Способы и системы для обработки микросейсмических данных

Способы и системы для обработки микросейсмических данных

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Родственные заявки

По этой заявке испрашивается приоритет предварительной заявки № 60/948403 на патент США, поданной 6 июля 2007 г, все содержание которой включено в настоящую заявку путем ссылки.

Область техники

В общем, настоящее изобретение относится к способам и системам для исследования подземных пластов. Более конкретно, это изобретение обращено к способам и системам для обнаружения и определения местоположений микросейсмических событий путем обращения трехкомпонентных микросейсмических данных о волновых сигналах в частотной области.

Уровень техники

Микросейсмические события, также называемые микроземлетрясениями, создаются во время работ по добыче углеводородов и геотермальных флюидов. Обычно микросейсмические события вызываются снятием касательного напряжения с уже существующих геологических структур, таких как разрывы и трещины, вследствие образования наведенных возмущений и привнесения их в локальное напряженное состояние среды. В некоторых случаях микросейсмические события могут вызываться трещиной в породе вследствие обрушения, то есть уплотнения, или вследствие гидравлического разрыва пласта. Такие наведенные микросейсмические события могут быть порождены или инициированы изменениями в коллекторе, такими как истощение, затопление или стимулирование, иначе говоря, извлечением или нагнетанием флюидов. Сигналы от микросейсмических событий могут быть обнаружены в виде упругих волн, распространяющихся от места нахождения события к удаленным датчикам. Регистрируемые сигналы содержат ценную информацию о физических процессах, протекающих внутри коллектора.

Известны различные способы микросейсмического мониторинга, и также известно использование микросейсмических сигналов для мониторинга гидравлического разрыва пласта и обратного нагнетания отходов. Сейсмические сигналы от этих микросейсмических событий можно обнаружить и локализовать в пространстве, используя широкополосные скважинные датчики. Микросейсмическую активность успешно обнаруживают и локализуют в породах, изменяющихся от неконсолидированных песков до мела и до кристаллических пород.

Как рассмотрено выше, чтобы повысить добычу углеводородов из нефтегазовых скважин, можно осуществить гидравлический разрыв подземных пластов, окружающих такие скважины. Гидравлический разрыв пласта используют для создания небольших трещин в подземных пластах, чтобы дать возможность нефти или газу перемещаться в скважину. Пласты разрывают, вводя специально разработанные флюиды под высоким давлением и при больших расходах в пласты через стволы скважины. Гидравлические разрывы обычно продолжаются от ствола скважины на расстоянии от 250 до 750 футов (от 76,2 до 228,6 м) по двум противоположным направлениям в соответствии с естественными напряжениями внутри пласта.

В последнее время делаются попытки осуществлять мониторинг гидравлического разрыва пласта и создавать карты, на которых показываются место возникновения трещины и распространение трещины. Современный мониторинг гидравлического разрыва содержит способы обработки местоположений сейсмических событий картированием времен вступления сейсмических волн и информации о поляризации в трехмерном пространстве с использованием полученных моделированием времен пробега и/или траекторий лучей. Просмотровые таблицы времен пробега можно образовать моделированием с учетом скоростной модели.

Типичные способы картирования обычно известны как нелинейные способы определения местоположений событий и включают в себя выбор и пикинг значений времени из дискретных вступлений сейсмических волн для каждого из многочисленных сейсмических детекторов и картирование для определения местоположения источника сейсмической энергии. Однако, чтобы успешно и точно определять местоположение сейсмического события, дискретные пропикированные значения времени для каждого сейсмического детектора должны соответствовать одному и тому же вступлению «Р»- (продольной) или «S»-волны (поперечной) и должны измеряться вступления, происходящие от одного и того же микросейсмического или сейсмического события. Во время операции разрыва в течение короткого периода времени могут создаваться многие сотни микросейсмических событий. Для современных способов, используемых в промышленности, требуется значительное вмешательство человека в контроль качества результатов пикинга значений времени.

При анализе микросейсмических данных традиционно используют разность между пропикированными временами вступлений S- и P-волн для вычисления дистанции и глубины источника; затем азимутальные поляризации используют для направления. Для инверсий обычно используют модифицированный способ Гейгера, основанный на классическом нелинейном методе наименьших квадратов Левенберга-Марквардта, чтобы определять оптимальные местоположения с неопределенностями. Кроме того, были предложены методы быстрого поиска на сетке. Способы определения местоположения, для которых требуется ручной пикинг волн, являются субъективными и требующими много времени, а способами автоматизированного пикинга, хотя и способными справляться с большим объемом данных, часто получают вводящие в заблуждение зашумленные и усложненные данные. Кроме того, в большей части алгоритмов автоматического пикинга не используется возможность подавления помех, присущих всей группе приемников.

Совсем недавно были представлены основанные на волновых сигналах способы. В одном случае были показаны результаты алгоритма сканирования источника, примененные к данным землетрясения. В другом случае характеристическая функция, основанная на произведении отношений энергий вступлений P- и S-волн, была использована для определения местоположений событий. В еще одном случае были показаны результаты способа двумерной упругой миграции с получением подразумеваемых местоположений событий там, где происходит фокусировка (P+S)-волн. В еще одном случае были показаны результаты акустического способа с использованием обращения времени или фокусировки способом дифракционного суммирования регистрируемых волновых сигналов.

Настоящее изобретение направлено на исключение или по меньшей мере снижение влияний одного или нескольких недостатков, которые являются характерными для прежних способов анализа микросейсмических данных, изложенных выше. К тому же оно направлено на решение важной задачи калибровки, которая является результатом инверсии параметров источника.

Краткое изложение сущности изобретения

Настоящее изобретение удовлетворяет описанным выше и другим требованиям. В частности, согласно изобретению, предложен способ приведения в соответствие волновых сигналов для обработки микросейсмических данных в противоположность основанным на времени вступления и полной инверсии волновых сигналов способам для анализа микросейсмических данных.

Способы и системы настоящего изобретения можно применять к любой микросейсмической операции, относящейся к подземным пластам, включая, но без ограничения ими, операции гидравлического разрыва пласта. Применением принципов настоящего изобретения обеспечиваются способы и системы для мониторинга микросейсмичности. Мониторинг содержит прием микросейсмических волновых сигналов сейсмическими детекторами и оценку параметров источника и/или параметров модели путем обращения регистрируемых данных в частотной пространственной области.

В способах согласно настоящему изобретению пикинг значений времени исключают, вступления Sv-волн включают и используют вектор полной поляризации (не просто азимут). Способы в настоящей заявке относятся к сети произвольно распределенных датчиков, и в них используют анизотропные скоростные модели, в которые включены геометрическое расхождение, потери при распространении волн и неупругое поглощение (Q).

В соответствии с этим задача настоящего изобретения заключается в создании усовершенствованных систем и способов для обработки микросейсмических данных о волновых сигналах. Дальнейшая задача согласно некоторым осуществлениям в настоящей заявке заключается в создании усовершенствованных систем и способов, в которых используется основанный на волновых сигналах подход, где обращение времени методом наименьших квадратов и приведение в соответствие волновых сигналов используются для анализа трехкомпонентных сейсмических данных.

Согласно одному аспекту в настоящей заявке определяют (1) одну функцию источника для P-волны и две функции источника для S-волны, или (2) единственную функцию источника и до шести составляющих тензора момента источника, или (3) функции источника для каждой составляющей тензора момента источника определяют посредством линейной инверсии. Линейная инверсия обеспечивает обращение времени регистрируемых волновых сигналов. В других аспектах настоящего изобретения целевые функции соответствия волновых сигналов получают для определения параметров модели и/или параметров источника посредством нелинейной инверсии.

Согласно некоторым осуществлениям настоящего изобретения предложен способ обработки микросейсмических данных. Способ включает в себя регистрацию трехкомпонентных микросейсмических данных о волновых сигналах; определение меры соответствия волновых сигналов в частотной области, содержащее построение в частотной области по меньшей мере одного функционала несоответствия амплитуд и кросс-фазного функционала между вступлениями; и оценку параметров источника и/или параметров модели. Согласно некоторым аспектам в настоящей заявке построение функционала несоответствия амплитуд содержит определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием обращения времени. В других аспектах обращение времени содержит обращение времени методом наименьших квадратов.

В некоторых осуществлениях настоящего изобретения определение одной или нескольких функций источника содержит определение одной или нескольких из (1) одной функции источника для P-волны и двух функций источника для S-волны; (2) одной функции источника и по меньшей мере одной составляющей тензора момента источника; и (3) функций источника для каждой составляющей тензора момента источника. Определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием обращения времени содержит использование анизотропной скоростной модели с неупругим поглощением (Q). Построение кросс-фазного функционала между вступлениями содержит построение функционала спектральной когерентности, усредненного по частоте. В некоторых осуществлениях способ содержит поворот данных о волновых сигналах к географической системе координат Восток, Север, Верх (ENU).

Микросейсмические данные о волновых сигналах можно регистрировать множеством трехкомпонентных геофонов. Согласно аспектам в настоящей заявке способ может содержать совместную χ²-функцию правдоподобия, содержащую функционал несоответствия амплитуд и кросс-фазный функционал с многомерным априорным распределением вероятности; и максимизацию или выбор функции апостериорной вероятности с использованием методов глобального поиска. Микросейсмические данные о волновых сигналах можно регистрировать во время операции гидравлического разрыва пласта. Микросейсмические данные о волновых сигналах можно регистрировать во время операции перфорирования.

В некоторых аспектах настоящего изобретения способ содержит определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием уравнения 1, приведенного ниже. Согласно другим аспектам в настоящей заявке функционал несоответствия амплитуд представляется уравнением 3, приведенным ниже. В других аспектах настоящего изобретения кросс-фазный функционал между вступлениями представляется уравнением 6, приведенным ниже. Согласно другим аспектам в настоящей заявке совместную функцию апостериорной вероятности вектора m модели получают, используя уравнение 10, приведенное ниже.

В некоторых осуществлениях настоящего изобретения способ содержит формирование изображений отражающих границ между местом нахождения источника и приемниками, содержащее определение одной или нескольких функций источника в частотной области с использованием обращения времени; деконволюцию трехкомпонентных остаточных данных и миграцию восстановленных из свертки остаточных данных с использованием калиброванной скоростной модели для получения местоположений отражающих границ. Другие аспекты включают в себя калибровку скоростной модели с использованием абсолютных времен вступления, регистрируемых от взрыва при перфорировании. Другие аспекты включают в себя определение совместной χ²-функции правдоподобия на протяжении трехмерной (3D) карты для каждого временного окна данных, при этом совместная χ²-функция правдоподобия содержит функционал несоответствия амплитуд и кросс-фазный функционал с многомерным априорным распределением вероятностей; максимизацию или выбор функции апостериорной вероятности с использованием методов глобального поиска для каждого временного окна данных и показ трехмерных данных в виде кинофрагмента эволюции времени пространственного распределения когерентной, обращенной во времени сейсмической энергии.

Настоящим описанием предоставляется способ получения параметров модели и источника на основании микросейсмических волновых сигналов, содержащий регистрацию трехкомпонентных микросейсмических волновых сигналов; определение меры соответствия волновых сигналов в частотной области, содержащее построение в частотной области по меньшей мере одного функционала несоответствия амплитуд и кросс-фазного функционала между вступлениями; и оценивание местоположения источника, механизма действия источника и/или атрибутов источника. В некоторых аспектах местоположение источника содержит триплет (x, y, z) для каждого события. В других аспектах механизм действия источника содержит один или несколько параметров модели, параметры анизотропии, гладкость модели, наклон модели, масштабирование скорости и неупругое поглощение (Q).

В других аспектах настоящего изобретения зависящие от угла параметры анизотропии поступают из акустических измерений, при этом они задаются акустическими измерениями или задаются любым представителем меры объема глины. Согласно другим аспектам в настоящей заявке неупругое поглощение (Q) содержит одну или несколько Q_p, Q_s1 и Q_s2, где S1 и S2 однозначно связаны с Sv и Sh в поперечно-изотропной среде. В дальнейших аспектах настоящего изобретения атрибуты источника содержат одно или несколько из амплитуды, доминирующей частоты, угловой частоты и скалярного момента. В дальнейших аспектах амплитуда включает в себя отношение амплитуды Sh-волны к амплитуде P-волны.

Согласно изобретению предложена система для обработки микросейсмических данных, содержащая акустический прибор, содержащий по меньшей мере один трехкомпонентный геофон, установленный на нем; компьютер в связи с акустическим прибором и набор инструкций, выполняемых компьютером, при выполнении которых регистрируются трехкомпонентные микросейсмические данные о волновых процессах; определяется мера соответствия волновых сигналов в частотной области, при этом производят построение в частотной области по меньшей мере одного функционала несоответствия амплитуд и кросс-фазный функционал между вступлениями; и оценивают параметры источника и/или параметры модели. В некоторых аспектах настоящего изобретения по меньшей мере один трехкомпонентный геофон содержит множество трехкомпонентных геофонов. Согласно другим аспектам система может быть выполнена или предназначена для операций гидравлического разрыва. Согласно другим аспектам в настоящей заявке система может быть выполнена или предназначена для операций перфорирования.

Согласно некоторым аспектам изобретения предложена система, которая может быть выполнена или предназначена для операций постоянного или пассивного мониторинга. Система может быть выполнена или предназначена для межскважинных операций.

Дополнительные преимущества и новые признаки будут изложены в описании, которое следует ниже, или они могут быть усвоены специалистами в данной области техники при чтении этих материалов или практическом использовании изобретения. Преимущества могут быть достигнуты с помощью средств, перечисленных в прилагаемой формуле изобретения.

Краткое описание чертежей

Сопровождающими чертежами иллюстрируются предпочтительные варианты осуществления изобретения. Совместно с нижеследующим описанием на чертежах демонстрируются и поясняются принципы настоящего изобретения, на которых:

фиг. 1А и 1В - блок-схемы последовательности операций, иллюстрирующие способы обработки микросейсмических данных в соответствии с описанием в настоящем изобретении;

фиг.2 - график, представляющий синтетические данные о событиях, сверху вниз показаны входные данные в координатах Восток, Север, Верх (ENU); восстановленные данные в координатах Восток, Север, Верх; остаточные данные в координатах Восток, Север, Верх; оцененные функции источника для P-, Sh- и Sv-волн, полученные прямым моделированием и сохраненные в скалярной форме; и оцененные функции источника в момент времени t0+100 мс, каждая повторена 12 раз;

фиг.3 - изображения в изолиниях апостериорных форм (слева) функционала (уравнение 3) несоответствия амплитуд и (справа) кросс-фазного функционала или функционала спектральной когерентности (уравнение 6), оконтуренных в плоскости расстояние-глубина, содержащей вертикальную группу приемников; событие расположено на r=2000 футов (609,6 м), z=7800 футов (2377,44 м), оба графика имеют 800 футов (243,84 м) по боковой поверхности;

фиг.4 - изображения в изолиниях совместной апостериорной вероятности (уравнение 10), оконтуренной для диапазонов двух значений анизотропии при сохранении третьего значения фиксированным на уровне точного значения; слева: γ в зависимости от ε; справа: неэллиптичность в зависимости от ε;

фиг.5 - каротажные диаграммы и оптимально сглаженная анизотропная скоростная модель; величины анизотропии задаются каротированным отношением Vp/Vs, и определен постоянный масштабный множитель скорости;

фиг.6 - изображение комбинированной апостериорной вероятности (уравнение 10) при реализации выборочного метода с имитацией отжига во время калибровки модели по взрыву при перфорировании; показаны масштабирование (dV) скорости и три параметра анизотропии (гладкость модели не показана);

фиг.7 - графическая иллюстрация волновых сигналов от взрывного источника при перфорации с таким же порядком отображения, как и на фиг.2, в случае калибровки (слева, настоящее изобретение) отжигом модели с пятью параметрами и в случае модели поля (справа);

фиг.8 - графические изображения волновых сигналов микросейсмических событий с таким же порядком отображения, как и на фиг.2, для случая использования калиброванной отжигом модели (слева, настоящее изобретение) с пятью параметрами из фиг. 6 и для случая модели поля (справа);

фиг.9 - синтетические волновые сигналы микросейсмических событий от составного источника с тензором момента с таким же порядком отображения, как и на фиг.2; слева: постоянное всенаправленное излучение; и справа: использование корректного тензора момента;

фиг.10 - зависимости местоположений реальных микросейсмических событий от момента времени события (слева) и отношение амплитуд волн Sh и P в результате обращения времени методом наименьших квадратов в зависимости от азимута источник-приемник в предположении постоянной амплитуды источника (темные точки) и в предположении двухдипольного источника в чистом виде с вертикальным простиранием плоскости трещин по N77E (справа); и

фиг.11 - пример системы в соответствии с одним осуществлением настоящего изобретения.

На всех чертежах одинаковыми позициями обозначены аналогичные, но необязательно идентичные элементы.

Подробное описание

Варианты осуществления изобретения и объекты изобретения описываются ниже. Конечно, должно быть понятно, что при разработке любого такого реального осуществления необходимо принимать многочисленные специфические для реализации решения для достижения специфических целей разработчика, таких как соблюдение связанных с системой и связанных с деловой активностью ограничений, которые будут изменяться от одной реализации к другой. Кроме того, должно быть понятно, что такие работы могут быть сложными и требующими больших затрат времени, но тем не менее должны быть обычным делом для специалиста в данной области техники, имеющего выгоду от этого изобретения.

Слова «включающий в себя» и «имеющий», используемые в описании, в том числе в формуле изобретения, имеют то же самое значение, что и слово «содержащий».

В настоящем описании рассматриваются способы и системы с использованием способов инверсии, в которых микросейсмические данные, регистрируемые, например, сетью трехкомпонентных геофонов, предполагаются представляющими сумму одного вступления продольной (Р) волны и одного или двух вступлений поперечной (S) волны. В некоторых аспектах настоящего изобретения используется по меньшей мере одно вступление любого типа. Согласно другим осуществлениям в настоящем изобретении может быть большее количество вступлений, а не три вступления.

В аспектах настоящего изобретения способы инверсии выполняют в области частотного пространства. Инверсия включает в себя линейную инверсию для волновых сигналов источника и нелинейную инверсию для свойств модели или параметров источника. Линейной инверсией эффективно обращают время, используя функцию трассы луча Грина для восстановления волновых сигналов источника. В случае нелинейной инверсии производят построение двухчастного функционала приведения в соответствие волновых сигналов. В первой части собирается информация о приращении времени пробега волны и поляризации из-за несоответствия данных по методу наименьших квадратов. Во второй части собирается информация из разностей времен вступления S- и Р-волн посредством функционала кросс-фазной спектральной когерентности. Обе части можно масштабировать и суммировать для образования совместной χ²-функции несоответствия, которая может быть объединена с непроверенной априорной информацией в функции апостериорной вероятности Байеса. В настоящем раскрытии предполагается использование методов глобального алгоритмического поиска для максимизации функции апостериорной вероятности.

В настоящем изобретении предполагается калибровка модели путем обращения данных управляемого источника, например взрывных источников при перфорировании, на основании известных мест возмущения скорости, анизотропии, гладкости модели и при желании Q. Параметры источника микроземлетрясения определяют (с учетом калиброванной модели) путем минимизации того же самого совместного функционала волновой сигнал + кросс-фаза, используя методы глобального поиска. Параметры источника (составляющие тензора момента) находят при определенных допущениях.

Поскольку процедура включает в себя приведение в соответствие волновых сигналов, пикинг значений времени не требуется, но если пропикированные значения времени имеются, их можно использовать, включив дополнительный член в целевую функцию. Всю группу приемников и вектор полной поляризации используют для повышения отношения сигнал/помеха слабых вступлений. Наличие вступления Р-волны не является обязательным для определения местоположения. Многочисленные взрывы при перфорировании можно обращать одновременно в случае оптимальных параметров модели, и произвольное распределение приемников (например, в многочисленных скважинах или в пунктах на поверхности) можно использовать, чтобы осуществлять обращение для получения местоположения. Инверсия дает возможность осуществлять автоматизированный объективный анализ данных с выраженными количественно неопределенностями в оцененных параметрах.

Согласно изобретению предложен основанный на волновых сигналах способ, в котором обращение времени методом наименьших квадратов и приведение в соответствие волновых сигналов используют для анализа трехкомпонентных микросейсмических данных. (1) Определяют одну функцию источника P-волны и две функции источника S-волны или (2) определяют единственную функцию источника, но определяют до шести составляющих тензора момента посредством линейной инверсии, которую можно интерпретировать как обращение времени регистрируемых волновых сигналов. Для решения нелинейной задачи определения параметров модели или параметров источника составляют целевые функции соответствия волновых сигналов.

Как дополнительно подробно описано ниже, способами, показанными на блок-схемах последовательности действий из фиг. 1А и 1В, обеспечиваются оценки параметров источника и/или параметров модели.

Способами настоящего изобретения обеспечивается новый и эффективный контроль качества (КК) параметров источника и модели путем оценивания и индикации во временной области функций источника. В других аспектах настоящего изобретения предложены способы для представления в количественной форме оптимальности параметров источника и модели.

Что касается фиг.1А, то трехкомпонентные микросейсмические данные регистрируют (этап 100), используя, например, сеть трехкомпонентных геофонов.

В настоящем изобретении для регистрации микросейсмических волновых сигналов предполагаются приемники различных типов. Хотя в раскрытии упоминаются геофоны в качестве одного примера приемников, можно использовать любой подходящий сейсмический приемник (приемники), расположенные так, как это желательно или необходимо. Например, приемники могут быть расположены на поверхности, в горизонтальных скважинах, в многочисленных скважинах, наряду с другими расположениями, которые известны специалистам в данной области техники. В дополнение к этому для задач, например, калибровки модели данные можно регистрировать с использованием межскважинной геометрии.

Данные о волновых сигналах, регистрируемые на приемниках, могут исходить от источников различных типов, например, средств гидравлического разрыва пласта, перфорирующей пушки, торпед, наряду с другими источниками, которые являются пригодными для задач, описанных в настоящей заявке. Например, обратите внимание на фиг. 11. В дополнение к этому способы, описанные в настоящем изобретении, можно осуществлять из центров данных, расположенных на площадке скважины и/или вне площадки. Такие центры данных известны из уровня техники; поэтому в настоящем изобретении эти аспекты систем подробно не описываются.

Зарегистрированные волновые сигналы могут быть повернуты (этап 102) к географической системе координат, например к географической системе координат Восток, Север, Верх (ENU).

Данные о волновых сигналах преобразуют (этап 104) в частотную область. Способами, раскрытыми в настоящем изобретении, обеспечивается обработка микросейсмических волновых сигналов в частотной области. При этом обработка микросейсмических данных в частотной области обеспечивает преимущества по сравнению с временной областью, такие как, но без ограничения ими, легкость интерпретации поглощения и дисперсии, обусловленных Q; интерпретация долговременных записей и кодов событий без различения вступлений; оперирование с временными сдвигами как с линейными фазовыми сдвигами, исключающее интерполяцию; использование алгоритмов глобального поиска с мультиразрешением при меньших вычислениях.

Функции источника определяют (этап 106) в частотной области, используя обращение времени, и определяют (этап 108) функционал соответствия волновых сигналов с предполагаемыми параметрами источника и/или параметрами модели. Параметры источника и/или параметры модели оценивают (этап 110), используя методы глобального поиска. Эти методы рассмотрены подробно ниже.

Методы глобального поиска, такие как метод Монте-Карло с использованием цепей Маркова, симплекс-метод, методы глобального поиска с мультиразрешением и многочисленными сетками, можно использовать в соответствии с принципами, рассмотренными в настоящей заявке. В настоящем раскрытии предполагается, что неопределенности оцениваемых параметров определяются в зависимости от выбранных методов поиска. Например, одним предпочтительным методом является метод Монте-Карло с использованием цепей Маркова, в соответствии с которым производятся выборки функции распределения апостериорной вероятности, и выявляется компромисс между параметрами, и отображаются любые возможные многочисленные экстремумы.

На фиг. 1В показаны способы обработки, относящиеся к определению (этап 106) функций источника в частотной области с использованием обращения времени и определению (этап 108 на фиг. 1А) соответствия волновых сигналов с использованием предполагаемых параметров источника и/или модели. Способы настоящей заявки применимы для калибровки модели и инверсии параметров источника. Параметры модели могут включать в себя, но без ограничения ими: анизотропию, гладкость модели и Q; параметры источника могут включать в себя, но без ограничения ими, местоположение (Восток, Север, Верх), тензор момента источника или сами функции источника, включающие в себя соответствующие атрибуты, такие как амплитуды и их отношения (например, отношение амплитуд поперечной волны Sh с горизонтальной поляризацией и продольной волны P), доминирующая частота, угловая частота и скалярный момент.

Как показано на фиг. 1В, в соответствии с принципами, рассмотренными в настоящей заявке, можно определять (этап 120) одну функцию источника для P-волны и две функции источника для S-волны, можно определять (этап 122) одну функцию источника и по меньшей мере одну составляющую тензора момента источника и/или можно определять (этап 124) функции источника для каждой составляющей тензора момента источника.

На фиг. 1В показано, что соответствие волновых сигналов предполагаемым параметрам источника и/или параметрам модели можно определить, составив по меньшей мере один функционал (этап 126) несоответствия амплитуд и/или кросс-фазный функционал (этап 128) между вступлениями. Два функционала можно объединить (этап 130) в виде совместной χ²-функции правдоподобия и при наличии априорной информации о распределении получить (этап 132) функцию апостериорной вероятности Байеса. Апостериорную вероятность можно максимизировать или выбрать (этап 134), используя методы глобального поиска.

Априорная информация о распределении включает в себя любую априорную информацию, которую можно использовать для ограничения любого неизвестного параметра. Например, при наличии вектора параметров модели можно ограничивать сглаживающее ядро, при наличии вектора параметров источника можно ограничивать глубину определения местоположения и т.д.

В соответствии с настоящим раскрытием дается описание способов обработки микросейсмических данных. Рассмотрим сеть трехкомпонентных геофонов на местах x, регистрирующих векторные (трехкомпонентные) данные d. Данные предполагаются ориентированными относительно географической системы координат (Восток, Север, Верх) и преобразованными в частотную область. На каждой угловой частоте ω данные предполагаются состоящими из вступлений на приемники одной продольной (Р) и двух поперечных (с вертикальной поляризацией, Sv, и с горизонтальной поляризацией, Sh) волн. Для случая единственного источника, излучающего P-, Sh- и Sv-волны, и принимая во внимание только вступления прошедших прямых волн, данные можно описать следующим уравнением:

где нижний индекс k указывает на волны трех различных типов (P, Sv, Sh), а j является индексом приемника; u_k(ω) представляет функцию перемещения источника для волны k-го типа; S_kj является амплитудой излучения источника; T_kj представляет полные потери при распространении волн вдоль лучей; G_kj представляет геометрическое расхождение; t_kj является временем вступления; Q_kj является взвешенным по времени средним гармоническим значением (изотропного) Q вдоль луча; f_r является опорной частотой для моделирования поглощения, обусловленного Q, частотой, на которой отсутствует дисперсия фазы; и h _kj является вектором поляризации на приемнике.

Величины S, T, G, t, Q и h вычисляют трассированием лучей после установления допущения относительно тензора момента источника. Например, для вычисления может быть использована слоистая поперечно изотропная модель с вертикальной осью симметрии, точная для моментов времени, расхождения, потерь при распространении волн и поляризаций, но изотропная для Q и для амплитуды излучения вблизи источника. Ради краткости в уравнение (1) не включено местоположение x _S источника, а зависимость перечисленных выше величин от поперечно-изотропной модели с вертикальной осью симметрии неявно подразумевается.

Уравнение (1) может быть записано в матрично-векторной форме с тремя неизвестными функциями u_k(ω) источника, представленными вектором m=(u_P, u_Sv, u_Sh)^T модели и G, комплексным линейным оператором (N×3) (N является количеством компонент приемника), представляющим остаток из правой части уравнения (1). Инверсия методом наименьших квадратов дает оценку m в виде:

где знак ∗ означает комплексную сопряженную транспозицию, изменяющую знак множителя времени в аргументах сложной показательной функции в уравнении (1); I является матрицей идентичности; β является небольшой скалярной величиной.

Уравнение (1) можно интерпретировать как обратное распространение или обращение времени регистрируемых данных, основанное на функции хода луча Грина. После решения уравнения (2) на каждой угловой частоте ω и обратного преобразования Фурье восстанавливают функции источник-время, компенсированные за влияния распространения между местом нахождения источника и приемниками. Отметим, что инверсия матрицы G∗G в дополнение к компенсации за затухания амплитуд (совместно с G∗) также является полезной для восстановления из свертки характеристики группы и подавления интерференции волнового типа (перекрестных помех) в соответствии с параметром β регуляризации или демпфирования. Также отметим, что проекцию движения частиц на ортогональные компоненты приемника не выполняют, возвращая в прежнее состояние амплитуду скалярной функции источника.

Настоящим изобретением также предложена целевая функция для определения, насколько хорошо совокупность параметров возможного источника или модели воспроизводит данные. Очевидный выбор заключается во введении оцененных значений u_k(ω) обратно в уравнение (1) для образования новых данных, . Суммирование по частотам и нормирование на надлежащим образом выбранную дисперсию шума позволяет составить χ²-функционал несоответствия амплитуд:

где N_ω представляет собой количество частот. Отметим, что если приравнять к дисперсии данных, то уравнение (3) ограничивается между 0 и 1 и становится равным 1 - мера когерентности. На практике приравнивают к дисперсии данных, деленной на отношение сигнал/помеха или SNR. Для большей части реальных данных выбором SNR=2 обеспечивается получение χ², близкого к 1.

Целевая функция соответствия амплитуд из уравнения (3) определяет количественно, насколько хорошо волновые сигналы соответствуют данному источнику и/или модели. В уравнении (3) собрана информация, содержащаяся в приращении времени пробега волны и поляризациях волн трех типов (P, Sv, Sh) и низкочастотных колебаниях потенциала регулирования диаграммы направл