WO2013176579A1 - Измерение координат и параметров очагов при микросейсмическом мониторинге - Google Patents

Измерение координат и параметров очагов при микросейсмическом мониторинге Download PDF

Info

Publication number
WO2013176579A1
WO2013176579A1 PCT/RU2013/000262 RU2013000262W WO2013176579A1 WO 2013176579 A1 WO2013176579 A1 WO 2013176579A1 RU 2013000262 W RU2013000262 W RU 2013000262W WO 2013176579 A1 WO2013176579 A1 WO 2013176579A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
seismic
microseismic
source
seismometers
receivers
Prior art date
Application number
PCT/RU2013/000262
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Алексей Григорьевич ЕПИФАНСКИЙ
Александр Федорович КУШНИР
Михаил Владимирович РОЖКОВ
Теймури Тагиевич ТАГИЗАДЕ
Original Assignee
Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" filed Critical Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС"
Publication of WO2013176579A1 publication Critical patent/WO2013176579A1/ru

Links

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

Definitions

  • 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, for controlling 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.
  • hydraulic fracturing Frracturing
  • SGS surface groups of seismic receivers
  • 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.
  • 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:
  • the solution of these two problems is carried out using various procedures for analyzing data of PHSP.
  • microseismic sources have a general seismic moment tensor [Foulger GR, Julian BR 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 in the process of crack development during hydraulic fracturing, this tensor can change in time.
  • 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 for measuring the coordinates of microseismic sources described in the patents [RU, J4 ° 2451307, G 01 V 1/00, publ. 05/20/2012] and [RU, 2451308, G 01 V 1/00, publ. 05/20/2012].
  • 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.
  • the functional of the method is a generalization of the known functional of seismic emission tomography (SET) (when calculating the latter in the frequency domain), but unlike the SET, it takes into account the statistical characteristics of the interference affecting the recorded signals of the microseismic source.
  • the matrix function is used in the proposed generalization of the ETS functional. spectral power density of interference, simultaneously affecting the whole set of receivers of PHSP. With a large number of receivers used for hydraulic fracturing monitoring, this function has a very large size and is therefore determined (by additional observations of interference) with low accuracy, which reduces the efficiency of its use for microseismic monitoring with small signal-to-noise ratios in the receiver and receiver array.
  • the source-maximized functional is calculated only from the phases of the complex discrete finite Fourier transforms (DKPF) of the data recorded by the DSSS seismometers in the analyzed time window.
  • DKPF complex discrete finite Fourier transforms
  • 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.
  • phase information contained in the PHS data provides additional noise immunity when estimating the coordinates of a microseismic source in conditions with small signal-to-noise ratios in the PHSP receivers.
  • the methods [RU, N ° 2451307], [RU, ° 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.
  • the method of measuring the coordinates of microseismic sources is closest to the method described in the patent [RU, Ns 2451307, G 01 V 1/00, publ. 05/20/2012].
  • the registration of seismic waves emitted by a microseismic source is performed by the surface group of seismic receivers (PHSP). Processing registered multichannel seismic signals is carried out by digital equipment.
  • PHSP surface group of seismic receivers
  • the mechanical process of medium destruction (in particular, the process of medium failure during hydraulic fracturing) is interpreted as a sequence of microseismic events generating seismic waves, therefore, the analysis of digital records of seismic signals is carried out in a sliding time window with a duration equal to the typical duration of microseismic events (in a mode close to the mode real time).
  • recordings of the surface seismic wave field in the area of the GSP installation are displayed as a set of point sources inside the studied area of the earth's environment.
  • the judgment of the detection of a microseismic event and the measurement of the coordinates of its source is carried out on the basis of calculating the maximum of a certain functional from the data of the CSP recorded in the current time window. Subsequent analysis of the resulting set of point sources allows us to judge the process of development of cracks in the earth's environment (caused, in particular, by the hydraulic fracturing process).
  • the present invention proposes a modification of the methods described in [RU, JVb 2451307], [RU, ⁇ ° 2451308] for measuring the coordinates of microseismic sources by introducing additional measuring and computational procedures for determining the expected amplitudes and signs of the first arrivals of the signals generated in the receivers of the MSS by a 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 focus, reduce the influence of interference, and, therefore, reduce the probability of errors in measuring the source coordinates.
  • the task is to improve the technical and operational characteristics of the monitoring of microseismic events using CSPP, including man-made micro-earthquakes generated by various types of human activities.
  • the technical result that can be obtained by implementing the claimed variants of the microseismic monitoring method is to increase the probability of detecting microseismic events, improve the accuracy of measuring the coordinates of their sources, as well as determine the parameters of the focal mechanism microseismic source with small signal-to-noise ratios in receivers of PHSP.
  • the functional is calculated in the frequency domain and has the form:
  • N T / d is the number of 3 m -dimensional samples of PHSP signals in this time window, f
  • / d is the sampling frequency of the PHSP signals
  • f j are the DKPF frequencies
  • g ⁇ x, y, z - coordinates of the microseismic source
  • d k (g, c) 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 & -th seismometer, and by the vector of parameters ⁇ of the focal mechanism of the microseismic source;
  • t is the number of three-component seismometers ⁇ ;
  • J is the set of DKPF frequency indexes 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 ⁇ of the source mechanism, corresponding to the radiation of seismic signals in the direction of the aperture of the MSS;
  • the functional is calculated in the frequency domain and has the form:
  • b k ⁇ f j jj is a threshold function that allows you to select pairs of PHSP seismometers and DKPF frequencies for which the mutual coherence of the signals _y L y . (d), 7 (f) is sufficiently large;
  • the remaining notation in formula (2) is similar to the notation in formula (1), while the first sum in the functional Y (r) is calculated for all pairs of PHS seismometers with different numbers for which the mutual coherence function at frequency f ⁇ exceeds the threshold specified in threshold function bk to 1 (fj) j.
  • MSPS matrix power spectral density
  • 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.
  • the location and determination of the parameters of the source focus mechanism are not carried out in the form of various sequential data analysis procedures PHSP, and as a result of one procedure for measuring the complete set of parameters of a microseismic source based on multichannel recording of PHSP data.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • 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.
  • the proposed method of microseismic monitoring involves the inclusion in the device that implements the processing of digital seismic information recorded using PHS, special units for measuring and calculating the characteristics of seismic rays in the environment under PHSP and characteristics of microseismic sources sources with complex tensors of seismic moment.
  • FIG. 1 depicts an enlarged block diagram of a device for monitoring hydraulic fracturing for implementing the claimed variants of the method
  • FIG. 2 is a block diagram of the pre-processing of data of PHSP
  • FIG. 3 is a flowchart for calculating the parameters of the mechanism of the source microseismic source
  • FIG. 4 is a block diagram of a value calculator of the functional (1) microseismic monitoring
  • FIG. 5 is a block diagram of a value calculator of a functional (2) microseismic monitoring
  • FIG. 6 diagrams of the location of a microseismic source with coordinates x - Ohm, y - Ohm, z - 1000m and different focal mechanisms using the method of seismic emission tomography (SET).
  • the upper row is the CET functional map
  • the lower row is the diagram of amplitudes and signs of signals from a microseismic source on the surface
  • x, y are location errors.
  • the microseismic monitoring device which implements the proposed variants of the microseismic monitoring method, serves to evaluate the coordinates and parameters of the mechanisms of microseismic foci sources and contains blocks made on the basis of digital computer technology.
  • UMM contains the following sequentially working blocks (Fig. 1): a device 1 for preliminary processing (UPR) of the data of the PHSP (Fig. 2), a calculator 2 of the source parameters (VPI) (Fig. 3).
  • VPI 2 in turn, consists of a calculator 3 values of the functional (VZF) (Fig. 4, Fig. 5) and device 4 maximizing the functional (UMF).
  • VPI 2 For VPI 2 to work on a time scale close to real, it is necessary to connect it to two databases: a) a database of seismic rays (BDSL) in a medium under the SSS and b) a database of microseismic source radiation patterns (BDDI) (in Fig. 1 , 3, 4, 5 this is shown as a single Database 5 of seismic ray data and radiation patterns of sources).
  • Database 5 is created before the hydraulic fracturing procedure (or another microseismic monitoring procedure) based on mathematical models of the environment under PHSP and models of the mechanisms of foci of microseismic sources that arise in this environment.
  • the device 1 pre-processing (Fig. 1) consists of the following blocks (Fig. 2):
  • Block A4 block correction of multi-channel digital data.
  • - Block A5 converter of digital multichannel data ⁇ ⁇ mol , litis - ⁇ , ..., ⁇ in the frequency domain.
  • a multichannel sequence x (f j ), f j : ⁇ ⁇ ⁇ 'J - ⁇ > - > ⁇ of complex “frequency samples” of the PHSP data over the interval of the sliding time window is formed.
  • VZF 3 operates under the control of UFM 4 and for each value of the source coordinates and parameters of the mechanism of its focus, “interrogated” in the process of maximizing the functional, calculates the corresponding value of the functionals (1) or (2).
  • VZF 3 consists of the following blocks (Fig. 4):
  • the indicated oscillations are calculated taking into account the apparent slowness p N of seismic waves along the rays L k (r), the values of the functions C (r), C 2 t (r), q k (r, v (r), allowing to take into account the influence of the interface and air on the distribution of energy of the seismic wave over the components of the k-th seismometer, and the values of the radiation pattern of the microseismic source d k r, e).
  • the values of the last parameters of the seismic rays L h (r) are taken from BDSL and BDDI.
  • Block B2 - calculator of the amplitudes of the oscillations of the signals of the microseismic source d k (r, 0) and the propagation time of these oscillations G k (g) along the seismic rays L k (r), k ⁇ , ..., m, connecting the “interrogated” point g of the possible location of the microseismic source with PGSP seismometers.
  • the specified ray characteristics are calculated for those source coordinates.
  • 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.
  • the VZF 3 calculator consists of the following blocks (Fig. 5):
  • Blocks B1 and B2 identical to blocks B1 and B2 of the calculator VZF 3 (Fig. 4).
  • phase differences k, l (fj) ⁇ w of the selected pairs of observations y kj (r, 0), yi (r, e) are measured at the selected frequencies f r
  • Block B4 - a calculator of the expected phase differences ⁇ / ( ⁇ , ⁇ /> ) of seismic signals for those pairs of PHSP receivers and those frequencies / - that were selected in block B4
  • Functional maximization device 4 can be implemented in two of the following options: For the first variant of UFM 4, the values of the functional are calculated on a grid in a multidimensional space of the measured parameters (x, y, z, w, ct, ⁇ , y) of the microseismic source: the coordinates of the source and the parameters of its source mechanism. The step of this grid for various parameters can be different: it is determined by the resolution of the PHSP and the required monitoring accuracy for each of the measured source parameters. After calculating the entire set of functional values corresponding to the grid nodes, the global maximum of the functional is found on this set.
  • the GSS data in the analyzed time window indicate the presence of a signal from some microseismic source.
  • the values of the parameters ( ⁇ , ⁇ , ⁇ , corresponding to the global maximum of the functional are taken as estimates of the corresponding parameters of the detected microseismic source: its coordinates and the parameters of the mechanism of its focus.
  • the first variant of UFM 4 allows one to find the arguments of the global maximum of functionals (1) and (2) from the coordinates of the source and the parameters of its source mechanism (i.e., to measure these characteristics of the microseismic source) with errors smaller than the grid step for the corresponding parameter.
  • its application requires significant processing power of a software-controlled electronic information processing device ⁇ .
  • the initial approximation is most often sought by scanning the functional over the grid of measured source parameters, as is done in the first embodiment of the UMF 4.
  • the grid steps in this case are selected sufficiently large, which significantly saves the number of calculations. Therefore, the device UMF 4 for the second option can be implemented on software controlled electronic information processing device with modest computing capabilities.
  • the first row is represented by maps of the values of the microseismic functional, constructed when searching for a source at a depth of 1000 m and horizontal coordinates of the source, located in a square
  • 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 ( ⁇ ), the source mechanism of which differs from the simplest one with the deformation of a medium like an explosion.
  • ⁇ seismic emission tomography
  • FIG. Figure 6 shows the results of calculations of the CET functional maps for 4 different values of the indicated parameters of the focal mechanism.
  • the uncertainty of measuring the coordinates of a microseismic source using a SET is clearly manifested for the case of a purely shear mechanism of the source (columns 1 and 4 in Fig. 6).
  • the coordinate measurement error decreases to zero only for some “successful” values of the angles, ⁇ , ⁇ of the shear strain component (column 3 in Fig. 6).
  • Maps of functional (2) were calculated at different angles, ⁇ , ⁇ of the source mechanism (in increments of 10 degrees for each of the angles) when scanning along the horizontal coordinates of the source in a square centered at (0 m, 0 m) and with a side of 400 m located at a depth 1000 m. Examples of such maps at angles ⁇ , ⁇ , and ⁇ that do not coincide with the true values of the focal mechanism parameters are given in columns 1-3 of FIG. 7.
  • Column 3 of FIG. 7 illustrates the fact that the correct values of the coordinates of the source can be obtained in the process of maximizing functional (2) and for incorrect values of the parameters of the mechanism of its focus.
  • the global maximum of functionality in all parameters of the source is always achieved with the coordinates of the source and the parameters of the mechanism of its focus, closest to the correct values of these characteristics (column 4 of Fig. 7).

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Emergency Management (AREA)
  • Business, Economics & Management (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Способ позволяет повысить вероятность обнаружения микросейсмических событий, улучшить точность измерения координат их источников, а также определять параметры механизмов очагов микросейсмических источников при малых отношениях сигнал-шум. Указанный технический результат достигается тем, что по первому и второму вариантам способа измеряют поверхностной группой сейсмических приемников (ПГСП) сейсмические сигналы (СС), излучаемые микросейсмическими источниками (МИ). Производят анализ цифровых записей СС, судят по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события путем вычисления определенных функционалов. Устанавливают значение векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, определяют по нему координаты МИ и параметры механизма очага МИ. В качестве приемников ПГСП применяют трехкомпонентные сейсмометры.

Description

ИЗМЕРЕНИЕ КООРДИНАТ И ПАРАМЕТРОВ ОЧАГОВ ПРИ
МИКРОСЕЙСМИЧЕСКОМ МОНИТОРИНГЕ
Область техники
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 горнодобьюающей 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.
Предшествующий уровень техники
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, J S 2319177], [RU, N° 2305298], [PCT/US2009/037220], [WO/2009/007822], [RU, tfa 2451307], [RU, jV° 2451308].
Известные способы микросейсмического мониторинга различаются, в основном, методами анализа зарегистрированных ПГСП сейсмических сигналов для решения основных задач мониторинга, каковыми являются:
1) измерение координат (локация) источников микро-землетрясений, образующихся при техногенном воздействии на земную среду, которые в совокупности определяют места локальных разрывов среды;
2) определение геометрических, кинематических и динамических характеристик этих разрывов, в частности, направления и скорости относительных перемещений локальных участков земной среды при микро-землетрясении, а также размеры этих участков.
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 связанна с характером деформации среды в очаге.
Практическая реализация известных способов мониторинга связана со следующими трудностями:
A. Наличием в записях сейсмических сигналов от микро-землетрясений 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 микро- сейсмичности. В частности, это механизмы, используемые для разработки месторождений нефти или газа и технологических операций гидроразрыва среды.
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. 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.
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, J4° 2451307, G 01 V 1/00, опубл. 20.05.2012] и [RU, 2451308, G 01 V 1/00, опубл. 20.05.2012].
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.
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., Ричарде 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.
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 , 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.
Также из уровня техники известны способы измерения координат микросейсмических источников [RU, М° 2451307, G 01 V 1/00, опубл. 20.05.2012], [RU, N° 2451308, G 01 V 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, Ns 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.
В известном способе [RU, N° 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.
Недостаток способов [RU, J e 2451308], [RU, М> 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).
Существенными недостатками способов измерения координат микросейсмических источников [RU, N° 2451307], [RU, N° 2451308] (как и способов, описанных в [RU, JN° 2319177], [RU, 2305298], [PCT/US2009/037220]) 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.
Также способы [RU, N° 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.
Способ измерения координат микросейсмических источников, предлагаемый в настоящем изобретении, наиболее близок к способу, описанному в патенте [RU, Ns 2451307, G 01 V 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).
В настоящем изобретении предлагается модификация описанных в [RU, JVb 2451307], [RU, Ν° 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.
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.
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.
Раскрытие изобретения
Решаемая в предлагаемом изобретении задача - улучшение технико- эксплуатационных характеристик мониторинга микросейсмических событий с помощью ПГСП, в том числе техногенных микро-землетрясений, порождаемых различными видами деятельности человека.
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.
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата по первому варианту осуществления предлагаемого способа в известном способе измерения координат микросейсмических источников, включающем:
• регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками; обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени;
• анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий;
• суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события, путем вычисления определенного функционала;
• установление значения векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума;
• определение по этому значению координат микросейсмического источника, согласно изобретению предлагается:
• использовать трехкомпонентные сейсмометры в качестве приемников ПГСП;
• измерять дополнительные характеристики сейсмических сигналов, регистрируемых ПГСП, а именно:
1) измерять значения полных векторов сейсмических колебаний в точках выхода на поверхность лучей их распространения от микросейсмического источника ко всем трехкомпонентным сейсмометрам 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:
а) относительных задержек во времени этих колебаний на разных сейсмометрах, б) знаков (полярностей) этих колебаний на разных сейсмометрах,
в) отношений мгновенных амплитуд на разных сейсмометрах;
3) измерять спектральные плотности мощности помех, воздействующих на каждый из трехкомпонентных сейсмометров ПГСП;
• для расчета ожидаемых (теоретических) характеристик сейсмических колебаний, измеренных согласно п. 1), использовать реальные физические модели среды под ПГСП, в которой происходят микросейсмические события:
- скоростную модель среды, - модель затухания сейсмических волн в среде,
- динамическую модель типичных очагов микросейсмических источников.
• вычислять функционал, зависящий от результатов измерений, описанных в п.п. 1) - 3), а также от координат микросейсмических источников и параметров механизма их очагов в анализируемой области среды;
функционал вычисляется в частотной области и имеет вид:
Figure imgf000011_0001
где:
* у- (г) = л* (г) ^-1 (/} )** (/} ) - комплексное значение на частоте / дискретного конечного преобразования Фурье (ДКПФ) сейсмических колебаний в среде в точке выхода на поверхность сейсмического луча Lk {r) , соединяющего микросейсмический источник в точке г и к -й трехкомпонентный сейсмометр ПГСП, (верхний индекс * - знак Эрмитова сопряжения вектора: транспонирования и комплексного сопряжения, верхний индекс + - знак комплексного сопряжения);
хк ( fj. j = Ι,.,., Ν - 3-х - мерные комплексный вектор значения на частоте fj ДКПФ отсчетов сейсмических сигналов, зарегистрированных на трех компонентах к -го сейсмометра ПГСП в анализируемом временном окне длительностью Т,
N = Т/д - число 3 m -мерных отсчетов сигналов ПГСП в этом временном окне, f
/д - частота дискретизации сигналов ПГСП, fj = - частоты ДКПФ; г = {x, y,z - координаты микросейсмического источника;
Fk ~l fj ^ - комплексная 3 x 3 - матрица - значение (на частоте fj ) обратной матричной спектральной плотности мощности помех, воздействующих на каждую из трех компонент к -го сейсмометра ПГСП;
ак* (r) =
Figure imgf000011_0002
> ) - векторная функция, определяющая распределение энергии сейсмической волны от микросейсмического источника между компонентами А: -го сейсмометра, которая определяется скоростной моделью среды под ПГСП и зависит от взаимного расположения микросейсмического источника и к -го сейсмометра; Pk {r) = \Px> Py> Pz ) " единичный вектор выхода сейсмического луча Lk (r) , соединяющего микросейсмический источник в точке г с точкой расположения к -го сейсмометра; C ( ), С2 к (/*), qk (r), v(r) - функции, позволяющие учитывать не только угол выхода сейсмического луча Lk (г), но также влияние поверхности раздела среды и воздуха на волновое поле под к -и сейсмометром и измерять полную энергию сейсмической волны от микросейсмического источника, приходящей нак -й сейсмометр;
hk fj I = dk (г,0)ехр{-Пл / Гк (/·)} - комплексная частотная характеристика пути распространения сигнала · микросейсмического источника вдоль сейсмического луча Lk (г) , где г - мнимая единица, Гк (г) - время распространения сейсмической волны от микросейсмического источника вдоль луча Lk (r) (определяемое скоростной моделью среды под ПГСП),
dk (г, в) - значение относительной амплитуды излучения колебаний в очаге вдоль луча
Lk (r) (значение «диаграммы излучения» очага); эта величина определяется как взаимным расположением микросейсмического источника и & -го сейсмометра, так и вектором параметров Θ механизма очага микросейсмического источника;
θ =
Figure imgf000012_0001
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, у угол, определяющий направление деформации среды в плоскости сдвига;
- множители, обеспечивающие минимизацию
Figure imgf000012_0002
случайных колебаний функционала из-за влияния коррелированных сейсмических помех, воздействующих на сейсмометры ПГСП;
т - число трехкомпонентных сейсмометров ПГСП;
J - множество индексов частот ДКПФ, 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 ПГСП;
• устанавливать значение векторных аргументов г,в функционала Ф(г,в) (1), в котором функционал достигает максимума, и по найденному значению г определять измеренное значение координат г микросейсмического источника, а по соответствующему значению Θ - измеренное значение Θ параметров механизма очага микросейсмического источника.
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата по второму варианту осуществления предлагаемого способа в известном способе измерения координат микросейсмических источников, включающем:
• регистрацию поверхностной группой сейсмических приемников сейсмических сигналов, излучаемых микросейсмическими источниками; обработку сейсмических сигналов цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени;
• анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий;
• суждение по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события, путем вычисления определенного функционала;
• установление значения векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума;
• определение по этому значению координат микросейсмического источника, согласно изобретению предлагается:
• использовать трехкомпонентные сейсмометры в качестве приемников ПГСП;
• измерять дополнительные характеристики сейсмических сигналов, регистрируемых ПГСП, а именно:
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;
2) измерять соответствие основных физических характеристик указанных в п. 1) колебаний на различных сейсмометрах ПГСП с ожидаемыми (теоретическими) значениями этих характеристик, а именно:
а) относительных задержек во времени этих колебаний на разных сейсмометрах, б) знаков (полярностей) этих колебаний на разных сейсмометрах,
в) отношений мгновенных амплитуд на разных сейсмометрах;
3) измерять спектральные плотности мощности помех, воздействующих на каждый из трехкомпонентных сейсмометров ПГСП;
4) измерять функции взаимной когерентности для каждой пары сейсмических колебаний вдоль лучей, указанных в п. 1);
• для расчета ожидаемых (теоретических) характеристик сейсмических колебаний, измеренных согласно п. 1), использовать реальные физические модели среды под ПГСП, в которой происходят микросейсмические события:
- скоростную модель среды,
- модель затухания сейсмических волн в среде,
- динамическую модель типичных очагов микросейсмических источников.
• 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;
функционал вычисляется в частотной области и имеет вид:
Figure imgf000014_0001
где:
измеренное на частоте f- значение функции взаимной когерентности
Figure imgf000014_0002
комплексных сигналов ук - (г) , yt (/·) - ДКПФ сейсмических колебаний в среде в точке выхода на поверхность сейсмических лучей Lk {r~) и соединяющих микросейсмический источник в точке г с к -м и / -м сейсмометрами;
b k ^fj jj - пороговая функция, позволяющая выбрать пары сейсмометров ПГСП и частоты ДКПФ, для которых взаимная когерентность сигналов _уЛ у. (г) , 7 (f) достаточно велика;
Δφk l {r,
Figure imgf000014_0003
- ожидаемая разность фаз на частоте f} сигналов микросейсмического источника в точках выхода на поверхность сейсмических лучей Lk (r и L[ (r) ; Yk {r, 0) - индикатор знака деформации среды, создаваемой микросейсмическим источником вдоль луча Lk (г) («1» - сжатие, «0» - расширение); k,l {fj ) ~ измеренная разность фаз (на частоте fj ) сейсмических колебаний ук j r) , у, j (г) вдоль лучей Lk (г) и L, (г) ; q [ιμ), ψ G [-яг, π] - настроечная нелинейная функция процедуры анализа;
остальные обозначения в формуле (2) аналогичны обозначениям в формуле (1), при этом первая сумма в функционале У (г) вычисляется по всем парам сейсмометров ПГСП, имеющим различные номера, для которых функция взаимной когерентности на частоте f} превышает порог, заданный в пороговой функции ъ кк 1 ( fj )j .
Во втором варианте осуществления заявленного способа при минимизации функционала (2) по г, в используются только аргументы (фазы) измеренных комплексных величин yk j (/*) . Этот вариант математически получается раскрытием в
т
функционале (1) квадрата модуля суммы ^ h j- (r,0) yk (г) , вьщеления модулей и аргументов (фаз) получающихся тг комплексных слагаемых с последующим нелинейным преобразованием этих модулей и фаз.
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 (/) 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).
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.
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.
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.
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. 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.
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.
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.
Указанные преимущества изобретения, а так же его особенности поясняются с помощью вариантов его осуществления со ссьшками на прилагаемые фигуры.
Краткий перечень чертежей
Фиг. 1 изображает укрупненную блок-схему устройства мониторинга гидроразрыва среды для реализации заявленных вариантов способа;
Фиг. 2 - блок-схему предварительной обработки данных ПГСП;
Фиг. 3 - блок-схему вычисления параметров механизма очага микросейсмического источника;
Фиг. 4 - блок-схему вычислителя значений функционала (1) микросейсмического мониторинга;
Фиг. 5 - блок-схему вычислителя значений функционала (2) микросейсмического мониторинга;
Фиг. 6 - эпюры локации микросейсмического источника с координатами х - Ом, у - Ом, z - 1000м 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, х,у - ошибки локации.
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: * = 0м, у = Ом, z = 1000м , истинные параметры его механизма очага: = 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, х,у - ошибки локации, измеренные с помощью функционала (2) значения координат источника: х = 0м, y = 0u, ζ = 1000м , значения параметров механизма его очага: ά = 40°, β = 90°, γ = 10° .
Варианты осуществления изобретения
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.
Устройство 1 предварительной обработки (фиг. 1) состоит из следующих блоков (фиг. 2):
- Блока А1 - блок приема 3-х канальных аналоговых сейсмических сигналов хк (0 = {хк,п { > хк,е {? ' хк,2 (0)· ( ^ [0,Т ; к = 1, ..., т , от трехкомпонентных сейсмометров ПГСП.
- Блока А2 - аналогово-цифрового преобразователя для преобразования сигналов Xk {t) > t е [θ, ]; к - \, ..., т , в последовательности дискретных отсчетов хк т, τ = \, ..., Ν , к = \, ..., т , с заданной частотой дискретизации /я . Эти отсчеты образуют в совокупности последовательность многоканальных цифровых данных ПГСП хТ = (х1 т, ..., хт т ^ , τ = 1,..., Ν , используемых для обнаружения, локации микросейсмических источников и определения параметров механизма их очагов.
- Блока A3 - буфера накопления многоканальных дискретных цифровых данных хт , τ = 1, ..., Ν и передачи этих данных для обработки последующим блокам в режиме, близком к режиму реального времени.
- Блока А4 - блока коррекции многоканальных цифровых данных. Этот блок обеспечивает считывание из буфера многоканальных отсчетов 5ст, т = l, ..., N на очередном интервале скользящего временного окна, предварительную обработку этих данных: частотную фильтрацию, исправление возможных технических искажений, устранение сильных импульсных техногенных помех. - Блока A5 - преобразователя цифровых многоканальных данных ПГСП хт , т - Ι,..., Ν в частотную область. В результате в этом блоке образуется многоканальная последовательность x(fj ), fj : = ~^~' J - ^>—> ^ комплексных «частотных отсчетов» данных ПГСП на интервале скользящего временного окна.
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).
Для варианта устройства микросейсмического мониторинга, основанного на функционале (1), ВЗФ 3 состоит из следующих блоков (фиг. 4):
- Блока Б1 - вычислителя величин yk j (r,e) - значений на частоте f}- ДКПФ сейсмических колебаний в точках выхода на поверхность сейсмических лучей Lk {r), соединяющих микросейсмический источник в точке г с сейсмометрами ПГСП. Указанные колебания вычисляются с учетом кажущихся медленностей рН к сейсмических волн вдоль лучей Lk {r) , значений функций C (r), C2 t (r), qk (r , v{r) , позволяющих учитывать влияние поверхности раздела среды и воздуха на распределение энергии сейсмической волны по компонентам к -то сейсмометра, и значений диаграммы излучения микросейсмического источника dk r,e) . Значения последних параметров сейсмических лучей Lh (r) берутся из БДСЛ и БДДИ. При вычислении величин ук ] г,в) используются также МСПМ помех Fk {fj }, если эти
3 x 3 -матрицы предварительно оценены по дополнительным наблюдениям «чистых» помех ПГСП. В случае если информации об этих матрицах нет, вычисления производятся в предположении, что Fk (/у ) = / , где / - единичная матрица.
- Блока Б2 - вычислителя амплитуд колебаний сигналов микросейсмического источника dk (r,0) и времени распространения этих колебаний Гк (г) вдоль сейсмических лучей Lk {r), k = \,..., m , соединяющих «опрашиваемую» точку г возможного расположения микросейсмического источника с сейсмометрами ПГСП. Указанные характеристики лучей вычисляются для тех координат источника r = (x,y,z) и параметров Θ = (\ν,α, β, γ) механизма его очага, которые задаются устройством максимизации функционала.
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.
- Блока БЗ - вычислителя значения функционала (1) по на основе результатов вычислений в блоках Б1 и Б2.
Для варианта УММ, основанного на функционале (2), вычислитель ВЗФ 3 состоит из следующих блоков (фиг. 5):
- Блоков В1 и В2, идентичных блокам Б1 и Б2 вычислителя ВЗФ 3 (фиг. 4).
- Блока ВЗ - вычислителя амплитудно-фазовой информации в цифровых многоканальных данных ПГСП на основе комплексных частотных отсчетов ук · (/·) , f *
-^-€ Δ/ , где Af - полоса частот, в которой измеряются параметры микросейсмических источников. В блоке ВЗ определяются следующие величины:
/ \ f J
1) измеряются функции когерентности Кк { fj ) для всех частот f} = -^- е А/ и для всех пар преобразованных наблюдений ПГСП yk j (r, 0) , y^j ^r.O), к, I <= \,..., т с различными индексами к I ;
2) отбираются те пары величин ykj [r,0) , yij (r,e) n те частоты fJ } для которых функция когерентности Kkj fj больше заданного порога;
3) измеряются разности фаз k,l {fj ) ^ш отобранных пар наблюдений yk j (r,0) , yi (r,e) на отобранных частотах fr
- Блока В4 - вычислителя ожидаемых разностей фаз Δ /(^,^/> ) сейсмических сигналов для тех пар приемников ПГСП и тех частот /- , которые были отобраны в блоке В4
- Блока В5 - вычислителя функционала ψ(τ,θ по формуле (2) на основе результатов работы блоков В1-В4.
Устройство 4 максимизации функционала (УМФ) может быть реализовано в двух следующих вариантах: Для первого варианта УМФ 4 значения функционала вычисляются на сетке в многомерном пространстве измеряемых параметров (x,y, z, w, ct, β, у) 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 (χ,γ, ζ,
Figure imgf000022_0001
, соответствующих глобальному максимуму функционала, принимаются за оценки соответствующих параметров обнаруженного микросейсмического источника: его координат и параметров механизма его очага.
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.
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.
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 х=0 и, у=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.
Механизм очага микросейсмического источника характеризовался деформацией среды в виде сдвига ее участков вдоль плоскости (источник типа двойного диполя) и равномерного ее расширения (источник типа взрьша). Этот механизм определяется рассмотренными выше параметрами θ = {\ν,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 ми кросейсмического функционала, построенные при поиске источника на глубине 1000 м и горизонтальных координатах источника, расположенных в квадрате
а а а а
(х,уУ — < х <—, — < <— 1000 м для фиг. 6 и 400 м для фиг. Координаты максимума функционала на указанных картах определяют измеренные координаты положения в среде микросейсмического источника.
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 г = (0м,0м,Ю00м) и деформациями среды в очаге в виде суммы деформаций типа двойного диполя и типа взрыва. Сейсмограммы рассчитывались при различных значениях параметров механизма очага {ч/,α,β,γ) , описанных в пояснениях к формуле (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 ,β,γ сдвиговой составляющей деформации (столбец 3 на фиг. 6).
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.
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 пр и сложном механизме его очага. Кроме того, они не решают задачи измерения параметров механизма очага источника.
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.
На фиг. 7 представлены результаты обработки такой смеси в случае источника с координатами х = 0м, у = 0м, z = 1000м и сдвиговым механизмом очага с параметрами а = 45°, β = 90°, у = 0° . Карты функционала (2) рассчитывались при различных углах ,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 х = 0, у = 0 и параметрам его очага а = 40°, β = 90°, 7 = 10° . Столбец 4 на фиг. 8 представляет собой карту функционала (2) для оцененных параметров очага ά = 40°, /# = 90°, ^ = 10° . Столбец 3 фиг. 7 иллюстрирует тот факт, что правильные значения координат источника могут быть получены в процессе максимизации функционала (2) и для неверных значений параметров механизма его очага. Однако глобальный максимум функционала по всем параметрам источника всегда достигается при координатах источника и параметрах механизма его очага, наиболее близких к правильным значениям этих характеристик (столбец 4 фиг. 7).
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.
Промышленная применимость
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.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ измерения координат микросейсмических источников, заключающийся в том, что измеряют поверхностной группой сейсмических приемников сейсмические сигналы, излучаемые микросейсмическими источниками, для их регистрации, обрабатывают сейсмические сигналы цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени, производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, судят по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события путем вычисления функционала, устанавливают значение векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, определяют по значению векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, координаты микросейсмического источника и параметры механизма его очага, отличающийся тем, что в качестве приемников поверхностной группы сейсмических приемников применяют трехкомпонентные сейсмометры, измеряют значения полных векторов сейсмических колебаний в точках выхода на поверхность лучей распространения сейсмических волн от микросейсмического источника ко всем сейсмометрам, рассчитывают ожидаемые значения физических характеристик этих сейсмических колебаний, используя физические модели среды, в которой происходят микросейсмические события под сейсмометрами поверхностной группы сейсмических приемников - скоростную модель среды, модель затухания сейсмических волн в среде, динамическую модель типичных очагов микросейсмических источников, измеряют соответствие значений физических характеристик сейсмических сигналов, зарегистрированных на различных сейсмометрах, с ожидаемыми значениями этих характеристик, а именно таких физические характеристик, как относительные задержки во времени сейсмических сигналов на различных сейсмометрах, знаки-полярности сейсмических сигналов на различных сейсмометрах, отношения мгновенных амплитуд на различных сейсмометрах, спектральные плотности мощности помех, воздействующих на каждый из сейсмометров, при анализе цифровых записей сейсмических сигналов вычисляют функционал
Figure imgf000026_0001
где: ykj (r) = al (r)lk 1 {fj )xk {fj ) " комплексное значение на частоте fj дискретного конечного преобразования Фурье сейсмических колебаний в среде в точке выхода на поверхность сейсмического луча Lk {r , соединяющего источник в точке г и к -й трехкомпонентный сейсмометр поверхностной группы сейсмических приемников, верхний индекс * - знак Эрмитова сопряжения вектора: транспонирования и
+
комплексного сопряжения, верхний индекс - знак комплексного сопряжения, xk (fj ), j = l, ..., N - 3-х - мерные комплексный вектор значения на частоте fj дискретного конечного преобразования Фурье отсчетов сейсмических колебаний, зарегистрированных на трех компонентах А: -го сейсмометра поверхностной группы сейсмических приемников в анализируемом временном окне длительностью Т,
Ν = Τ/Ά - число т -мерных отсчетов сигналов поверхностной группы сейсмических приемников в этом временном окне,
/л - частота дискретизации сигналов поверхностной группы сейсмических приемников, частоты дискретного конечного преобразования Фурье, г = (х, у, г) - координаты микросейсмического источника,
F fj ^ - комплексная 3 x 3 - матрица - значение на частоте fj обратной матричной спектральной плотности мощности помех, воздействующих на каждую из трех компонент к -го сейсмометра поверхностной группы сейсмических приемников, ак ( ) = v(pxC2, РуС2, qCx ^ - векторная функция, определяющая распределение энергии сейсмической волны от микросейсмического источника между компонентами к -го сейсмометра, которая определяется скоростной моделью среды под поверхностной группой сейсмических приемников и зависит от взаимного расположения источника и к -го сейсмометра,
Pk (r) = (Px> Py Pz ) " единичный вектор выхода сейсмического луча Lk (r) , соединяющего микросейсмический источник в точке г с точкой расположения к -го сейсмометра,
С к (г), С2 к (г), 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 к - сейсмометром и измерять полную энергию сейсмической волны от микросейсмического источника, приходящей на к -й сейсмометр,
hk ( fj I = dk {τ,θ)βχρ{-ί2π f^rk (r)j - комплексная частотная характеристика пути распространения сигнала микросейсмического источника вдоль сейсмического луча Lk (г), где г - мнимая единица, Гк (г) - время распространения сейсмической волны от микросейсмического источника вдоль луча Lk (r , определяемое скоростной моделью среды под поверхностной группой сейсмических приемников,
dk (r, 9) - 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 к -го сейсмометра, так и вектором параметров Θ механизма очага микросейсмического источника,
θ - {λν, ,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, a (l - w) - соответственно, доля энергии источника, излученной в результате деформаций в очаге в виде сдвигов участков среды), ,β - направляющие углы плоскости сдвига участков среды, γ угол, определяющий направление деформации среды в плоскости сдвига,
- множители, обеспечивающие минимизацию
Figure imgf000028_0001
случайных колебаний функционала из-за влияния коррелированных сейсмических помех, воздействующих на сейсмометры поверхностной группы сейсмических приемников,
т - число трехкомпонентн х 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 г, в функционала Ф(г,0), в котором он достигает максимума, и по найденному значению г определяют измеренное значение координат г микросейсмического источника, а по соответствующему значению в - измеренное значение Θ параметров очага микросейсмического источника.
2. Способ измерения координат микросейсмических источников, заключающийся в том, что измеряют поверхностной группой сейсмических приемников сейсмические сигналы, излучаемые микросейсмическими источниками, для их регистрации, обрабатывают сейсмические сигналы цифровой аппаратурой в режиме, близком к режиму реального времени, производят анализ цифровых записей сейсмических сигналов в скользящем временном окне с длительностью, равной типичной длительности микросейсмических событий, судят по результатам анализа об обнаружении микросейсмического события путем вычисления функционала, устанавливают значение векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, определяют по значению векторного аргумента, в котором этот функционал достигает максимума, координаты микросейсмического источника и параметры механизма его очага, отличающийся тем, что в качестве приемников поверхностной группы сейсмических приемников применяют трехкомпонентные сейсмометры, измеряют значения полных векторов сейсмических колебаний в точках выхода на поверхность лучей распространения сейсмических волн от микросейсмического источника ко всем сейсмометрам, рассчитывают ожидаемые значения физических характеристик этих сейсмических колебаний, используя физические модели среды, в которой происходят микросейсмические события под сейсмометрами поверхностной группы сейсмических приемников - скоростную модель среды, модель затухания сейсмических волн в среде, динамическую модель типичных очагов микросейсмических источников, измеряют соответствие значений физических характеристик сейсмических колебаний, зарегистрированных на различных сейсмометрах, с ожидаемыми значениями этих характеристик, а именно таких физических характеристик, как относительные задержки во времени сейсмических сигналов на различных сейсмометрах, знаки-полярности сейсмических сигналов на различных сейсмометрах, отношения мгновенных амплитуд на различных сейсмометрах, спектральные плотности мощности помех, воздействующих на каждый из сейсмометров, функции взаимной когерентности для каждой пары измеренных сейсмических колебаний в точках выхода лучей распространения сейсмических волн от микросейсмического источника к сейсмометрам, при анализе цифровых записей сейсмических сигналов вычисляют нкционал
Figure imgf000030_0001
где fj ) - измеренное на частоте / значение функции взаимной когерентности сейсмических колебаний ykj (г) , . ( ) вдоль лучей распространения сейсмических волн k(r) и L[(r), соединяющих микросейсмический источник с к-ъл. и 1-й
■С *
сейсмометрами, где / = - частоты дискретного конечного преобразования Фурье,
/д- частота дискретизации сейсмических сигналов поверхностной группы сейсмических приемников, N -Т/д - число 3 m -мерных отсчетов сейсмических сигналов поверхностной группы сейсмических приемников во временном окне анализа,
^(■^fc ,/( /')) " поРоговая функция, позволяющая выбрать пары сейсмометров поверхностной группы сейсмических приемников и частоты дискретного конечного преобразования Фурье, для которых взаимная когерентность сейсмических колебаний
У к j(r) ' У1 j (г) достаточно велика, kj(fj) ' измеренная разность фаз на частоте / сейсмических колебаний ykj(r), У, j (г) вдоль лучей Lk (г) и L,(r),
A(Pk.i(r >0>fj) = 2Kfj( k(r)-ri(r ) + (yk(r,0)-yl(r,e) - ожидаемая разность фаз на частоте f . сигналов микросейсмического источника в точках выхода на поверхность лучей Lk(r и /-/(/*), где Гк(г) - время распространения сейсмического сигнала микросейсмического источника вдоль луча Lk(r), ук(г,в - индикатор знака деформации среды, создаваемой микросейсмическим источником вдоль луча Lk(r), «0» - сжатие, «1» - расширение,
q (ψ) , ψ e 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 в механизма очага, соответствующая излучению им сейсмических колебаний в направлении апертуры поверхностной группы сейсмических приемников,
при этом первая сумма в функционале f (r) вычисляется по всем парам сейсмометров поверхностной группы сейсмических приемников, имеющим различные номера, для которых функция взаимной когерентности на частоте ; превышает порог, заданный в пороговой функции Ъ
Figure imgf000031_0001
устанавливают значение аргументов г,0 функционала Ψ(τ , в котором он достигает максимума, и по найденному значению г определяют измеренное значение координат г микросейсмического источника, а по соответствующему значению Θ - измеренное значение 0 параметров механизма очага микросейсмического источника.
PCT/RU2013/000262 2012-05-23 2013-03-28 Измерение координат и параметров очагов при микросейсмическом мониторинге WO2013176579A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012121200/28A RU2494418C1 (ru) 2012-05-23 2012-05-23 Способ измерения координат микросейсмических источников и параметров механизмов их очагов в условиях сильных сейсмических помех (варианты)
RU2012121200 2012-05-23

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013176579A1 true WO2013176579A1 (ru) 2013-11-28

Family

ID=49254152

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2013/000262 WO2013176579A1 (ru) 2012-05-23 2013-03-28 Измерение координат и параметров очагов при микросейсмическом мониторинге

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2494418C1 (ru)
WO (1) WO2013176579A1 (ru)

Cited By (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109298447A (zh) * 2018-11-07 2019-02-01 中南大学 一种低信噪比声发射信号的到时拾取方法
CN109375261A (zh) * 2018-11-09 2019-02-22 安徽建筑大学 用于地表微地震监测的观测台站的传感器布局方法及系统
CN111337575A (zh) * 2020-04-13 2020-06-26 安徽理工大学 一种可变震源形式+能量的震动穿层传播研究试验平台
CN111413733A (zh) * 2020-03-20 2020-07-14 重庆地质矿产研究院 一种矿山微地震定位控制系统及方法
CN112597689A (zh) * 2020-12-11 2021-04-02 清华大学 滑坡过程分析方法、过程数值重构方法、应用
CN113325467A (zh) * 2021-06-08 2021-08-31 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种基于槽波频散特征的微地震震源定位方法
CN113703038A (zh) * 2021-08-31 2021-11-26 中煤科工集团重庆研究院有限公司 一种微震信号自动采集识别方法及系统
CN113805233A (zh) * 2020-06-12 2021-12-17 中国石油化工股份有限公司 一种点扩散函数的计算方法
CN113820006A (zh) * 2021-11-22 2021-12-21 北京思安利鑫科技有限公司 一种弱信噪比单频正弦信号的参数估计方法及装置
WO2022156582A1 (zh) * 2021-01-19 2022-07-28 中南大学 一种地声事件定位方法及其失稳灾害预警方法、地声感知仪、监测系统及其可读存储介质
CN117148434A (zh) * 2023-11-01 2023-12-01 煤炭科学研究总院有限公司 基于时序贡献图分解的微震信号自适应解算方法

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108566203A (zh) * 2018-04-20 2018-09-21 中国地震局工程力学研究所 一种数据采集方法及装置
CN111650640B (zh) * 2019-03-04 2023-06-30 中国石油天然气集团有限公司 裂缝网络复杂度评价方法及系统
RU2753166C1 (ru) * 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 Способ определения местоположения источников акустической эмиссии в массиве горных пород
RU2758263C1 (ru) * 2020-12-05 2021-10-27 Общество с ограниченной ответственностью «Сигма» Способ сейсмического мониторинга процессов гидроразрыва пласта при разработке месторождений углеводородов и процессов теплового воздействия при разработке высоковязких углеводородов
CN112882093B (zh) * 2021-01-18 2024-03-05 中国测绘科学研究院 一种计算弹性地球内部同震变形的方法和系统
CN113805228B (zh) * 2021-09-23 2024-01-30 西安科技大学 基于面波频散的地面微地震定位方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6594575B2 (en) * 2000-02-09 2003-07-15 Avl List Gmbh Model based on-line optimization method
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
WO2009007822A2 (en) * 2007-07-06 2009-01-15 Schlumberger Technology B.V. Methods and systems for processing microseismic data
RU2451308C1 (ru) * 2011-07-18 2012-05-20 Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех
RU2451307C1 (ru) * 2011-07-18 2012-05-20 Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" Способ измерения координат микросейсмических источников

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US8000168B2 (en) * 2006-12-08 2011-08-16 Conocophillips Company Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition
US7986587B2 (en) * 2008-03-20 2011-07-26 Microseismic, Inc. Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6594575B2 (en) * 2000-02-09 2003-07-15 Avl List Gmbh Model based on-line optimization method
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
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
WO2009007822A2 (en) * 2007-07-06 2009-01-15 Schlumberger Technology B.V. Methods and systems for processing microseismic data
RU2451308C1 (ru) * 2011-07-18 2012-05-20 Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех
RU2451307C1 (ru) * 2011-07-18 2012-05-20 Закрытое акционерное общество "Научно-инженерный центр "СИНАПС" Способ измерения координат микросейсмических источников

Cited By (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109298447A (zh) * 2018-11-07 2019-02-01 中南大学 一种低信噪比声发射信号的到时拾取方法
CN109298447B (zh) * 2018-11-07 2019-07-26 中南大学 一种低信噪比声发射信号的到时拾取方法
CN109375261A (zh) * 2018-11-09 2019-02-22 安徽建筑大学 用于地表微地震监测的观测台站的传感器布局方法及系统
CN109375261B (zh) * 2018-11-09 2024-03-15 安徽建筑大学 用于地表微地震监测的观测台站的传感器布局方法及系统
CN111413733A (zh) * 2020-03-20 2020-07-14 重庆地质矿产研究院 一种矿山微地震定位控制系统及方法
CN111337575A (zh) * 2020-04-13 2020-06-26 安徽理工大学 一种可变震源形式+能量的震动穿层传播研究试验平台
CN111337575B (zh) * 2020-04-13 2022-07-08 安徽理工大学 一种可变震源形式+能量的震动穿层传播研究试验平台
CN113805233A (zh) * 2020-06-12 2021-12-17 中国石油化工股份有限公司 一种点扩散函数的计算方法
CN113805233B (zh) * 2020-06-12 2024-04-09 中国石油化工股份有限公司 一种点扩散函数的计算方法
CN112597689B (zh) * 2020-12-11 2022-07-05 清华大学 滑坡过程分析方法、过程数值重构方法、应用
CN112597689A (zh) * 2020-12-11 2021-04-02 清华大学 滑坡过程分析方法、过程数值重构方法、应用
WO2022156582A1 (zh) * 2021-01-19 2022-07-28 中南大学 一种地声事件定位方法及其失稳灾害预警方法、地声感知仪、监测系统及其可读存储介质
CN113325467A (zh) * 2021-06-08 2021-08-31 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种基于槽波频散特征的微地震震源定位方法
CN113325467B (zh) * 2021-06-08 2023-10-24 中煤科工集团西安研究院有限公司 一种基于槽波频散特征的微地震震源定位方法
CN113703038A (zh) * 2021-08-31 2021-11-26 中煤科工集团重庆研究院有限公司 一种微震信号自动采集识别方法及系统
CN113703038B (zh) * 2021-08-31 2024-05-07 中煤科工集团重庆研究院有限公司 一种微震信号自动采集识别方法及系统
CN113820006A (zh) * 2021-11-22 2021-12-21 北京思安利鑫科技有限公司 一种弱信噪比单频正弦信号的参数估计方法及装置
CN117148434A (zh) * 2023-11-01 2023-12-01 煤炭科学研究总院有限公司 基于时序贡献图分解的微震信号自适应解算方法
CN117148434B (zh) * 2023-11-01 2024-01-23 煤炭科学研究总院有限公司 基于时序贡献图分解的微震信号自适应解算方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2494418C1 (ru) 2013-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2013176579A1 (ru) Измерение координат и параметров очагов при микросейсмическом мониторинге
Foti et al. Guidelines for the good practice of surface wave analysis: a product of the InterPACIFIC project
RU2457513C2 (ru) Способы и системы для обработки микросейсмических данных
US20180203144A1 (en) Interferometric Microseismic Imaging Methods and Apparatus
RU2620785C1 (ru) Способ определения местоположения очага микросейсмического события
RU2451308C1 (ru) Способ измерения координат микросейсмических источников при воздействии помех
CN106646609B (zh) 多次扫描的微地震多参数联合快速反演方法
Vera Rodriguez et al. Data-driven, in situ, relative sensor calibration based on waveform fitting moment tensor inversion
CN102073064A (zh) 一种利用相位信息提高速度谱分辨率的方法
Zhong et al. Statistical analysis of background noise in seismic prospecting
Saccorotti et al. Slowness anomalies from two dense seismic arrays at Deception Island volcano, Antarctica
RU2451307C1 (ru) Способ измерения координат микросейсмических источников
Natale et al. Three decades of seismic activity at Mt. Vesuvius: 1972–2000
CN115469362B (zh) 一种地震勘探中的能流密度矢量计算方法
Baziw et al. Microseismic event detection Kalman filter: Derivation of the noise covariance matrix and automated first break determination for accurate source location estimation
CN111352153A (zh) 一种基于瞬时相位互相关加权的微地震干涉定位方法
EP3311201B1 (en) Seismic azimuthal gradient estimation
CN113640876A (zh) 一种利用混沌体属性对陷落柱进行精细识别的方法
CN110967751B (zh) 基于地面浅井监测的微地震事件的定位方法及存储介质
Errington Sensor placement for microseismic event location
CN117687077B (zh) 利用das和检波器混合阵列监测微震的方法和系统
Nyffenegger et al. Estimates of performance model factors for passive microseismic SADAR phased arrays at the Newell County Facility
RU2805275C1 (ru) Способ краткосрочного определения подготовки сильного сейсмического события
CN112462428B (zh) 一种多分量地震资料偏移成像方法及系统
Lee et al. Neural network-based laser interferometer compensation for seismic signal detection

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 13793502

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 13793502

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1