coordinates microseismic sources |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011129540/28A RU2451307C1 (en) | 2011-07-18 | 2011-07-18 | Method of measuring coordinates microseismic sources |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2451307C1 true RU2451307C1 (en) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230865
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011129540/28A RU2451307C1 (en) | 2011-07-18 | 2011-07-18 | Method of measuring coordinates microseismic sources |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2451307C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494418C1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-09-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) |
| RU2540005C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Method for seismic monitoring of development of hydrocarbon deposits on water areas |
| RU2539745C1 (en) * | 2013-08-28 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas |
| RU2613050C1 (en) * | 2015-10-06 | 2017-03-15 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки вычислительный центр Дальневосточного отделения Российской академии наук | Method for locating acoustic emission sources in rock mass |
| CN112444869A (en) * | 2019-08-30 | 2021-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | Seismic data processing method and storage medium for suppressing external source interference waves |
| RU2753166C1 (en) * | 2020-03-26 | 2021-08-12 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Хабаровский Федеральный исследовательский центр Дальневосточного отделения Российской академии наук обособленное подразделение Институт горного дела Дальневосточного отделения Российской академии наук | Method for determining location of acoustic emission sources in rock mass |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409722A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| RU2278401C1 (en) * | 2004-12-27 | 2006-06-20 | Ирина Яковлевна Чеботарева | Method for microseismic monitoring of spatial distribution of emission sources and scattered radiation and device for realization of said method |
-
2011
- 2011-07-18 RU RU2011129540/28A patent/RU2451307C1/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2409722A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| GB2409723A (en) * | 2003-12-29 | 2005-07-06 | Westerngeco Ltd | Microseismic determination of location and origin time of a fracture generated by fracturing operation in a hydrocarbon well |
| RU2278401C1 (en) * | 2004-12-27 | 2006-06-20 | Ирина Яковлевна Чеботарева | Method for microseismic monitoring of spatial distribution of emission sources and scattered radiation and device for realization of said method |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2494418C1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-09-27 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) |
| WO2013176579A1 (en) * | 2012-05-23 | 2013-11-28 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Measuring source coordinates and parameters in microseismic monitoring |
| RU2539745C1 (en) * | 2013-08-28 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Method for seismic monitoring when developing hydrocarbon deposits at water areas |
| RU2540005C1 (en) * | 2013-10-29 | 2015-01-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Method for seismic monitoring of development of hydrocarbon deposits on water areas |
| RU2613050C1 (en) * | 2015-10-06 | 2017-03-15 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки вычислительный центр Дальневосточного отделения Российской академии наук | Method for locating acoustic emission sources in rock mass |
| CN112444869A (en) * | 2019-08-30 | 2021-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | Seismic data processing method and storage medium for suppressing external source interference waves |
| RU2753166C1 (en) * | 2020-03-26 | 2021-08-12 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Хабаровский Федеральный исследовательский центр Дальневосточного отделения Российской академии наук обособленное подразделение Институт горного дела Дальневосточного отделения Российской академии наук | Method for determining location of acoustic emission sources in rock mass |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2451308C1 (en) | Method of measuring coordinates of microseismic sources under interference | |
| RU2451307C1 (en) | Method of measuring coordinates microseismic sources | |
| RU2494418C1 (en) | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) | |
| US9678236B2 (en) | Fracture characterization by interferometric drillbit imaging, time reversal imaging of fractures using drill bit seismics, and monitoring of fracture generation via time reversed acoustics and electroseismics | |
| RU2518577C2 (en) | Continuous adaptive surface wave analysis for three-dimensional seismic data | |
| EP2781937B1 (en) | Vector-dip filtering of seismic data in the time-frequency domain | |
| US20130194893A1 (en) | Method and apparatus for processing seismic data | |
| RU2737846C2 (en) | System for installing ground-based seismic sensors with pairs of adjacent multicomponent seismic sensors at an average distance of at least twenty meters | |
| US10564304B2 (en) | Processing methodology for full-waveform sonic wavefield separation | |
| Plenkers et al. | On the probability of detecting picoseismicity | |
| Kushnir et al. | Passive surface microseismic monitoring as a statistical problem: location of weak microseismic signals in the presence of strongly correlated noise | |
| Poliannikov et al. | Joint location of microseismic events in the presence of velocity uncertainty | |
| RU2412454C2 (en) | Method to process seismic data using discrete wavelet transform | |
| CN107450103B (en) | Ghost wave compression method based on boundary integral inverse operator | |
| CN115166817A (en) | Ice sound positioning method based on ice layer modal group slowness difference characteristics | |
| Yue et al. | Suppression of periodic interference during tunnel seismic predictions via the Hankel-SVD-ICA method | |
| US12123993B2 (en) | Enhancement of seismic data | |
| CN117169816B (en) | Passive positioning method, medium and system for broadband sound source in deep sea sound shadow area | |
| Mukuhira et al. | Low‐SNR microseismic detection using direct p‐wave arrival polarization | |
| Zheng et al. | Microseismic event denoising via adaptive directional vector median filters | |
| Hejrani et al. | Ambient noise tomography of Australia: application to AusArray deployment | |
| KR101864307B1 (en) | Method of seismic survey data processing for detecting sub-surface structure and swell effect correction using gradient analysis | |
| Yin et al. | Research on interference signal recognition in p wave pickup and magnitude estimation | |
| CN111929732B (en) | Seismic data denoising method, device and equipment | |
| JP2023082905A (en) | Seismic wave analysis device, method, and program |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20150226 |