Способ определения местоположения очага микросейсмического события

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности к способам обработки микросейсмических данных.

В настоящее время наибольшее распространение при обработке и интерпретации микросейсмических данных получили спектральные способы обработки с использованием быстрого преобразования Фурье (см. например патент РФ 2187828, G01V 1/30). Однако обработка с использованием быстрого преобразования Фурье различного рода микросейсмических данных не всегда позволяет достоверно распознать время прихода событий вследствие высокого уровня помех и занимает продолжительное время, что ограничивает выдачу рекомендаций по управлению процессом гидроразрыва пласта в режиме реального времени.

Данный недостаток может быть уменьшен с помощью вейвлет-преобразования данных с сейсмодатчиков. Известно, например, использование дискретного вейвлет-преобразования для обработки и анализа сигналов разнообразной природы (патент РФ №2246132). В указанном патенте дано подробное описание способа быстрого вычисления вейвлет-преобразований, которое может быть использовано при обработке сигналов, в частности в области обработки экспериментальных данных в физике, в гидроакустике, сейсмоакустике, радиолокации и т.д. В данном техническом решении посредством быстрого вычисления вейвлет-преобразования реализуется возможность анализировать сигнал с произвольной точностью измерения масштабов и временных сдвигов избыточного дискретного вейвлет-преобразования сигнала с произвольно заданным (выбранным) малым шагом дискретизации масштабных коэффициентов. Недостатком аналога является отсутствие возможности вычисления времен прихода продольной и поперечной составляющих волны, угла азимута падения волны, необходимых для вычисления местоположения очага микросейсмического события.

Наиболее близким к заявляемому способу является способ обработки сейсмических данных с использованием дискретного вейвлет-преобразования (патент РФ №2412454, G01V 1/48), согласно которому осуществляют прием сейсмических данных, их обработку, в процессе которой осуществляют представление сейсмических данных в виде набора сейсмических трасс, причем каждую из исходных сейсмических трасс, представленную в виде вектора отсчетов, подвергают дискретному вейвлет-преобразованию (М итераций) с получением вектора вейвлет-коэффициентов, содержащего детализирующие вейвлет-коэффициенты К_n с первого по уровень М включительно, а также гладкие вейвлет-коэффициенты последнего уровня преобразования О_М, далее вектор вейвлет-коэффициентов разделяют на ряд векторов, каждый из которых содержит детализирующие вейвлет-коэффициенты К_n одного уровня и нули на месте всех остальных вейвлет-коэффициентов (детализирующий вектор уровня n), а также вектор, содержащий гладкие вейвлет-коэффициенты О_М и нули на месте всех детализирующих коэффициентов (детализирующий вектор уровня М+1), каждый из указанных детализирующих векторов уровней с 1 по М+1 подвергают процедуре обратного дискретного вейвлет-преобразования с получением М+1 слоев детализации dl(n) и представлением (визуализацией) исходного сейсмического сигнала в виде составляющих dl(n) с различными энергетическими и частотными характеристиками; каждую из указанных составляющих (слоев детализации dl(n)) анализируют по целевой значимости с учетом решаемой сейсмической задачи, после чего осуществляют выборку значимых отдельных слоев детализации вейвлет-разложения исходного сейсмического сигнала для построения их частичных сумм для последующей обработки и отображения результатов обработки сейсмических данных.

Данный способ выбран в качестве прототипа. Он позволяет обеспечить возможность анализа сейсмических данных с локализацией особенностей сигнала в вейвлет-частотной области с повышенным качеством выделения особенностей сигнальной составляющей в пространственно-временных координатах, с разделением волновых полей на отдельные составляющие и повышением отношения сигнал/помеха.

Способ-прототип обладает рядом недостатков - низкая точность определения местоположения источника сигнала в толще Земли вследствие использования для сейсморазведки активного источника сигнала, расположенного на поверхности, что не позволяет вести пассивный микросейсмический мониторинг гидравлического разрыва пласта из-за отсутствия механизма вычисления времен прихода продольной и поперечной составляющих сейсмической волны для каждой из трех компонент, разнесенных в пространстве сейсмоприемников с помощью функции прямолинейности и расчета азимута угла падения волны, не позволяет выявить топологию образования трещин при гидравлическом разрыве пласта, не решает вопрос оперативного управления процессом гидравлического разрыва пласта в режиме реального времени.

Задача, на решение которой направлено изобретение - устранение указанных недостатков, а именно снижение неопределенности при вычислении местоположения очага микросейсмического события при гидравлическом разрыве пласта, построение топологии образования трещин гидравлического разрыва с высокой точностью путем вычисления времен прихода продольной и поперечной составляющих микросейсмической волны с группы трехкомпонентных сейсмоприемников, возможность оперативного управления процессом гидравлического разрыва пласта для снижения экономических, экологических и социальных рисков.

Поставленная задача решается способом определения местоположения очага микросейсмического события, при котором осуществляют прием исходного микросейсмического сигнала, его обработку с применением дискретного вейвлет-преобразования, с последующим использованием с учетом решаемой сейсмической задачи, в котором в отличие от прототипа в процессе обработки осуществляют разложение исходного микросейсмического сигнала на слои детализации (масштабы) d(n) с различными энергетическими и частотными характеристиками, на каждом из указанных масштабов d(n) строят функцию прямолинейности и находят при условии ее максимизации время прихода продольной составляющей микросейсмического сигнала, которое в качестве наибольшего значения собственного вектора положения используют для расчета угла азимута очага сейсмического события, вращают X, Y координаты в продольных и поперечных плоскостях на угол азимута и полученные таким образом новые X, Y компоненты исходного сигнала подвергают дискретному вейвлет-преобразованию с последующим разложением исходного микросейсмического сигнала на слои детализации (масштабы) d(n) с различными энергетическими и частотными характеристиками, на каждом из указанных масштабов d(n) строят отношения поперечных амплитуд к продольным и находят время прибытия поперечной составляющей микросейсмического сигнала, определяют скорость прохождения продольной и поперечной составляющей микросейсмического сигнала в определенном интервале толщи Земли, а расстояние D до очага микросейсмического события вычисляют из соотношения

где D - расстояние, t_P - время первого вступления продольной составляющей волны, t_S - время первого вступления поперечной составляющей волны, υ_P - скорость продольной составляющей волны, υ_S - скорость поперечной составляющей волны.

Поставленная задача решается также тем, что скорости продольной и поперечной составляющей микросейсмического сигнала определяют геофизическими методами акустического каротажа либо кросс-дипольного акустического каротажа.

Для решения поставленной задачи обработка данных с выдачей результата расчета местоположения очага микросейсмического события происходит в режиме реального времени.

Кроме того, полученные данные о местоположении микросейсмического события сопоставляются с расчетными, и на основании величины их расхождения осуществляют выдачу управляющих команд в процессе гидравлического разрыва пласта и выработку дальнейшего выполнения плана закачки.

На фиг. 1 изображена последовательность расчета времени прибытия продольной составляющей микросейсмической волны с применением функции прямолинейности. На фиг. 2 изображена последовательность расчета времени прибытия поперечной составляющей микросейсмической волны с применением отношений амплитуд. На фиг. 3 показан пример трехкомпонентного микросейсмического сигнала и функции прямолинейности в шести масштабах. На фиг. 4 показаны интервалы времени между точками прибытия продольной и поперечной составляющих волны. На фиг. 5 показана совокупность точек, образующих топологию трещин. Вид сверху (а) и сбоку (б) на результаты микросейсмического исследования успешного гидравлического разрыва двух скважин. Цветными окружностями показаны разные стадии процесса.

Способ согласно изобретению осуществляют в следующей последовательности операций.

Принимают микросейсмический сигнал скважинными или наземными трехкомпонентными сейсмоприемниками (геофонами, гидрофонами). Для определения времени прибытия продольной составляющей волны используют свойство линейной поляризации продольной составляющей и ее распространение параллельно движению микросейсмической волны. Величиной степени линейной поляризации является функция прямолинейности, описанная Канасевичем.

Уравнение функции прямолинейности

где λ₁ и λ₂ - наибольшее и второе по величине собственные значения ковариационной матрицы соответственно.

Если ковариационная матрица (2) диагонализируема, то оценка прямолинейности траектории колебания частиц среды внутри определенного временного окна может быть получена из соотношений главной оси этой матрицы, т.е. оценка прямолинейности может быть дана из соотношения наибольшего и второго по величине значения ковариационной матрицы. Ковариационную матрицу представляют как

где X - «восточная» составляющая вейвлет-коэффициента для масштаба j;

Y - «северная» составляющая вейвлет-коэффициента для масштаба j;

Z - вертикальная составляющая вейвлет-коэффициента для масштаба j.

Ковариантность между X и Y определяют как

где μ_X и μ_Y - средние значения X и Y соответственно.

Направление поляризации может быть измерено с учетом собственного вектора главной оси. Если λ₁ - наибольшее собственное значение и λ₂ - второе по величине собственное значение ковариационной матрицы, то функция (1) будет близка к единице, когда прямолинейность высока и близка к нулю, когда две главные оси приближаются друг к другу по величине (низкая прямолинейность).

Матрицу заполняют элементами - вейвлет-коэффициентами нескольких масштабов, которые получены при обработке микросейсмических сигналов в трех измерениях, используя дискретно-временное вейвлет-преобразование. Затем вычисляют собственные значения матрицы и соответствующие им собственные векторы. Строят функцию прямолинейности, таким образом получают функцию прямолинейности (F_j) для каждого масштаба. Далее строят составную функцию прямолинейности так, чтобы функции прямолинейности каждого масштаба вносили свой вклад в ее создание

где j - номер масштаба.

Место, где эта функция имеет максимальное значение, принимают за время прибытия продольной волны.

На фиг. 3 заметно, что функции прямолинейности приблизительно равны единице, когда волновая форма линейно поляризована, и нулю, когда линейной поляризации нет. Это четко видно на первых четырех масштабах.

Для расчета азимута местоположения очага микросейсмического события используют построение функции прямолинейности и находят собственный вектор, связанный с наибольшим собственным значением зафиксированной продольной волны. Собственный вектор представляет собой направление линейной поляризации, которое указывает на угол азимута.

Время прибытия поперечной волны микросейсмического события определяют исследованием отношения поперечной амплитуды к продольной.

Азимут (θ), рассчитанный для продольной волны, используют для вращения двух плоскостей по отношению к продольной и поперечной составляющим соответственно по следующему уравнению:

где dr и dt - продольная и поперечная составляющие сигнала соответственно.

Применяют к продольной и поперечной составляющим сигнала дискретно-временное вейвлет-преобразование, получают несколько масштабов для каждой из составляющих. Как и для продольных волн получают коэффициенты x^j и y^j, которые представляют собой различные масштабы для продольной и поперечной составляющих соответственно (j - номер масштаба).

На каждом масштабе отношение поперечной амплитуды к продольной рассчитывают по следующей формуле:

где envt^j и envr^j - огибающие функции поперечной и продольной составляющих сигнала соответственно. Огибающая функция позволяет избежать вопросов, связанных с делением на ноль. Ее определяют как

где h - преобразование Гильберта от x.

Все масштабы объединяют для построения второй составной функции определения времени прибытия поперечной волны

Точку после прибытия продольной волны, имеющую величину, которая равна, по меньшей мере, половине наибольшего значения CT, выбирают в качестве времени прибытия поперечной волны. Наибольший пик CT не используют, т.к. он представляет собой время, когда поперечная волна достигает свою наибольшую амплитуду, а это происходит некоторое время спустя после первого прибытия.

Несколько различных семейств вейвлетов (Хаара, Добеши, Морле, FHAT, MHAT и т.д.) используются в вейвлет-разложении, т.к. выбор вейвлета при обработке сигнала очень важен для определения времени прибытия поперечной волны составной функцией.

Времена прибытия продольной и поперечной составляющих волн фиксируются в каждом из трех измерений в определенной точке пространства (сейсмоприемником, геофоном, гидрофоном, либо другим прибором). Таких точек пространства (сейсмоприемников, геофонов, гидрофонов, либо других приборов) может быть несколько. Измеряются интервалы времени между точками прибытия продольной и поперечной составляющих волны (фиг. 4)

Для падающей продольной составляющей волны угол азимута вычисляется построением функции прямолинейности и нахождения собственного вектора, связанного с наибольшим собственным значением зафиксированной продольной составляющей волны. Собственный вектор представляет собой направление линейной поляризации, которое указывает на угол азимута волны.

Скорость прохождения сейсмической волны в определенном интервале толщи Земли определяется геофизическими методами акустического каротажа, либо кросс-дипольного акустического каротажа.

Таким образом, известны время, скорость в единице интервала и азимут падающей на приемник сейсмической волны. По формуле (9) производится расчет расстояния до микросейсмического события для однородной скоростной модели

где D - расстояние, t_P - время первого вступления продольной составляющей волны, t_S - время первого вступления поперечной составляющей волны, υ_P - скорость продольной составляющей волны, υ_S - скорость поперечной составляющей волны.

Поскольку используется несколько сейсмоприемников, становится возможна инверсия источника колебаний, которая выполняется с помощью симплекс-метода или алгоритма сетевого поиска. Итоговое положение события рассчитывается путем минимизации пространственной ошибки по всем сейсмоприемникам, на пространственной карте ставится точка, соответствующая событию. Совокупность множества точек, нанесенных на карту, по мере возникновения микросейсмических событий во время проведения гидравлической стимуляции пласта образует графическое изображение инициируемых трещин. Графическая карта позволяет оценить геометрические параметры трещин и их ориентацию в пространстве.

По мере развития трещин гидравлического разрыва очаги микросейсмических событий будут менять свое местоположение в пространстве. Вычисленные местоположения очагов согласно описанному выше способу наносят на трехмерную карту в виде точек.

Пример конкретной реализации заявленного способа.

Пусть согласно программе закачки высота трещин должна составить 60 м, при этом мощность насыщенного углеводородами пласта в данной области равна 70 м, выше и ниже его расположены пласты, насыщенные водой. Прорыв трещин в водоносные слои грозит заводнением скважины и потерей экономической целесообразности ее дальнейшей эксплуатации, а также загрязнением водоносных слоев углеводородами. В процессе закачки заявляемым способом было установлено, что местоположение очагов микросейсмических событий опасно приблизилось к границам водоносного пласта. В этом случае принимается решение на останов насосов для предотвращения прорыва трещины выше либо ниже целевого пласта.

Таким образом, способ согласно изобретению позволяет эффективно выявлять время прибытия волн, сохраняя структуру сигнальной составляющей практически неизменной и обеспечивает, таким образом, более достоверное (по сравнению с частотной фильтрацией) выделение целевых волн, имеющих высокую информативную и прогнозную значимость при скважинных микросейсмических исследованиях.

Кроме того, очевидно, что анализ микросейсмических данных с использованием вейвлет-фильтрации согласно изобретению по слоям детализации расширяет возможности обработки и интерпретации волновых полей, обеспечивает возможность анализа микросейсмических данных с локализацией особенностей сигнала в вейвлет-частотной области с повышенным качеством выделения особенностей сигнальной составляющей в пространственно-временных координатах, с разделением волновых полей на отдельные составляющие и повышением соотношения «сигнал-шум».