RU2494418C1 - Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) - Google Patents
Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2494418C1 RU2494418C1 RU2012121200/28A RU2012121200A RU2494418C1 RU 2494418 C1 RU2494418 C1 RU 2494418C1 RU 2012121200/28 A RU2012121200/28 A RU 2012121200/28A RU 2012121200 A RU2012121200 A RU 2012121200A RU 2494418 C1 RU2494418 C1 RU 2494418C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- microseismic
- source
- seismometers
- receivers
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 92
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 title claims abstract description 68
- 239000013598 vector Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 19
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims description 16
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims description 14
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 9
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 8
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 7
- 230000021615 conjugation Effects 0.000 claims description 6
- 230000001934 delay Effects 0.000 claims description 4
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 4
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 238000002825 functional assay Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 39
- TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 3-(trimethylsilyl)propane-1-sulfonic acid Chemical compound C[Si](C)(C)CCCS(O)(=O)=O TVZRAEYQIKYCPH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 4
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 4
- 101100086304 Arabidopsis thaliana RABA1D gene Proteins 0.000 description 3
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 102100028776 Centrosome and spindle pole-associated protein 1 Human genes 0.000 description 2
- 101000916452 Homo sapiens Centrosome and spindle pole-associated protein 1 Proteins 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000000873 masking effect Effects 0.000 description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 101100341170 Caenorhabditis elegans irg-7 gene Proteins 0.000 description 1
- 101000617729 Oncorhynchus mykiss Polysialoglycoprotein Proteins 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000002939 conjugate gradient method Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 230000036039 immunity Effects 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012067 mathematical method Methods 0.000 description 1
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000005226 mechanical processes and functions Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 1
- 230000017105 transposition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/288—Event detection in seismic signals, e.g. microseismics
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Emergency Management (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
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 пластов залежей 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 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 Nuclear Ban Treaty tests - to identify places of underground explosions.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Перспективные технологии 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 используют поверхностные группы сейсмических приемников (ПГСП) для регистрации сейсмических волн, излучаемых микросейсмическими источниками. Записи сейсмических сигналов, принятых ПГСП, используются затем для определения размеров и геометрии образовавшейся области разрушения среды. ПГСП представляют собой совокупность приборов, регистрирующих колебания частиц Земной среды, установленных на поверхности земли или на небольшом углублении под ее поверхностью на расстояниях от 30 до 200 м друг от друга в области (апертуре), размеры которой определяются глубиной, где происходят микросейсмические события, и скоростной моделью среды, охватывающей место производство ГРП. [RU, №2319177], [RU, №2305298], [PCT/US 2009/037220], [WO/2009/007822], [RU, №2451307], [RU, №2451308].Promising technologies among those currently used to monitor microseismic activity in the upper layers of the earth's environment, in particular, hydraulic fracturing (Fracturing) monitoring in oil and gas production, use surface groups of seismic receivers (PSGS) to register seismic waves emitted by microseismic sources. Records of seismic signals received by the SSSP are then used to determine the size and geometry of the resulting region of medium destruction. PHSPs are a set of instruments recording the oscillations of particles of the Earth’s environment, installed on the surface of the earth or at a small depression below its surface at distances from 30 to 200 m from each other in the region (aperture), the dimensions of which are determined by the depth where microseismic events occur, and high-speed model of the environment covering the production of hydraulic fracturing. [RU, No. 2319177], [RU, No. 2305298], [PCT / US 2009/037220], [WO / 2009/007822], [RU, No. 2451307], [RU, No. 2451308].
Известные способы микросейсмического мониторинга различаются, в основном, методами анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов для решения основных задач мониторинга, каковыми являются:Known methods of microseismic monitoring differ, mainly, by the methods of analysis of recorded SSSP seismic signals to solve the main tasks of monitoring, which are:
1) измерение координат (локация) источников микроземлетрясений, образующихся при техногенном воздействии на земную среду, которые в совокупности определяют места локальных разрывов среды;1) measurement of the coordinates (location) of the sources of microearthquakes generated by anthropogenic impact on the earth's environment, which together determine the places of local discontinuities of the medium;
2) определение геометрических, кинематических и динамических характеристик этих разрывов, в частности, направления и скорости относительных перемещений локальных участков земной среды при микроземлетрясении, а также размеры этих участков.2) determination of the geometric, kinematic and dynamic characteristics of these discontinuities, in particular, the direction and speed of the relative displacements of local parts of the earth's environment during a microearthquake, as well as the sizes of these sections.
В известных способах мониторинга решение двух указанных задач осуществляется с помощью различных процедур анализа данных ПГСП. Сначала с помощью процедуры локации измеряются координаты микросейсмического источника. Затем процедурами многоканальной фильтрации (с помощью «фокусировки на источник», «стекинга») сигналы от источника, зарегистрированные на различных областях апертуры ПГСП, выделяются из сейсмических шумов. Различия в формах сигналов, излучаемых источником в виде сейсмических волн в различных направлениях, позволяют судить о геометрии «диаграммы излучения» очага микросейсмического события, которая однозначно связана с характером деформации среды в очаге.In the known monitoring methods, the solution of these two problems is carried out using various procedures for analyzing data of PHSP. First, using the location procedure, the coordinates of the microseismic source are measured. Then, using multichannel filtering procedures (using “focus on the source”, “stacking”), signals from the source, recorded at various areas of the aperture of the MSS, are extracted from seismic noise. Differences in the shapes of the signals emitted by the source in the form of seismic waves in different directions make it possible to judge the geometry of the “radiation pattern” of the microseismic event source, which is uniquely related to the nature of the medium’s deformation in the source.
Практическая реализация известных способов мониторинга связана со следующими трудностями:The practical implementation of known monitoring methods is associated with the following difficulties:
A. Наличием в записях сейсмических сигналов от микроземлетрясений сильных когерентных помех, т.е. случайных помех, коррелированных и по времени, и по пространству. Такие помехи порождаются, главным образом, техническими устройствами, работающими в районе, где производится мониторинг микросейсмичности. В частности, это механизмы, используемые для разработки месторождений нефти или газа и технологических операций гидроразрыва среды.A. The presence of strong coherent interference in the records of seismic signals from microearthquakes, i.e. random interference, correlated both in time and in space. Such interference is caused mainly by technical devices operating in the area where microseismicity is monitored. In particular, these are the mechanisms used for the development of oil or gas fields and technological operations for hydraulic fracturing of the medium.
Б. Сложностью строения земной среды под ПГСП, включающей область, где происходят микросейсмические события. Недостаточный учет 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 при микросейсмическом мониторинге.B. The complexity of the structure of the earth’s environment under the MSS, including the area where microseismic events occur. Insufficient accounting of 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 in microseismic monitoring.
B. Сложностью механизмов очагов микросейсмических источников, которые невозможно моделировать как точечные источники только вида расширения (типа взрыва) или только вида сдвига (типа двойного диполя). Как правило, микросейсмические источники имеют тензор сейсмического момента общего вида [Foulger G.R., Julian B.R. et al Non-double-couple microearthquakes at Long Valley caldera, California, provide evidence for hydraulic fracturing // Journal of Volcanology and Geothermal Research, N 132, (2004), 45-71], причем в процессе развития трещины при гидроразрыве этот тензор может меняться во времени.B. The complexity of the mechanisms of foci of microseismic sources that cannot be modeled as point sources of only the type of expansion (such as an explosion) or only the type of shear (such as a double dipole). As a rule, microseismic sources have a general seismic moment tensor [Foulger G.R., Julian B.R. et al Non-double-couple microearthquakes at Long Valley caldera, California, provide evidence for hydraulic fracturing // Journal of Volcanology and Geothermal Research, N 132, (2004), 45-71], and this tensor during hydraulic fracturing may vary over time.
Измерение координат (локацию) микросейсмического источника по данным ПГСП приходится осуществлять при очень малых отношениях сигнал/шум из-за высоких техногенных поверхностных сейсмических помех, малой энергетики самих источников и затухания сейсмических волн на пути от источника к поверхности. Поэтому алгоритмы локации должны в максимальной степени использовать имеющуюся априорную информацию, как о статистических характеристиках помех, так и об условиях распространения сейсмических волн в среде под ПГСП, определяемых скоростной моделью этой среды. Эти обстоятельства, в частности, учитываются в способах измерения координат микросейсмических источников, описанных в патентах [RU, №2451307, G01V 1/00, опубл. 20.05.2012] и [RU, №2451308, G01V 1/00, опубл. 20.05.2012].The coordinates (location) of the microseismic source according to the SSSP data have to be carried out at very small signal-to-noise ratios due to high technogenic surface seismic interference, low energy sources themselves and the attenuation of seismic waves on the way from the source to the surface. Therefore, location algorithms should make the maximum use of the available a priori information, both on the statistical characteristics of the interference and on the propagation conditions of seismic waves in the medium under the SSS determined by the velocity model of this medium. These circumstances, in particular, are taken into account in the methods of measuring the coordinates of microseismic sources described in the patents [RU, No. 2451307,
Известные из уровня техники способы решения второй основной задачи микросейсмического мониторинга - определения механизма очага источника, в частности, методы, изложенные в [WO/2009/007822, Methods and Systems for Processing microseismic data (Shlumberger)] и [Foulger G.R., Julian B.R. et al. Non-double-couple microearthquakes at Long Valley caldera, California, provide evidence for hydraulic fracturing // Journal of Volcanology and Geothermal Research, N 132, (2004), 45-71], основаны на инверсии записей сигналов от источника (сейсмограмм), зарегистрированных различными сейсмометрами ПГСП, т.е. преобразовании совокупности этих записей в тензор сейсмического момента источника. Эти известные технические решения подразумевают, что сигналы источника могут быть с достаточной точностью выделены из помех, т.е. что отношение сигнал/шум в отдельных приемниках ПГСП достаточно велико. Однако во многих практических приложениях, в частности, при гидроразрывах среды, последнее условие не выполняется, и механизм очага источника, как и его координаты, необходимо определять в условиях, когда сейсмограммы источника полностью замаскированы шумами. Т.е. обе указанные выше задачи микросейсмического мониторинга невозможно решать известными способами с требуемой надежностью и точностью при малом отношении сигнал-помеха в приемниках ПГСП.Known from the prior art, methods for solving the second main task of microseismic monitoring are determining the source focus mechanism, in particular, the methods described in [WO / 2009/007822, Methods and Systems for Processing microseismic data (Shlumberger)] and [Foulger G.R., Julian B.R. et al. Non-double-couple microearthquakes at Long Valley caldera, California, provide evidence for hydraulic fracturing // Journal of Volcanology and Geothermal Research, N 132, (2004), 45-71], based on the inversion of source signal recordings (seismograms), recorded by various PGSP seismometers, i.e. transforming the totality of these records into the source seismic moment tensor. These well-known technical solutions imply that the source signals can be extracted with sufficient accuracy from interference, i.e. that the signal-to-noise ratio in individual PHSP receivers is quite large. However, in many practical applications, in particular, when fracturing a medium, the latter condition is not fulfilled, and the source focus mechanism, as well as its coordinates, must be determined under conditions when the source seismograms are completely masked by noise. Those. both of the above problems of microseismic monitoring cannot be solved by known methods with the required reliability and accuracy with a small signal-to-noise ratio in the receivers of the MSS.
Для надежного определения механизма очагов микросейсмических источников в условиях сильных помех, воздействующих на ПГСП, необходимо использовать физическую модель очагов этих источников в районе, где проводится микросейсмический мониторинг [Аки К., Ричардс П. Количественная сейсмология М.: Мир, 1983, 536 с]. В известных способах на основании модели очага рассчитываются синтетические (теоретические) сейсмограммы, порождаемые источником на приемниках ПГСП, сравнивая которые с наблюдаемыми сейсмограммами определяют параметры механизма очага. Для расчета синтетических сейсмограмм необходимо использовать определенные предположения о временной функции смещений среды в очаге (которая реально никогда не известна). Расхождение между предполагаемой и реальной временными функциями вносит ошибки в определение параметров механизма очага, что затрудняет использование известных способов при малых отношениях сигнал помеха в приемниках ПГСП.In order to reliably determine the mechanism of foci of microseismic sources under conditions of strong interference affecting the MSS, it is necessary to use a physical model of the foci of these sources in the region where microseismic monitoring is carried out [Aki K., Richards P. Quantitative seismology M .: Mir, 1983, 536 s] . In known methods, based on the source model, synthetic (theoretical) seismograms are generated that are generated by the source at the receivers of the GSP, comparing with the observed seismograms the parameters of the source mechanism are determined. To calculate synthetic seismograms, it is necessary to use certain assumptions about the time function of the displacements of the medium in the source (which is never really known). The discrepancy between the assumed and real time functions introduces errors in the determination of the parameters of the source mechanism, which complicates the use of known methods with small signal-to-noise ratios in the receiver.
Из уровня техники известно применение трехкомпонентных сейсмометров в микросейсмическом мониторинге [RU, №2319177], однако в этом известном способе не определена процедура вычисления углов выхода сейсмических лучей от источников в точки расположения сейсмометров ПГСП и не учитывается влияние поверхности раздела земной среды и воздуха на распределение энергии сейсмической волны по компонентам каждого из сейсмометров [Jepsen, D.C. and Kennet, B.L.N., 1990 Three-component analysis of regional seismograms // Bui. Seism. Soc. Am., vol.80, 1990,The use of three-component seismometers in microseismic monitoring is known from the prior art [RU, No. 2319177], however, in this known method, the procedure for calculating the angles of exit of seismic rays from sources at the points of location of the SSSP seismometers is not defined and the influence of the interface between the earth and air on the energy distribution is not taken into account seismic wave along the components of each of the seismometers [Jepsen, DC and Kennet, B.L.N., 1990 Three-component analysis of regional seismograms // Bui. Seism. Soc. Am., Vol. 80, 1990,
P.2032-2053]. Поэтому в известном способе не может быть использована полная энергия сейсмических колебаний вдоль сейсмических лучей, соединяющих источник с приемниками ПГСП, что не позволяет достичь потенциальной надежности и точности микросейсмического мониторинга в условиях малого отношения сигнал-помеха в приемниках ПГСП.P.2032-2053]. Therefore, in the known method, the total energy of seismic vibrations along the seismic rays connecting the source with the receivers of the DSS cannot be used, which does not allow to achieve the potential reliability and accuracy of microseismic monitoring in the conditions of a small signal-to-noise ratio in the receivers of the DSS.
Также из уровня техники известны способы измерения координат микросейсмических источников [RU, №2451307, G01V 1/00, опубл. 20.05.2012], [RU, №2451308, G01V 1/00, опубл. 20.05.2012] учитывающие статистические характеристики помех, воздействующих на приемники ПГСП. В этих способах для анализируемых данных ПГСП измеряются координаты точки максимума по координатам источника определенных функционалов, зависящих как от всей совокупности зарегистрированных данных, так и от координат источника. Функционал способа [RU, №2451308] является обобщением известного функционала сейсмической эмиссионной томографии (СЭТ) (при вычислении последнего в частотной области), но в отличие от СЭТ он учитывает статистические характеристики помех, воздействующих на зарегистрированные сигналы микросейсмического источника. Для этого в предлагаемом обобщении функционала СЭТ используется матричная функция спектральной плотности мощности помех, одновременно воздействующих на всю совокупность приемников ПГСП. При большом числе приемников, применяемых для мониторинга ГРП, указанная функция имеет очень большой размер и поэтому определяется (по дополнительным наблюдениям помех) с невысокой точностью, что уменьшает эффективность ее использования для микросейсмического мониторинга при малых отношениях сигнал-помеха в приемниках ПГСП.Also known from the prior art are methods for measuring the coordinates of microseismic sources [RU, No. 2451307,
В известном способе [RU, №2451308] максимизируемый по координатам источника функционал вычисляется только по фазам комплексных дискретных конечных преобразований Фурье (ДКПФ) данных, зарегистрированных сейсмометрами ПГСП в анализируемом временном окне. При этом для вычисления указанного фазового функционала используются данные только тех пар приемников ПГСП и только те частоты их ДКПФ, для которых в специальной предварительной процедуре обработки данных ПГСП установлено высокое значение их функции когерентности. Использование только фазовой информации, содержащейся в данных ПГСП, а также только пар датчиков и частот с высокой когерентностью обеспечивает дополнительную помехоустойчивость при оценивании координат микросейсмического источника в условиях при малых отношениях сигнал-помеха в приемниках ПГСП.In the known method [RU, No. 2451308], the functional maximized by the source coordinates is calculated only by the phases of the complex discrete finite Fourier transforms (DKPF) of the data recorded by the PHSP seismometers in the analyzed time window. In this case, to calculate the indicated phase functional, the data are used only from those pairs of PHSP receivers and only those frequencies of their DKPF for which a special preliminary procedure for processing the PHSP data sets a high value of their coherence function. The use of only phase information contained in the PHS data, as well as only pairs of sensors and frequencies with high coherence, provides additional noise immunity when estimating the coordinates of a microseismic source in conditions with small signal-to-noise ratios in the PHSP receivers.
Недостаток способов [RU, №2451308], [RU, №2451308] (являющихся усовершенствованием традиционно применяемого в микросейсмическом мониторинге способа СЭТ) состоит в том, что они не позволяют измерять параметры механизмов очагов микросейсмических источников, а также не позволяют использовать полную энергию сейсмических волн, распространяющихся вдоль лучей от источника до приемников ПГСП (что возможно при оснащении ПГСП трехкомпонентными сейсмометрами).The disadvantage of the methods [RU, No. 2451308], [RU, No. 2451308] (which are an improvement of the SET method traditionally used in microseismic monitoring) is that they do not allow measuring the parameters of focal mechanisms of microseismic sources, and also do not allow using the full energy of seismic waves propagating along the rays from the source to the receivers of the DGSP (which is possible when equipping the DGSP with three-component seismometers).
Существенными недостатками способов измерения координат микросейсмических источников [RU, №2451307], [RU, №2451308] (как и способов, описанных в [RU, №2319177], [RU, 2305298], [PCT/US 2009/037220]) является то, что в них не принимается во внимание сложный характер механизмов очагов реальных микросейсмических источников, что особенно важно при мониторинге гидроразрыва пласта на нефте-газовых месторождениях. Наличие в очаге источника деформаций не только типа расширения (типа взрыва), но и типа сдвига (типа двойного диполя) приводит к существенному различию амплитуд (и следовательно, отношений сигнал/шум), а также знаков первых вступлений сигналов источника (сейсмограмм), зарегистрированных различными приемниками ПГСП, т.е. к нарушению «подобия» этих сейсмограмм для различных приемников. При нарушении подобия сигналов, порождаемых источником в различных датчиках, способы локации, основанные на СЭТ и ее обобщениях, теряют свою эффективность, т.е. обеспечиваемая ими надежность обнаружения источника и точность измерения его координат существенно ухудшаются. Можно утверждать, что эти способы ориентированы на локацию источников с механизмом очага только типа расширения.Significant disadvantages of the methods for measuring the coordinates of microseismic sources [RU, No. 2451307], [RU, No. 2451308] (as well as the methods described in [RU, No. 2319177], [RU, 2305298], [PCT / US 2009/037220]) are the fact that they do not take into account the complex nature of the mechanisms of foci of real microseismic sources, which is especially important when monitoring hydraulic fracturing in oil and gas fields. The presence in the source of the deformation source not only of the type of expansion (type of explosion), but also the type of shear (type of double dipole) leads to a significant difference in amplitudes (and therefore signal-to-noise ratios), as well as signs of the first arrivals of source signals (seismograms) recorded various receivers of PHSP, i.e. to the violation of the "similarity" of these seismograms for various receivers. If the similarity of the signals generated by the source in various sensors is violated, location methods based on SET and its generalizations lose their effectiveness, i.e. the reliability of source detection provided by them and the accuracy of measuring its coordinates are significantly impaired. It can be argued that these methods are focused on locating sources with a focus mechanism of only an extension type.
Также способы [RU, №2451307], [RU, №2451308] не позволяют использовать полную энергию сейсмических волн, распространяющихся вдоль лучей от источника до приемников ПГСП, что возможно при оснащении ПГСП трехкомпонентными сейсмометрами.Also, the methods [RU, No. 2451307], [RU, No. 2451308] do not allow the use of the full energy of seismic waves propagating along the rays from the source to the receivers of the DSS, which is possible when the DSS is equipped with three-component seismometers.
Способ измерения координат микросейсмических источников, предлагаемый в настоящем изобретении, наиболее близок к способу, описанному в патенте [RU, №2451307, G01V 1/00, опубл. 20.05.2012]. В этом известном способе регистрация сейсмических волн, излучаемых микросейсмическим источником, производится поверхностной группой сейсмических приемников (ПГСП). Обработка зарегистрированных многоканальных сейсмических сигналов осуществляется цифровой аппаратурой. Механический процесс разрушения среды (в частности, процесс разрыва среды при ГРП) интерпретируется как последовательность микросейсмических событий, генерирующих сейсмические волны, поэтому анализ цифровых записей сейсмических сигналов осуществляется в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий (в режиме, близком к режиму реального времени). В результате цифровой обработки данных, соответствующих последовательности временных окон, записи поверхностного сейсмического волнового поля в области установки ПГСП отображаются в совокупность точечных источников внутри исследуемой области земной среды. При этом суждение об обнаружении микросейсмического события и измерение координат его источника осуществляется на основе вычисления максимума определенного функционала от данных ПГСП, зарегистрированных в текущем временном окне. Последующий анализ полученной совокупности точечных источников позволяет судить о процессе развития трещин в земной среде (вызванных, в частности технологической процедурой ГРП).The method of measuring the coordinates of microseismic sources, proposed in the present invention, is closest to the method described in the patent [RU, No. 2451307,
В настоящем изобретении предлагается модификация описанных в [RU, №2451307], [RU, №2451308] способов измерения координат микросейсмического источников путем введения дополнительных измерительных и вычислительных процедур для определения ожидаемых амплитуд и знаков первых вступлений сигналов, порождаемых в приемниках ПГСП источником со сложным механизмом очага (полным тензором его сейсмического момента). Эти процедуры позволяют скомпенсировать потерю подобия указанных сигналов при появлении в очаге источника сдвиговых составляющих, уменьшить влияние помех и, следовательно, уменьшить вероятность ошибок измерения координат источника.The present invention proposes a modification of the methods described in [RU, No. 2451307], [RU, No. 2451308] for measuring the coordinates of microseismic sources by introducing additional measuring and computational procedures to determine the expected amplitudes and signs of the first arrivals of signals generated in the receivers of the PHSP source with a complex mechanism source (by the full tensor of its seismic moment). These procedures make it possible to compensate for the loss of similarity of these signals when shear components appear in the source focus, reduce the influence of interference, and, therefore, reduce the probability of errors in measuring the source coordinates.
Введение указанных измерений и процедур в алгоритм обработки данных ПГСП позволяет не только улучшить качество локации источника, но одновременно дает возможность определять параметры механизма его очага (параметры тензора его сейсмического момента). Это дает возможность решать на основе единой процедуры анализа данных ПГСП обе основные задачи микросейсмического мониторинга в условиях сильных помех, полностью маскирующих сигналы от источника, зарегистрированные приемниками ПГСП.The introduction of these measurements and procedures into the data processing algorithm of the PSPP allows not only to improve the quality of the source location, but also makes it possible to determine the parameters of its source mechanism (parameters of the tensor of its seismic moment). This makes it possible to solve, on the basis of a unified procedure for analyzing the data of PHSP, both the main tasks of microseismic monitoring under conditions of strong interference, completely masking the signals from the source recorded by the PHSP receivers.
Для улучшения качества измерения координат и параметров механизма очага источника существенным является использование в ПГСП трехкомпонентных сейсмометров и точный учет распределения по компонентам сейсмометров энергии сейсмических волн от источников, расположенных в различных точках контролируемой среды. Для этого необходимы специальные процедуры для определения углов выхода сейсмических лучей от источников в точки расположения сейсмометров ПГСП и учета влияния поверхности раздела земной среды и воздуха на распределение энергии сейсмических волн по компонентам каждого из сейсмометров. Оба данных фактора существенно влияют на указанное распределение энергии, и только их учет обеспечивает эффективное использование при микросейсмическом мониторинге полной энергии сейсмических волн, распространяющихся вдоль лучей от источника к приемникам ПГСП.To improve the quality of measuring the coordinates and parameters of the source focus mechanism, it is essential to use three-component seismometers in the DSSS and to accurately account for the distribution of seismic wave energy from the sources located at different points of the controlled medium over the components of the seismometers. For this, special procedures are needed to determine the angles of exit of seismic rays from the sources to the points of the location of the PHS seismometers and to take into account the influence of the interface between the earth and air on the distribution of the energy of seismic waves among the components of each seismometer. Both of these factors significantly affect the indicated energy distribution, and only their consideration ensures the effective use in microseismic monitoring of the total energy of seismic waves propagating along the rays from the source to the GSP receiver.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Решаемая в предлагаемом изобретении задача - улучшение технико-эксплуатационных характеристик мониторинга микросейсмических событий с помощью ПГСП, в том числе техногенных микроземлетрясений, порождаемых различными видами деятельности человека.Solved in the present invention, the task is to improve the technical and operational characteristics of the monitoring of microseismic events using PHSP, including man-caused microearthquakes generated by various human activities.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленных вариантов способа микросейсмического мониторинга, это - повышение вероятности обнаружения микросейсмических событий, улучшение точности измерения координат их источников, а также определение параметров механизма очага микросейсмического источника при малых отношениях сигнал-шум в приемниках ПГСП.The technical result that can be obtained by implementing the claimed variants of the microseismic monitoring method is to increase the likelihood of detecting microseismic events, improve the accuracy of measuring the coordinates of their sources, and also to determine the parameters of the mechanism of the microseismic source focus at small signal-to-noise ratios in PHSP receivers.
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата по первому варианту осуществления предлагаемого способа в известном способе измерения координат микросейсмических источников, включающем:To solve the problem with the achievement of the specified technical result according to the first embodiment of the proposed method in the known method for measuring the coordinates of microseismic sources, including:
- регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками; обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени;- registration by 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;
- анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий;- analysis of digital records of seismic signals in a moving time window with a duration equal to the typical duration of microseismic events;
- суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события, путем вычисления определенного функционала;- a judgment based on the analysis of the detection of a microseismic event by calculating a specific functional;
- установление значения векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума;- establishing the value of the vector argument in which this functional reaches its maximum;
- определение по этому значению координат микросейсмического источника, согласно изобретению предлагается:- determination of the microseismic source coordinates by this value, according to the invention, it is proposed:
- использовать трехкомпонентные сейсмометры в качестве приемников ПГСП;- use three-component seismometers as receivers of the satellite navigation system;
- измерять дополнительные характеристики сейсмических сигналов, регистрируемых ПГСП, а именно:- measure the additional characteristics of the seismic signals recorded by the PHSP, namely:
1) измерять значения полных векторов сейсмических колебаний в точках выхода на поверхность лучей их распространения от микросейсмического источника ко всем трехкомпонентным сейсмометрам ПГСП;1) to measure the values of the total vectors of seismic vibrations at the points of exit to the surface of the rays of their propagation from a microseismic source to all three-component seismometers ПГСП;
2) измерять соответствие основных физических характеристик указанных в п.1) сейсмических сигналов, зарегистрированных на различных сейсмометрах ПГСП с ожидаемыми (теоретическими) значениями этих характеристик, а именно:2) measure the correspondence of the basic physical characteristics specified in clause 1) of seismic signals recorded on various PGSP seismometers with the expected (theoretical) values of these characteristics, namely:
а) относительных задержек во времени этих колебаний на разных сейсмометрах,a) the relative time delays of these oscillations on different seismometers,
б) знаков (полярностей) этих колебаний на разных сейсмометрах,b) the signs (polarities) of these oscillations on different seismometers,
в) отношений мгновенных амплитуд на разных сейсмометрах;c) relations of instantaneous amplitudes on different seismometers;
3) измерять спектральные плотности мощности помех, воздействующих на каждый из трехкомпонентных сейсмометров ПГСП;3) measure the spectral power density of the interference affecting each of the three-component seismometers ПГСП;
- для расчета ожидаемых (теоретических) характеристик сейсмических колебаний, измеренных согласно п.1), использовать реальные физические модели среды под ПГСП, в которой происходят микросейсмические события:- to calculate the expected (theoretical) characteristics of seismic vibrations measured according to claim 1), use real physical models of the medium under the PSGS in which microseismic events occur:
- скоростную модель среды,- high-speed model of the environment,
- модель затухания сейсмических волн в среде,- model of attenuation of seismic waves in the medium,
- динамическую модель типичных очагов микросейсмических источников.- A dynamic model of typical foci of microseismic sources.
- вычислять функционал, зависящий от результатов измерений, описанных в- calculate the functional depending on the measurement results described in
п.п.1) - 3), а также от координат микросейсмических источников и параметров механизма их очагов в анализируемой области среды;items 1) - 3), as well as from the coordinates of microseismic sources and the parameters of the mechanism of their foci in the analyzed area of the medium;
функционал вычисляется в частотной области и имеет вид:the functional is calculated in the frequency domain and has the form:
где:Where:
xk(fj), j=1, …, N - 3-х-мерные комплексный вектор значения на частоте fj ДКПФ отсчетов сейсмических сигналов, зарегистрированных на трех компонентах k-го сейсмометра ПГСП в анализируемом временном окне длительностью T,x k (f j ), j = 1, ..., N is the 3-dimensional complex vector of the value at the frequency f j of the DKPF of samples of seismic signals recorded on the three components of the k-th PHS seismometer in the analyzed time window of duration T,
N=Tfд - число 3m-мерных отсчетов сигналов ПГСП в этом временном окне,N = Tf d is the number of 3m-dimensional samples of the PHSP signals in this time window,
fд - частота дискретизации сигналов ПГСП,
r=(x, y, z) - координаты микросейсмического источника;r = (x, y, z) - coordinates of the microseismic source;
pk(r)=(px,py,pz) - единичный вектор выхода сейсмического луча Lk(r), соединяющего микросейсмический источник в точке r с точкой расположения k-го сейсмометра; С1,k(r), С2,k(r), qk(r), v(r) - функции, позволяющие учитывать не только угол выхода сейсмического луча Lk(r), но также влияние поверхности раздела среды и воздуха на волновое поле под k-м сейсмометром и измерять полную энергию сейсмической волны от микросейсмического источника, приходящей на k-й сейсмометр;p k (r) = (p x , p y , p z ) is the unit output vector of the seismic beam L k (r) connecting the microseismic source at point r with the location point of the kth seismometer; C 1, k (r), C 2, k (r), q k (r), v (r) are functions that allow one to take into account not only the exit angle of the seismic beam L k (r), but also the influence of the interface air to the wave field under the k-th seismometer and measure the total energy of the seismic wave from a microseismic source arriving at the k-th seismometer;
hk(fj|r,θ)=dk(r,θ)ехр{-i2πfjГk(r)} - комплексная частотная характеристика пути распространения сигнала микросейсмического источника вдоль сейсмического луча Lk(r), где i - мнимая единица, Гk(r) - время распространения сейсмической волны от микросейсмического источника вдоль луча Lk(r) (определяемое скоростной моделью среды под ПГСП),h k (f j | r, θ) = d k (r, θ) exp {-i2πf j Г k (r)} is the complex frequency response of the signal propagation path of the microseismic source along the seismic beam L k (r), where i - imaginary unit, G k (r) is the propagation time of the seismic wave from the microseismic source along the beam L k (r) (determined by the velocity model of the medium under the PSP),
dk(r, θ) - значение относительной амплитуды излучения колебаний в очаге вдоль луча Lk(r) (значение «диаграммы излучения» очага); эта величина определяется как взаимным расположением микросейсмического источника и k-го сейсмометра, так и вектором параметров θ механизма очага микросейсмического источника;d k (r, θ) is the value of the relative amplitude of the radiation of oscillations in the focus along the beam L k (r) (the value of the "radiation pattern" of the focus); this value is determined both by the relative position of the microseismic source and the kth seismometer, and by the vector of parameters θ of the focal mechanism of the microseismic source;
θ=(w, α, β, γ) - параметры механизма очага микросейсмического источника, имеющие следующий физический смысл: w - доля энергии микросейсмического источника, излученной в результате деформаций в очаге в виде расширения среды (1-w - соответственно, доля энергии микросейсмического источника, излученной в результате деформаций в очаге в виде сдвигов участков среды), α, β - направляющие углы плоскости сдвига участков среды, γ угол, определяющий направление деформации среды в плоскости сдвига;θ = (w, α, β, γ) are the parameters of the mechanism of the source microseismic source, which have the following physical meaning: w is the fraction of the energy of the microseismic source emitted as a result of deformations in the source as an expansion of the medium (1-w, respectively, the fraction of the energy of the microseismic the source emitted as a result of deformations in the focus in the form of shifts of medium sections), α, β are the directing angles of the plane of shear of medium sections, γ is the angle defining the direction of medium deformation in the shear plane;
m - число трехкомпонентных сейсмометров ПГСП;m is the number of three-component seismometers ПГСП;
J - множество индексов частот ДКПФ, соответствующее интервалу частот, в котором измеряют сигнал микросейсмического источника;J is the set of DKPF frequency indexes corresponding to the frequency interval in which the signal of the microseismic source is measured;
Q - область земной среды, в которой выявляют микросейсмические источники;Q is the region of the earth’s environment in which microseismic sources are detected;
V - область значений параметров θ механизма очага, соответствующая излучению им сейсмических сигналов в направлении апертуры ПГСП;V is the range of parameters θ of the source mechanism, corresponding to the radiation of seismic signals in the direction of the aperture of the MSS;
- устанавливать значение векторных аргументов r, θ функционала Ф(r, θ) (1), в котором функционал достигает максимума, и по найденному значению r определять измеренное значение координат
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата по второму варианту осуществления предлагаемого способа в известном способе измерения координат микросейсмических источников, включающем:To solve the problem with the achievement of the specified technical result according to the second embodiment of the proposed method in a known method for measuring the coordinates of microseismic sources, including:
- регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками; обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени;- registration by 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;
- анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий;- analysis of digital records of seismic signals in a moving time window with a duration equal to the typical duration of microseismic events;
- суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события, путем вычисления определенного функционала;- a judgment based on the analysis of the detection of a microseismic event by calculating a specific functional;
- установление значения векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума;- establishing the value of the vector argument in which this functional reaches its maximum;
- определение по этому значению координат микросейсмического источника, согласно изобретению предлагается:- determination of the microseismic source coordinates by this value, according to the invention, it is proposed:
- использовать трехкомпонентные сейсмометры в качестве приемников ПГСП;- use three-component seismometers as receivers of the satellite navigation system;
- измерять дополнительные характеристики сейсмических сигналов, регистрируемых ПГСП, а именно:- measure the additional characteristics of the seismic signals recorded by the PHSP, namely:
1) измерять полную энергию колебаний сейсмических волн, порождаемых микросейсмическим источником, в точках выхода на поверхность лучей их распространения от микросейсмического источника ко всем трехкомпонентным сейсмометрам ПГСП;1) measure the total vibrational energy of the seismic waves generated by the microseismic source at the points of exit to the surface of the rays of their propagation from the microseismic source to all three-component seismometers ПГСП;
2) измерять соответствие основных физических характеристик указанных в п.1) колебаний на различных сейсмометрах ПГСП с ожидаемыми (теоретическими) значениями этих характеристик, а именно:2) measure the correspondence of the basic physical characteristics indicated in clause 1) of the oscillations at various PHSP seismometers with the expected (theoretical) values of these characteristics, namely:
а) относительных задержек во времени этих колебаний на разных сейсмометрах,a) the relative time delays of these oscillations on different seismometers,
б) знаков (полярностей) этих колебаний на разных сейсмометрах,b) the signs (polarities) of these oscillations on different seismometers,
в) отношений мгновенных амплитуд на разных сейсмометрах;c) relations of instantaneous amplitudes on different seismometers;
3) измерять спектральные плотности мощности помех, воздействующих на каждый из трехкомпонентных сейсмометров ПГСП;3) measure the spectral power density of the interference affecting each of the three-component seismometers ПГСП;
4) измерять функции взаимной когерентности для каждой пары сейсмических колебаний вдоль лучей, указанных в п.1);4) measure the mutual coherence functions for each pair of seismic vibrations along the rays specified in paragraph 1);
- для расчета ожидаемых (теоретических) характеристик сейсмических колебаний, измеренных согласно п.1), использовать реальные физические модели среды под ПГСП, в которой происходят микросейсмические события:- to calculate the expected (theoretical) characteristics of seismic vibrations measured according to claim 1), use real physical models of the medium under the PSGS in which microseismic events occur:
- скоростную модель среды,- high-speed model of the environment,
- модель затухания сейсмических волн в среде,- model of attenuation of seismic waves in the medium,
- динамическую модель типичных очагов микросейсмических источников.- A dynamic model of typical foci of microseismic sources.
- вычислять функционал, зависящий от результатов измерений, описанных в п.п.1) - 4), а также от координат микросейсмических источников и параметров механизмов их очагов в анализируемой области среды;- calculate the functional depending on the measurement results described in items 1) - 4), as well as on the coordinates of microseismic sources and parameters of the mechanisms of their foci in the analyzed area of the medium;
функционал вычисляется в частотной области и имеет вид:the functional is calculated in the frequency domain and has the form:
где:Where:
Δφk,l(r,θ,fj)=2πfj(Гk(r)-Гl(r))+π(γk(r,θ)-γl(r,θ)) - ожидаемая разность фаз на частоте fj сигналов микросейсмического источника в точках выхода на поверхность сейсмических лучей Lk(r) и Ll(r);Δφ k, l (r, θ, f j ) = 2πf j (Г k (r) -Г l (r)) + π (γ k (r, θ) -γ l (r, θ)) is the expected difference phases at a frequency f j of microseismic source signals at the points of exit to the surface of seismic rays L k (r) and L l (r);
γk(r, θ) - индикатор знака деформации среды, создаваемой микросейсмическим источником вдоль луча Lk(r) («1» - сжатие, «0» - расширение);γ k (r, θ) is an indicator of the sign of the deformation of the medium created by the microseismic source along the beam L k (r) (“1” - compression, “0” - expansion);
yl,j(r) вдоль лучей Lk(r) и Ll(r);y l, j (r) along the rays L k (r) and L l (r);
q(ψ),ψ∈[-π, π] - настроечная нелинейная функция процедуры анализа;q (ψ), ψ∈ [-π, π] is the tuning nonlinear function of the analysis procedure;
остальные обозначения в формуле (2) аналогичны обозначениям в формуле (1), при этом первая сумма в функционале Ψ(r) вычисляется по всем парам сейсмометров ПГСП, имеющим различные номера, для которых функция взаимной когерентности на частоте fj превышает порог, заданный в пороговой функции
Во втором варианте осуществления заявленного способа при минимизации функционала (2) по r,θ используются только аргументы (фазы) измеренных комплексных величин yk,j(r). Этот вариант математически получается раскрытием в функционале (1) квадрата модуля суммы
Использование в предлагаемом способе измерения координат и параметров очагов микросейсмических источников второго варианта с функционалом (2) наиболее целесообразно, когда нет достоверной информации о статистических характеристиках помех, т.е. неизвестны матричные спектральные плотности мощности (МСПМ) Fk(f) помех, воздействующих на трехкомпонентные сейсмометры ПГСП. В большинстве практических ситуаций эти МСПМ могут быть определены только по дополнительным наблюдениям помех, произведенным до момента, когда произошло микросейсмическое событие (например, до начала процесса гидроразрыва пласта).The use in the proposed method of measuring the coordinates and parameters of the foci of microseismic sources of the second option with functional (2) is most appropriate when there is no reliable information about the statistical characteristics of the interference, i.e. unknown matrix power spectral densities (MSPMs) F k (f) of interference affecting the three-component seismometers ПГСП. In most practical situations, these MSPMs can only be determined by additional interference observations made before the microseismic event occurred (for example, before the start of the hydraulic fracturing process).
В настоящем изобретении предлагается реализация решения второй основной задачи микросейсмического мониторинга по данным ПГСП - определения механизма очага микросейсмического источника - когда отношения сигнал/шум в отдельных приемниках ПГСП мало, однако число этих приемников и апертура ПГСП достаточно велики. При этом и локация, и определение параметров механизма очага источника осуществляются не в виде различных последовательных процедур анализа данных ПГСП, а в результате одной процедуры измерения полной совокупности параметров микросейсмического источника на основе многоканальной записи данных ПГСП.The present invention proposes the implementation of the solution to the second main task of microseismic monitoring according to the data of the SGBP - determining the mechanism of the focus of the microseismic source - when the signal-to-noise ratio in individual SGBP receivers is small, however, the number of these receivers and the SGBP aperture are quite large. At the same time, the location and determination of the parameters of the source focus mechanism are carried out not in the form of various sequential procedures for analyzing the data of the GSS, but as a result of one procedure for measuring the complete set of parameters of the microseismic source based on the multichannel data recording of the GSS.
Кроме того, в заявленный способ введены дополнительные измерительные и вычислительные процедуры для определения ожидаемых амплитуд и знаков первых вступлений сигналов, порождаемых в приемниках ПГСП микросейсмическим источником со сложным механизмом очага (полным тензором его сейсмического момента). Эти процедуры позволяют скомпенсировать потерю подобия указанных сигналов при появлении в очаге микросейсмического источника сдвиговых составляющих, уменьшить влияние помех и, следовательно, уменьшить вероятность ошибок измерения координат микросейсмического источника.In addition, additional measuring and computational procedures are introduced into the inventive method to determine the expected amplitudes and signs of the first arrivals of signals generated in PGSP receivers by a microseismic source with a complex focal mechanism (full tensor of its seismic moment). These procedures make it possible to compensate for the loss of similarity of these signals when shear components appear in the source of the microseismic source, to reduce the influence of interference, and, therefore, to reduce the probability of errors in the measurement of the coordinates of the microseismic source.
Введение указанных измерительных и вычислительных процедур в алгоритм обработки данных ПГСП позволяет не только улучшить качество локации микросейсмического источника, но одновременно дает возможность определять параметры механизма его очага (параметры тензора его сейсмического момента). Это позволяет решать на основе единой процедуры анализа данных ПГСП обе основные задачи микросейсмического мониторинга в условиях сильных помех, полностью маскирующих сигналы от микросейсмического источника.The introduction of the indicated measuring and computational procedures into the data processing algorithm of the PSPG not only improves the quality of the location of the microseismic source, but also makes it possible to determine the parameters of its source mechanism (parameters of the tensor of its seismic moment). This allows us to solve both the main tasks of microseismic monitoring under the conditions of strong interference, fully masking signals from a microseismic source, on the basis of a unified procedure for analyzing the data of PHSP.
В настоящем изобретении предлагается при использовании ПГСП с трехкомпонентными сейсмометрами применять также специальные измерительные и вычислительные процедуры для учета распределения энергии сейсмических волн по компонентам сейсмометра. Предложенные в настоящем изобретении процедуры определения углов выхода сейсмических лучей от микросейсмических источников и учета влияния поверхности раздела земной среды и воздуха на распределение энергии сейсмической волны по компонентам сейсмометра обуславливают высокую эффективность использования трехкомпонентных сейсмометров для повышения качества микросейсмического мониторинга. Указанные процедуры позволяют использовать для определения координат и параметров механизма очага микросейсмического источника полную энергию сейсмических волн, распространяющихся вдоль лучей от микросейсмического источника до сейсмометров ПГСП, более точно измерять относительные амплитуды и знаки (полярности) этих волн на разных сейсмометрах. Это повышает надежность обнаружения микросейсмического источника, точность определения его координат и параметров механизма его очага в условиях сильных сейсмических помех.The present invention proposes, when using PHSP with three-component seismometers, also use special measuring and computational procedures to take into account the distribution of energy of seismic waves over the components of the seismometer. The procedures proposed in the present invention for determining the angles of exit of seismic rays from microseismic sources and taking into account the influence of the interface between the earth and the air on the energy distribution of the seismic wave over the components of the seismometer determine the high efficiency of using three-component seismometers to improve the quality of microseismic monitoring. The indicated procedures make it possible to use the total energy of seismic waves propagating along the rays from the microseismic source to the SSPP seismometers to determine the coordinates and parameters of the mechanism of the source microseismic source, more accurately measure the relative amplitudes and signs (polarities) of these waves on different seismometers. This increases the reliability of detection of a microseismic source, the accuracy of determining its coordinates and the parameters of the mechanism of its focus under conditions of strong seismic interference.
Предлагаемый в настоящем изобретении способ измерения координат микросейсмических источников позволяет существенно уменьшить влияние указанного выше фактора - сложного характера очага реальных микросейсмических событий - на эффективность микросейсмического мониторинга с помощью ПГСП, т.е. повысить надежность обнаружения и точность локации микросейсмических источников и одновременно с локацией определять важнейшие физические параметры очагов микросейсмических источников в условиях сильных техногенных помех, когда сигналы от микросейсмических источников полностью маскируются помехами. При практическом применении предлагаемый способ позволит уменьшить число сейсмоприемников в ПГСП и/или устранить необходимость заглубления их в скважины. Использование изобретения, таким образом, приведет к значительному уменьшению стоимости мониторинга микросейсмичности, особенно в случае сейсмического мониторинга гидроразрывов пластов при добыче углеводородов с помощью ПГСП.The method of measuring the coordinates of microseismic sources proposed in the present invention can significantly reduce the influence of the above factor — the complex nature of the focus of real microseismic events — on the effectiveness of microseismic monitoring using PHSP, i.e. to increase the reliability of detection and the accuracy of the location of microseismic sources and simultaneously with the location to determine the most important physical parameters of the foci of microseismic sources in conditions of strong technogenic interference, when signals from microseismic sources are completely masked by interference. In practical application, the proposed method will reduce the number of geophones in the SSS and / or eliminate the need to bury them in wells. The use of the invention, therefore, will lead to a significant reduction in the cost of monitoring microseismicity, especially in the case of seismic monitoring of hydraulic fracturing in hydrocarbon production using PHSP.
Заявленный способ измерения координат микросейсмических источников и параметров механизма их очагов основан на измерении дополнительных характеристик сейсмических сигналов, современных математических методах статистического анализа многоканальных временных рядов и привлечении всей имеющейся априорной информации о строении среды под ПГСП и динамических характеристиках возникающих в ней микросейсмических источников. В предложенном способе при обработке записей ПГСП предлагается производить трассирование лучей распространения сейсмических волн от всех точек анализируемой области до сейсмометров ПГСП с целью определения времени распространения сигнала микросейсмического источника вдоль лучей, углов выхода лучей на поверхность раздела среды и воздуха и характера преобразования этой поверхностью волнового поля микросейсмического источника. Кроме того, предлагается использовать информацию о диаграмме излучения микросейсмического источника с полным тензором сейсмического момента - как для локации микросейсмического источника, так и для определения парметров механизма его очага при малых отношениях сигнал-помеха на поверхности.The claimed method for measuring the coordinates of microseismic sources and the parameters of the mechanism of their foci is based on measuring additional characteristics of seismic signals, modern mathematical methods for statistical analysis of multichannel time series and using all the available a priori information about the structure of the medium under the GSS and the dynamic characteristics of the microseismic sources that arise in it. In the proposed method, when processing PHSP records, it is proposed to trace the rays of the propagation of seismic waves from all points of the analyzed region to the PHMS seismometers in order to determine the propagation time of the microseismic source signal along the rays, the angles of the rays reaching the interface between the medium and air, and the nature of the transformation of the microseismic wave field by this surface source. In addition, it is proposed to use information on the radiation pattern of a microseismic source with a full tensor of seismic moment - both for location of a microseismic source and for determining the parameters of its focus mechanism at small signal-to-noise ratios on the surface.
Предлагаемый способ микросейсмического мониторинга предполагает включение в реализующее его устройство обработки цифровой сейсмической информации, зарегистрированной с помощью ПГСП, специальных блоков для измерения и расчета характеристик сейсмических лучей в среде под ПГСП и характеристик микросейсмических очагов источников со сложными тензорами сейсмического момента.The proposed method of microseismic monitoring involves the inclusion in its device of processing digital seismic information recorded using the DSS, special units for measuring and calculating the characteristics of seismic rays in the environment under the DSS and the characteristics of the microseismic source foci with complex tensors of seismic moment.
Указанные преимущества изобретения, а так же его особенности поясняются с помощью вариантов его осуществления со ссылками на прилагаемые фигуры.These advantages of the invention, as well as its features are explained with the help of options for its implementation with reference to the accompanying figures.
Краткий перечень чертежейBrief List of Drawings
Фиг.1 изображает укрупненную блок-схему устройства мониторинга гидроразрыва среды для реализации заявленных вариантов способа;Figure 1 depicts an enlarged block diagram of a device for monitoring hydraulic fracturing for the implementation of the claimed variants of the method;
Фиг.2 - блок-схему предварительной обработки данных ПГСП;Figure 2 is a block diagram of the preliminary data processing PHSP;
Фиг.3 - блок-схему вычисления параметров механизма очага микросейсмического источника;Figure 3 - block diagram of the calculation of the parameters of the mechanism of the focus of the microseismic source;
Фиг.4 - блок-схему вычислителя значений функционала (1) микросейсмического мониторинга;Figure 4 is a block diagram of a calculator of the values of the functional (1) microseismic monitoring;
Фиг.5 - блок-схему вычислителя значений функционала (2) микросейсмического мониторинга;5 is a block diagram of a calculator of the values of the functional (2) microseismic monitoring;
Фиг.6 - эпюры локации микросейсмического источника с координатами x=0 м, y=0 м, z=1000 м и разными механизмами очага с помощью метода сейсмической эмиссионной томографии (СЭТ). Верхний ряд - карты функционала СЭТ, нижний ряд - диаграммы амплитуд и знаков сигналов от микросейсмического источника на поверхности,
Фиг.7 - эпюры локации и определения параметров очага микросейсмического источника с механизмом очага типа сдвига по данным смеси синтетического сигнала источника с реальными помехами (истинные координаты источника: x=0 м, y=0 м, z=1000 м, истинные параметры его механизма очага: α=45°, β=90°, γ°=0 отношение сигнал/помеха 0.05). Верхний ряд - карты предложенного функционала (2) при различных ожидаемых значениях параметров механизма очага (α, β, γ), нижний ряд - диаграммы амплитуд и знаков сигналов от источника на поверхности,
Варианты осуществления изобретенияEmbodiments of the invention
Устройство микросейсмического мониторинга (УММ), реализующее предложенные варианты способа микросейсмического мониторинга, служит для оценивания координат и параметров механизмов очагов микросейсмических источников и содержит блоки, выполненные на базе цифровой вычислительной техники. УММ содержит следующие последовательно работающие блоки (фиг.1): устройство 1 предварительной обработки (УПО) данных ПГСП (фиг.2), вычислитель 2 параметров источника (ВПИ) (фиг.3). ВПИ 2, в свою очередь, состоит из вычислителя 3 значений функционала (ВЗФ) (фиг.4, фиг.5) и устройства 4 максимизации функционала (УМФ). Для работы ВПИ 2 в масштабе времени, близком к реальному, необходимо его подключение к двум базам данных: а) базе данных сейсмических лучей (БДСЛ) в среде под ПГСП и б) базе данных диаграмм излучения микросейсмических источников (БДДИ) (на фиг.1, 3, 4, 5 это показано, как единая База 5 данных сейсмических лучей и диаграмм излучения источников). База 5 данных создается перед процедурой гидроразрыва (или другой процедурой микросейсмического мониторинга) на основании математических моделей среды под ПГСП и моделей механизмов очагов микросейсмических источников, возникающих в этой среде.The microseismic monitoring device (UMM), which implements the proposed variants of the microseismic monitoring method, serves to estimate the coordinates and parameters of the mechanisms of foci of microseismic sources and contains blocks based on digital computer technology. UMM contains the following sequentially working blocks (Fig. 1):
Устройство 1 предварительной обработки (фиг.1) состоит из следующих блоков (фиг.2):The
- Блока А1 - блок приема 3-х канальных аналоговых сейсмических сигналов- Block A1 - block receiving 3-channel analog seismic signals
- Блока А2 - аналогово-цифрового преобразователя для преобразования сигналов xk(t), t∈[0, T]; k=1, …, m, в последовательности дискретных отсчетов xk,τ, τ=1, …, N, k=1, …, m, с заданной частотой дискретизации fд. Эти отсчеты образуют в совокупности последовательность многоканальных цифровых данных ПГСП
- Блока A3 - буфера накопления многоканальных дискретных цифровых данных
- Блока А4 - блока коррекции многоканальных цифровых данных. Этот блок обеспечивает считывание из буфера многоканальных отсчетов
- Блока А5 - преобразователя цифровых многоканальных данных ПГСП
Информация, обработанная в УПО 1 (фиг.1), передается следующему блоку-вычислителю 2 параметров источника (ВПИ), состоящему из вычислителя 3 значений функционала (ВЗФ) и устройства 4 максимизации функционала (УМФ). ВЗФ 3 работает под управлением УМФ 4 и для каждого значения координат источника и параметров механизма его очага, «опрашиваемых» в процессе максимизации функционала, вычисляет соответствующее значение функционалов (1) или (2).The information processed in the UPR 1 (figure 1) is transmitted to the next block-
Для варианта устройства микросейсмического мониторинга, основанного на функционале (1), ВЗФ 3 состоит из следующих блоков (фиг.4):For a variant of the microseismic monitoring device based on functional (1), the
- Блока Б1 - вычислителя величин yk,j(r, θ) - значений на частоте fj ДКПФ сейсмических колебаний в точках выхода на поверхность сейсмических лучей Lk(r), соединяющих микросейсмический источник в точке r с сейсмометрами ПГСП. Указанные колебания вычисляются с учетом кажущихся медленностей ph,k сейсмических волн вдоль лучей Lk(r), значений функций C1,k(r), C2,k(r), qk(r), ν(r), позволяющих учитывать влияние поверхности раздела среды и воздуха на распределение энергии сейсмической волны по компонентам k-го сейсмометра, и значений диаграммы излучения микросейсмического источника dk(r, θ). Значения последних параметров сейсмических лучей Lk(r) берутся из БДСЛ и БДДИ. При вычислении величин yk,j(r, θ) используются также МСПМ помех Fk(fj), если эти 3×3-матрицы предварительно оценены по дополнительным наблюдениям «чистых» помех ПГСП. В случае если информации об этих матрицах нет, вычисления производятся в предположении, что Fk(fj)=I, где I - единичная матрица.- Block B1 - a calculator of the quantities y k, j (r, θ) - values at the frequency f j of the DCFFT of seismic oscillations at the points of exit to the surface of seismic rays L k (r) connecting the microseismic source at point r with the PHS seismometers. The indicated oscillations are calculated taking into account the apparent slowness p h, k of seismic waves along the rays L k (r), the values of the functions C 1, k (r), C 2, k (r), q k (r), ν (r), allowing one to take into account the influence of the interface between the medium and air on the energy distribution of the seismic wave over the components of the kth seismometer, and the values of the radiation pattern of the microseismic source d k (r, θ). The values of the last parameters of seismic rays L k (r) are taken from BDSL and BDDI. When calculating the values of y k, j (r, θ), the MFMS of interference F k (f j ) is also used if these 3 × 3 matrices are preliminary estimated from additional observations of “pure” interference of the MSS. If there is no information about these matrices, the calculations are performed under the assumption that F k (f j ) = I, where I is the identity matrix.
- Блока Б2 - вычислителя амплитуд колебаний сигналов микросейсмического источника dk(r, θ) и времени распространения этих колебаний Гk(r) вдоль сейсмических лучей Lk(r), k=1, …, m, соединяющих «опрашиваемую» точку r возможного расположения микросейсмического источника с сейсмометрами ПГСП. Указанные характеристики лучей вычисляются для тех координат источника r=(x, y, z) и параметров θ=(w, α, β, γ) механизма его очага, которые задаются устройством максимизации функционала.- Block B2 - calculator of the amplitudes of the oscillations of the signals of the microseismic source d k (r, θ) and the propagation time of these oscillations G k (r) along the seismic rays L k (r), k = 1, ..., m, connecting the “interrogated” point r possible location of microseismic source with PGSP seismometers. The specified characteristics of the rays are calculated for those source coordinates r = (x, y, z) and parameters θ = (w, α, β, γ) of the mechanism of its focus, which are set by the functional maximization device.
Вычисления в блоках Б1 и Б2 производятся с помощью информации, получаемой из базы данных сейсмических лучей в среде под ПГСП и базы данных диаграмм излучения очагов микросейсмических источников.Calculations in blocks B1 and B2 are made using information obtained from the database of seismic rays in the medium under the SSS and the database of radiation patterns of foci of microseismic sources.
- Блока Б3 - вычислителя значения функционала (1) по на основе результатов вычислений в блоках Б1 и Б2.- Block B3 - calculator of the value of the functional (1) based on the results of calculations in blocks B1 and B2.
Для варианта УММ, основанного на функционале (2), вычислитель ВЗФ 3 состоит из следующих блоков (фиг.5):For the UMM variant based on functional (2), the
- Блоков В1 и В2, идентичных блокам Б1 и Б2 вычислителя ВЗФ 3 (фиг.4).- Blocks B1 and B2, identical to blocks B1 and B2 of the calculator VZF 3 (figure 4).
- Блока В3 - вычислителя амплитудно-фазовой информации в цифровых многоканальных данных ПГСП на основе комплексных частотных отсчетов yk,j(r),
1) измеряются функции когерентности
2) отбираются те пары величин yk,j(r,θ), yl,j(r,θ) и те частоты fj, для которых функция когерентности
3) измеряются разности фаз
- Блока В4 - вычислителя ожидаемых разностей фаз Δφk,l(ri, θi, fj) сейсмических сигналов для тех пар приемников ПГСП и тех частот fj, которые были отобраны в блоке В4- Block B4 - calculator of the expected phase differences Δφ k, l (r i , θ i , f j ) of seismic signals for those pairs of PHSP receivers and those frequencies f j that were selected in block B4
- Блока В5 - вычислителя функционала Ψ(r,θ) по формуле (2) на основе результатов работы блоков В1-В4.- Block B5 - calculator of the functional Ψ (r, θ) according to formula (2) based on the results of the operation of blocks B1-B4.
Устройство 4 максимизации функционала (УМФ) может быть реализовано в двух следующих вариантах:Functional maximization device 4 (UMF) can be implemented in two of the following options:
Для первого варианта УМФ 4 значения функционала вычисляются на сетке в многомерном пространстве измеряемых параметров (x, y, z, w, α, β, γ) микросейсмического источника: координат источника и параметров механизма его очага. Шаг этой сетки для различных параметров может быть различен: он определяется разрешающей способностью ПГСП и требуемой точностью мониторинга по каждому из измеряемых параметров источника. После вычисления всего множества значений функционала, соответствующего узлам сетки, на этом множестве находится глобальный максимум функционала. Если это величина этого максимума больше некоторого порога, то принимается решение: данные ПГСП в анализируемом временном окне свидетельствуют о присутствии сигнала от некоторого микросейсмического источника. При этом значения параметров (x, y, z, w, α, β, γ), соответствующих глобальному максимуму функционала, принимаются за оценки соответствующих параметров обнаруженного микросейсмического источника: его координат и параметров механизма его очага.For the first variant of
Первый вариант УМФ 4 позволяет находить аргументы глобального максимума функционалов (1) и (2) по координатам источника и параметрам механизма его очага (т.е. измерять эти характеристики микросейсмического источника) с ошибками, меньшими, чем шаг сетки для соответствующего параметра. Однако его применение требует значительной вычислительной мощности программно управляемого электронного устройства обработки информации ПГСП.The first variant of
Во втором варианте выполнения УМФ 4 для нахождения глобального максимума функционалов (1) и (2) микросейсмического мониторинга по координатам источника и параметрам механизма его очага используется один из известных методов итеративной максимизации функции многих переменных. Все эти методы предполагают, что имеется предварительная оценка измеряемых параметров источника - «начальное приближение», в окрестности которого ищется локальный максимум функционала (1) или (2). Поиск локального максимума осуществляется с помощью одной из итеративных процедур математического программирования, основанных на квази-ньютоновских методах: методе сопряженных градиентов, методе Дэвидона-Флетчера-Пауэла и др. Начальное приближение чаще всего ищется сканированием функционала по сетке измеряемых параметров источника, как это делается в первом варианте выполнения УМФ 4. Однако шаги сетки в этом случае выбираются достаточно большими, что существенно экономит количество вычислений. Поэтому устройство УМФ 4 для второго варианта может быть реализовано на программно управляемом электронном устройстве обработки информации со скромными вычислительными возможностями.In the second embodiment of
Необходимость усовершенствования известных методов микросейсмического мониторинга с целью обеспечения их работоспособности в условиях, когда очаги микросейсмических источников имеют сложные динамические характеристики, а также эффективность предложенного способа для измерения параметров микросейсмических источников со сложными очагами при малых отношениях сигнал-помеха демонстрируются приведенными ниже результатами численного моделирования. Рассчитывались синтетические сейсмограммы 150 сейсмометров, расположение которых соответствовало геометрии реальной ПГСП для контроля гидроразрыва пласта на месторождении углеводородов. Микросейсмический источник, генерировавший синтетические сейсмограммы, был расположен на глубине 1000 м и имел горизонтальные координаты x=0 м, y=0 м в локальной системе координат реальной ПГСП. В качестве временной функции микросейсмического источника использовалась запись длительностью 100 милисекунд реального сейсмического события. Для маскировки синтетических сейсмограмм - сигналов микросейсмического источника - использовались реальные записи микросейсмических помех на сейсмометрах указанной ПГСП.The need to improve the well-known methods of microseismic monitoring in order to ensure their operability in conditions where the foci of microseismic sources have complex dynamic characteristics, as well as the effectiveness of the proposed method for measuring the parameters of microseismic sources with complex foci at small signal-to-noise ratios are demonstrated by the results of numerical simulation below. Synthetic seismograms of 150 seismometers were calculated, the location of which corresponded to the geometry of a real PHS to control hydraulic fracturing in a hydrocarbon field. The microseismic source that generated the synthetic seismograms was located at a depth of 1000 m and had horizontal coordinates x = 0 m, y = 0 m in the local coordinate system of a real PHSS. As a time function of a microseismic source, a recording of 100 milliseconds of a real seismic event was used. To mask synthetic seismograms - signals from a microseismic source - we used real records of microseismic interference on seismometers of the indicated SSP.
Механизм очага микросейсмического источника характеризовался деформацией среды в виде сдвига ее участков вдоль плоскости (источник типа двойного диполя) и равномерного ее расширения (источник типа взрыва). Этот механизм определяется рассмотренными выше параметрами θ=(w, α, β, γ) и позволяет вычислить теоретическое распределение относительных амплитуд создаваемых микросейсмическим источником колебаний земной поверхности (диаграмму амплитуд), распределение на дневной поверхности знаков первых вступлений сигналов от источника (диаграмму знаков движения поверхности: "+" - вверх, "-" - вниз) и распределение указанных знаков на поверхности малой сферы, окружающей источник (диаграмму знаков излучения источника). На приведенных ниже рисунках указанные диаграммы составляют второй ряд. Первый ряд представляют карты значений микросейсмического функционала, построенные при поиске источника на глубине 1000 м и горизонтальных координатах источника, расположенных в квадрате
Первой задачей численного моделирования было выяснить: можно ли (даже при высоких отношениях сигнал/шум) точно измерять с помощью традиционного метода сейсмической эмиссионной томографии (СЭТ) координаты микросейсмического источника, механизм очага которого отличается от простейшего - с деформацией среды типа взрыва. Для этого были использованы синтетические сейсмограммы от источников с координатами r=(0 м, 0 м, 1000 м) и деформациями среды в очаге в виде суммы деформаций типа двойного диполя и типа взрыва. Сейсмограммы рассчитывались при различных значениях параметров механизма очага (w, α, β, γ), описанных в пояснениях к формуле (1).The first task of numerical modeling was to find out: is it possible (even at high signal-to-noise ratios) to accurately measure the coordinates of a microseismic source using the traditional method of seismic emission tomography (СЭТ), the source mechanism of which differs from the simplest one with the deformation of a medium like an explosion. For this, synthetic seismograms from sources with coordinates r = (0 m, 0 m, 1000 m) and deformations of the medium in the source were used as the sum of deformations of the double dipole type and the type of explosion. Seismograms were calculated at various values of the focal mechanism parameters (w, α, β, γ) described in the explanations to formula (1).
На фиг.6 представлены результаты расчетов карт функционала СЭТ для 4 различных значений указанных параметров механизма очага. Неопределенность измерения координат микросейсмического источника с помощью СЭТ отчетливо проявляется для случая чисто сдвигового механизма очага (столбцы 1 и 4 на фиг.6). Добавление к чисто сдвиговой деформации среды ее деформации типа взрыва со значением параметра w=0.5 (столбцы 2 и 3 на фиг.6) в некоторой степени уменьшает неопределенность измерения координат микросейсмического источника. Однако ошибка измерения координат уменьшается до нуля только при некоторых «удачных» значениях углов α, β, γ сдвиговой составляющей деформации (столбец 3 на фиг.6).Figure 6 presents the results of calculations of the cards of the SET functional for 4 different values of the indicated parameters of the focal mechanism. The uncertainty of measuring the coordinates of the microseismic source using the SET is clearly manifested for the case of a purely shear mechanism of the source (
Добавление шума в синтетические сейсмограммы сложного микросейсмического источника существенно искажает карты функционала СЭТ по сравнению с картами, приведенными на фиг.6, что приводит к резкому увеличению ошибок локации источника.Adding noise to the synthetic seismograms of a complex microseismic source significantly distorts the CET functional maps in comparison with the maps shown in Fig. 6, which leads to a sharp increase in source location errors.
Из приведенных на фиг.6 результатов численного моделирования следует, что известные способы микросейсмического мониторинга, основанные на тех или иных модификациях метода эмиссионной сейсмической томографии, не могут обеспечить точной локации микросейсмического источника при сложном механизме его очага. Кроме того, они не решают задачи измерения параметров механизма очага источника.From the results of numerical simulation shown in FIG. 6, it follows that the known microseismic monitoring methods based on various modifications of the method of emission seismic tomography cannot provide accurate location of the microseismic source with a complex mechanism of its source. In addition, they do not solve the problem of measuring the parameters of the source focus mechanism.
Для проверки эффективности предложенных выше вариантов способа измерения параметров микросейсмических источников: его координат и параметров механизма его очага, использовалась смесь синтетических сейсмограмм с многоканальной записью реальных помех на ПГСП, установленной на месторождении углеводородов для контроля гидроразрыва пласта. Усредненное по сейсмометрам ПГСП среднеквадратическое отношение сигнал-помеха в модельной смеси составляло 0.05.To verify the effectiveness of the above options for measuring the parameters of microseismic sources: its coordinates and the parameters of its focus mechanism, we used a mixture of synthetic seismograms with multichannel recording of real interference at the DSS installed on a hydrocarbon field to control hydraulic fracturing. The rms signal-to-noise ratio averaged over the PHSP seismometers in the model mixture was 0.05.
На фиг.7 представлены результаты обработки такой смеси в случае источника с координатами x=0 м, y=0 м, z=1000 м и сдвиговым механизмом очага с параметрами α=45°, β=90°, γ=0°. Карты функционала (2) рассчитывались при различных углах α, β, γ механизма очага (с шагом 10 градусов по каждому из углов) при сканировании по горизонтальным координатам источника в квадрате с центром (0 м, 0 м) и стороной 400 м, расположенного на глубине 1000 м. Примеры таких карт при углах α, β, γ, не совпадающих с истинными значениями параметров механизма очага, приведены в столбцах 1-3 фиг.7. Глобальный максимум функционала (2) для множества всех рассчитанных его значений соответствовал координатам источника
С учетом того, что сканирование по углам сдвигового механизма очага источника производилось с шагом 10°, приведенные на фиг.7 результаты численного моделирования свидетельствуют о высокой эффективности предложенного способа измерения параметров микросейсмического источника со сложным механизмом очага при малом отношении сигнал/помеха в приемниках ПГСП.Considering the fact that scanning at the angles of the shear mechanism of the source focus was performed with a step of 10 °, the results of numerical simulation shown in Fig. 7 indicate the high efficiency of the proposed method for measuring the parameters of a microseismic source with a complex source mechanism with a small signal / noise ratio in the PHSP receivers.
Промышленная применимостьIndustrial applicability
Наиболее успешно заявленные варианты способа измерения координат микросейсмических источников и параметров механизма их очагов промышленно применимы в нефтяной и газовой промышленности, а именно - при контроле процесса гидроразрыва пластов залежей 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 most successfully declared variants of the method for measuring the coordinates of microseismic sources and the parameters of the mechanism of their foci are industrially applicable 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 Nuclear-Test-Ban Treaty - to identify locations of major underground explosions.
Claims (2)
xk(fj), j=1, …, N - 3-мерный комплексный вектор значения на частоте fj дискретного конечного преобразования Фурье отсчетов сейсмических колебаний, зарегистрированных на трех компонентах k-го сейсмометра поверхностной группы сейсмических приемников в анализируемом временном окне длительностью T,
N=Tfд - число 3m-мерных отсчетов сигналов поверхностной группы сейсмических приемников в этом временном окне,
fд - частота дискретизации сигналов поверхностной группы сейсмических приемников,
r=(x, y, z) - координаты микросейсмического источника,
pk(r)=(px, py, pz) - единичный вектор выхода сейсмического луча Lk(r), соединяющего микросейсмический источник в точке r с точкой расположения k-го сейсмометра,
C1,k(r), C2,k(r), qk(r), v(r) - функции, позволяющие учитывать не только угол выхода сейсмического луча Lk(r), но также влияние поверхности раздела среды и воздуха на волновое поле под k-м сейсмометром и измерять полную энергию сейсмической волны от микросейсмического источника, приходящей на k-й сейсмометр,
hk(fj\r, θ)=dk(r, θ)exp{-i2πfjГk(r)} - комплексная частотная характеристика пути распространения сигнала микросейсмического источника вдоль сейсмического луча Lk(r), где i - мнимая единица, Гk(r) - время распространения сейсмической волны от микросейсмического источника вдоль луча Lk(r), определяемое скоростной моделью среды под поверхностной группой сейсмических приемников,
dk(r, θ) - значение относительной амплитуды излучения сейсмических сигналов в очаге вдоль луча Lk(r) (значение «диаграммы излучения» очага), эта величина определяется как взаимным расположением микросейсмического источника и k-го сейсмометра, так и вектором параметров θ механизма очага микросейсмического источника,
θ=(w, α, β, γ) - параметры механизма очага микросейсмического источника, имеющие следующий физический смысл: w - доля энергии источника, излученной в результате деформаций в очаге в виде расширения среды, а (1-w) - соответственно доля энергии источника, излученной в результате деформаций в очаге в виде сдвигов участков среды), α, β - направляющие углы плоскости сдвига участков среды, γ - угол, определяющий направление деформации среды в плоскости сдвига,
m - число трехкомпонентных сейсмометров поверхностной группы сейсмических приемников,
j - множество индексов частот дискретного конечного преобразования Фурье, соответствующее интервалу частот, в котором измеряют сигнал микросейсмического источника,
Q - область земной среды, в которой выявляют микросейсмические источники,
V - область значений параметров θ механизма очага, соответствующая излучению им сейсмических сигналов в направлении апертуры поверхностной группы сейсмических приемников,
устанавливают значение аргументов r, θ функционала Ф(r, θ), в котором он достигает максимума, и по найденному значению r определяют измеренное значение координат
x k (f j ), j = 1, ..., N is the 3-dimensional complex vector of the value at the frequency f j of the discrete finite Fourier transform of seismic oscillation samples recorded on the three components of the k-th seismometer of the surface group of seismic receivers in the analyzed time window of duration T
N = Tf d - the number of 3m-dimensional samples of the signals of the surface group of seismic receivers in this time window,
f d - the sampling frequency of the signals of the surface group of seismic receivers,
r = (x, y, z) - coordinates of the microseismic source,
p k (r) = (p x , p y , p z ) is the unit output vector of the seismic beam L k (r) connecting the microseismic source at point r with the location point of the k-th seismometer,
C 1, k (r), C 2, k (r), q k (r), v (r) are functions that allow one to take into account not only the exit angle of the seismic beam L k (r), but also the influence of the interface air to the wave field under the kth seismometer and measure the total energy of the seismic wave from a microseismic source arriving at the kth seismometer,
h k (f j \ r, θ) = d k (r, θ) exp {-i2πf j Г k (r)} is the complex frequency response of the microseismic source signal propagation path along the seismic beam L k (r), where i - imaginary unit, G k (r) is the propagation time of the seismic wave from the microseismic source along the beam L k (r), determined by the velocity model of the medium under the surface group of seismic receivers,
d k (r, θ) is the value of the relative radiation amplitude of the seismic signals in the source along the beam L k (r) (the value of the "radiation diagram" of the source), this value is determined both by the relative position of the microseismic source and the k-th seismometer, and by the parameter vector θ mechanism of the focus of the microseismic source,
θ = (w, α, β, γ) are the parameters of the mechanism of the source focus of a microseismic source, which have the following physical meaning: w is the fraction of the source energy emitted as a result of deformations in the source as an expansion of the medium, and (1-w) is the energy share, respectively the source emitted as a result of deformations in the source in the form of shifts of medium sections), α, β are the directing angles of the plane of shear of medium sections, γ is the angle defining the direction of medium deformation in the plane of shift
m is the number of three-component seismometers of the surface group of seismic receivers,
j is the set of frequency indices of the discrete finite Fourier transform corresponding to the frequency interval in which the signal of the microseismic source is measured,
Q is the region of the earth’s environment in which microseismic sources are detected,
V is the range of parameters θ of the source mechanism, corresponding to the radiation of seismic signals in the direction of the aperture of the surface group of seismic receivers,
establish the value of the arguments r, θ of the functional Ф (r, θ) in which it reaches a maximum, and the measured value of coordinates is determined from the found value of r
где
fд - частота дискретизации сейсмических сигналов поверхностной группы сейсмических приемников, N=Tfд - число 3m-мерных отсчетов сейсмических сигналов поверхностной группы сейсмических приемников во временном окне анализа,
yk,j(r), yl,j(r) достаточно велика,
Δφk,l(r, θ, fj)=2πfj(Гk(r)-Г1(r))+π(γk(r, θ)-γl(r, θ)) - ожидаемая разность фаз на частоте fj сигналов микросейсмического источника в точках выхода на поверхность лучей Lk(r) и Ll(r), где Гk(r) - время распространения сейсмического сигнала микросейсмического источника вдоль луча Lk(r), γk(r, θ) - индикатор знака деформации среды, создаваемой микросейсмическим источником вдоль луча Lk(r), «0» - сжатие, «1» - расширение,
q(Ψ), Ψ∈[-π, π] - настроечная нелинейная функция процедуры анализа,
m - число трехкомпонентных сейсмометров поверхностной группы сейсмических приемников,
j - множество индексов частот дискретного конечного преобразования Фурье, соответствующее интервалу частот, в котором измеряют сигнал микросейсмического источника,
Q - область земной среды, в которой выявляют микросейсмические источники,
V - область значений параметров θ механизма очага, соответствующая излучению им сейсмических колебаний в направлении апертуры поверхностной группы сейсмических приемников,
при этом первая сумма в функционале ψ(r) вычисляется по всем парам сейсмометров поверхностной группы сейсмических приемников, имеющим различные номера, для которых функция взаимной когерентности на частоте fj. превышает порог, заданный в пороговой функции
устанавливают значение аргументов r,θ функционала ψ(r), в котором он достигает максимума, и по найденному значению r определяют измеренное значение координат
Where
f d is the sampling frequency of the seismic signals of the surface group of seismic receivers, N = Tf d is the number of 3m-dimensional samples of seismic signals of the surface group of seismic receivers in the time window of analysis,
y k, j (r), y l, j (r) is large enough,
Δφ k, l (r, θ, f j ) = 2πf j (Г k (r) -Г 1 (r)) + π (γ k (r, θ) -γ l (r, θ)) is the expected difference phases at a frequency f j of microseismic source signals at the exit points to the surface of the rays L k (r) and L l (r), where Г k (r) is the propagation time of the seismic signal of the microseismic source along the beam L k (r), γ k ( r, θ) is an indicator of the sign of deformation of the medium created by the microseismic source along the beam L k (r), “0” is compression, “1” is expansion,
q (Ψ), Ψ∈ [-π, π] is the tuning nonlinear function of the analysis procedure,
m is the number of three-component seismometers of the surface group of seismic receivers,
j is the set of frequency indices of the discrete finite Fourier transform corresponding to the frequency interval in which the signal of the microseismic source is measured,
Q is the region of the earth’s environment in which microseismic sources are detected,
V is the range of parameters θ of the source mechanism corresponding to the radiation of seismic vibrations in the direction of the aperture of the surface group of seismic receivers,
the first sum in the functional ψ (r) is calculated for all pairs of seismometers of the surface group of seismic receivers having different numbers for which the mutual coherence function at a frequency f j . exceeds threshold set in threshold function
establish the value of the arguments r, θ of the functional ψ (r) in which it reaches a maximum, and the measured value of coordinates is determined from the found value of r
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012121200/28A RU2494418C1 (en) | 2012-05-23 | 2012-05-23 | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) |
PCT/RU2013/000262 WO2013176579A1 (en) | 2012-05-23 | 2013-03-28 | Measuring source coordinates and parameters in microseismic monitoring |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012121200/28A RU2494418C1 (en) | 2012-05-23 | 2012-05-23 | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2494418C1 true RU2494418C1 (en) | 2013-09-27 |
Family
ID=49254152
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012121200/28A RU2494418C1 (en) | 2012-05-23 | 2012-05-23 | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2494418C1 (en) |
WO (1) | WO2013176579A1 (en) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108566203A (en) * | 2018-04-20 | 2018-09-21 | 中国地震局工程力学研究所 | A kind of collecting method and device |
CN111650640A (en) * | 2019-03-04 | 2020-09-11 | 中国石油天然气集团有限公司 | Crack network complexity evaluation method and system |
CN112882093A (en) * | 2021-01-18 | 2021-06-01 | 中国测绘科学研究院 | Method and system for calculating internal homoseismic deformation of elastic earth |
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 |
RU2758263C1 (en) * | 2020-12-05 | 2021-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons |
CN113805228A (en) * | 2021-09-23 | 2021-12-17 | 西安科技大学 | Ground micro-seismic positioning method based on surface wave frequency dispersion |
Families Citing this family (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109298447B (en) * | 2018-11-07 | 2019-07-26 | 中南大学 | A kind of then pick-up method of low signal-to-noise ratio acoustic emission signal |
CN109375261B (en) * | 2018-11-09 | 2024-03-15 | 安徽建筑大学 | Sensor layout method and system for observation station for surface microseism monitoring |
CN111413733B (en) * | 2020-03-20 | 2023-04-07 | 重庆地质矿产研究院 | Mine micro-seismic positioning control system and method |
CN111337575B (en) * | 2020-04-13 | 2022-07-08 | 安徽理工大学 | Variable seismic source form + energy vibration cross-layer propagation research test platform |
CN113805233B (en) * | 2020-06-12 | 2024-04-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Calculation method of point spread function |
CN112597689B (en) * | 2020-12-11 | 2022-07-05 | 清华大学 | Landslide process analysis method, process numerical value reconstruction method and application |
CN112904414B (en) * | 2021-01-19 | 2022-04-01 | 中南大学 | Earth sound event positioning and instability disaster early warning method, sensor and monitoring system |
CN113325467B (en) * | 2021-06-08 | 2023-10-24 | 中煤科工集团西安研究院有限公司 | Microseism focus positioning method based on slot wave frequency dispersion characteristics |
CN113703038B (en) * | 2021-08-31 | 2024-05-07 | 中煤科工集团重庆研究院有限公司 | Automatic microseismic signal acquisition and identification method and system |
CN113820006B (en) * | 2021-11-22 | 2022-03-11 | 北京思安利鑫科技有限公司 | Method and device for estimating parameters of weak signal-to-noise ratio single-frequency sinusoidal signal |
CN116626750A (en) * | 2023-03-23 | 2023-08-22 | 华北科技学院(中国煤矿安全技术培训中心) | Mine microseism tomography positioning algorithm based on Radon transformation |
CN116299680A (en) * | 2023-03-23 | 2023-06-23 | 华北科技学院(中国煤矿安全技术培训中心) | Method for dynamically representing equivalent effect of time-space domain of mine microseismic activity |
CN117148434B (en) * | 2023-11-01 | 2024-01-23 | 煤炭科学研究总院有限公司 | Microseismic signal self-adaptive resolving method based on time sequence contribution graph decomposition |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6594585B1 (en) * | 1999-06-17 | 2003-07-15 | Bp Corporation North America, Inc. | Method of frequency domain seismic attribute generation |
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 |
WO2008068730A2 (en) * | 2006-12-08 | 2008-06-12 | Conocophillips Company | Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition |
WO2009007822A2 (en) * | 2007-07-06 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology B.V. | Methods and systems for processing microseismic data |
WO2009117336A1 (en) * | 2008-03-20 | 2009-09-24 | Microseismic, Inc. | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
RU2451307C1 (en) * | 2011-07-18 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates microseismic sources |
RU2451308C1 (en) * | 2011-07-18 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates of microseismic sources under interference |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
AT3773U3 (en) * | 2000-02-09 | 2001-06-25 | Avl List Gmbh | METHOD FOR AUTOMATICALLY OPTIMIZING AN OUTPUT SIZE OF A SYSTEM DEPENDING ON MULTIPLE INPUT SIZES |
-
2012
- 2012-05-23 RU RU2012121200/28A patent/RU2494418C1/en not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-03-28 WO PCT/RU2013/000262 patent/WO2013176579A1/en active Application Filing
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6594585B1 (en) * | 1999-06-17 | 2003-07-15 | Bp Corporation North America, Inc. | Method of frequency domain seismic attribute generation |
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 |
WO2008068730A2 (en) * | 2006-12-08 | 2008-06-12 | Conocophillips Company | Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition |
WO2009007822A2 (en) * | 2007-07-06 | 2009-01-15 | Schlumberger Technology B.V. | Methods and systems for processing microseismic data |
WO2009117336A1 (en) * | 2008-03-20 | 2009-09-24 | Microseismic, Inc. | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
RU2451307C1 (en) * | 2011-07-18 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates microseismic sources |
RU2451308C1 (en) * | 2011-07-18 | 2012-05-20 | Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" | Method of measuring coordinates of microseismic sources under interference |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108566203A (en) * | 2018-04-20 | 2018-09-21 | 中国地震局工程力学研究所 | A kind of collecting method and device |
CN111650640A (en) * | 2019-03-04 | 2020-09-11 | 中国石油天然气集团有限公司 | Crack network complexity evaluation method and system |
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 |
RU2758263C1 (en) * | 2020-12-05 | 2021-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» | Method for seismic monitoring of hydraulic fracturing processes in development of hydrocarbon deposits and heat impact processes in development of high-viscosity hydrocarbons |
CN112882093A (en) * | 2021-01-18 | 2021-06-01 | 中国测绘科学研究院 | Method and system for calculating internal homoseismic deformation of elastic earth |
CN112882093B (en) * | 2021-01-18 | 2024-03-05 | 中国测绘科学研究院 | Method and system for calculating internal co-vibration deformation of elastic earth |
CN113805228A (en) * | 2021-09-23 | 2021-12-17 | 西安科技大学 | Ground micro-seismic positioning method based on surface wave frequency dispersion |
CN113805228B (en) * | 2021-09-23 | 2024-01-30 | 西安科技大学 | Ground microseism positioning method based on surface wave dispersion |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2013176579A1 (en) | 2013-11-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2494418C1 (en) | Method of measuring coordinates of microseismic sources and parameters of mechanisms of centres thereof in conditions of strong seismic interference (versions) | |
Asten et al. | Application of the spatial auto-correlation method for shear-wave velocity studies using ambient noise | |
Albarello et al. | Alternative interpretations of horizontal to vertical spectral ratios of ambient vibrations: new insights from theoretical modeling | |
EP1958007B1 (en) | Signal integration measure for passive seismic data | |
US20180203144A1 (en) | Interferometric Microseismic Imaging Methods and Apparatus | |
RU2620785C1 (en) | Method of determining the location of the microseismic focus | |
RU2451308C1 (en) | Method of measuring coordinates of microseismic sources under interference | |
Albakri et al. | Impact localization in dispersive waveguides based on energy-attenuation of waves with the traveled distance | |
Spudich et al. | Dense seismograph array observations of earthquake rupture dynamics | |
D’Amico et al. | Source parameters of small and moderate earthquakes in the area of the 2009 L’Aquila earthquake sequence (central Italy) | |
Saccorotti et al. | Slowness anomalies from two dense seismic arrays at Deception Island volcano, Antarctica | |
Kushnir et al. | Robustness of statistical algorithms for location of microseismic sources based on surface array data | |
Meng et al. | The 2023 Mw7. 8 Kahramanmaraş, Turkey earthquake: a multi-segment rupture in a millennium supercycle | |
Silver et al. | A source extent analysis of the Imperial Valley earthquake of October 15, 1979, and the Victoria earthquake of June 9, 1980 | |
CN112462427A (en) | Multi-component seismic data amplitude-preserving angle domain common imaging point gather extraction method and system | |
CN111352153A (en) | Microseism interference positioning method based on instantaneous phase cross-correlation weighting | |
CN115980851A (en) | Method for inverting composite seismic source parameters, computer equipment and readable storage medium | |
JP2023082905A (en) | Seismic wave analysis device, method, and program | |
Varypaev et al. | Application of robust phase algorithms for seismic emission detection in the area of blasting operations in mines | |
RU2805275C1 (en) | Method for short-term determination of the preparation of a strong seismic event | |
CN117687077B (en) | Method and system for monitoring microseismic using a hybrid array of DAS and detectors | |
Dębski | Bayesian approach to tomographic imaging of rock-mass velocity heterogeneities | |
Errington | Sensor placement for microseismic event location | |
Liao | Physical characterization of seismic ground motion spatial variation and conditional simulation for performance-based design | |
Hobiger et al. | Rayleigh wave ellipticity estimation from ambient seismic noise using single and multiple vector-sensor techniques |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20150226 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140524 |