Способ контроля траектории бурения

006571 Настоящее изобретение относится к способу контроля траектории ствола скважины, в частности к способу, который обеспечивает возможность контроля траектории ствола скважины во время проходки скважины. Изобретение также относится к способу сейсмических исследований, в частности к способу встречного вертикального сейсмического профилирования, который обеспечивает возможность получения информации о свойствах поверхностного или приповерхностного слоя среды. Сейсмические данные собирают, используя группу сейсмических источников и сейсмических приемников. Данные могут быть собраны на суше при использовании, например, зарядов взрывчатого вещества в качестве источников и геофонов в качестве приемников или данные могут быть собраны в море при использовании, например, воздушных пушек в качестве источников и гидрофонов в качестве приемников. На фиг. 1 схематично показана геометрия способа сейсмического исследования, известного как вертикальное сейсмическое профилирование. В этой геометрии исследования приемник 1 расположен не на земной поверхности, а размещен внутри среды, в этом примере внутри ствола 6 скважины. Один или несколько сейсмических источников 2 а, 2b расположены на земной поверхности. На фиг. 1 показаны две траектории лучей сейсмических волн. Траектория 3 представляет собой путь, на котором сейсмические волны не претерпевают отражения, хотя преломляются на границе между двумя слоями 7, 8 среды. Поскольку сейсмические волны, которые проходят по этому пути, распространяются непосредственно от источника 2 а до приемника 1 без отражения, такая траектория известна как траектория прямой волны. Траектория 4 представляет собой путь, по которому сейсмические волны, излученные источником 2 а,попадают на приемник 1 после отражения на отражающем горизонте 5, находящемся на большей глубине, чем приемник, и которая поэтому известна как траектория отраженной волны. На фиг. 1 сейсмические источники 2 а, 2b находятся на расстоянии от точки, в которой вертикальная линия, на которой находится приемник 1, проходит сквозь земную поверхность. Такая геометрия известна как вертикальное сейсмическое профилирование с удалением, поскольку между сейсмическим источником и приемником имеется ненулевое горизонтальное расстояние. Горизонтальное расстояние между сейсмическим источником и приемником обычно известно как удаление. На фиг. 1 показана геометрия исследования, известного как вертикальное сейсмическое профилирование с многократным удалением, при котором на земной поверхности размещены несколько сейсмических источников, при этом каждый источник имеет отличное от других удаление (то есть находится на ином горизонтальном расстоянии от точки, в которой вертикальная линия, на которой расположен приемник 1, проходит сквозь земную поверхность). В альтернативной геометрии вертикального сейсмического профилирования используется единственный сейсмический источник, и он может находиться по вертикали над приемником (вертикальное сейсмическое профилирование при нулевом удалении) или на фиксированном удалении от приемника. Одним применением вертикального сейсмического профилирования является упреждающее исследование. Такой вид сейсмического исследования используют во время бурения скважины. Один или несколько приемников размещают в стволе скважины над бурильной головкой и используют для сбора информации о геологической структуре ниже головки. Это возможно потому, что, как показано на фиг. 2, сейсмические волны, которые следуют по траектории 14 отраженной волны, дают возможность получать информацию об отражающем горизонте 5, который находится на большей глубине, чем сейсмический приемник 9. Решения, касающиеся бурильных работ, например, определение безопасного интервала бурения до установки следующей колонны обсадных труб, принимают на основании информации, собранной относительно нижележащей геологической структуры. Недостаток известного вертикального сейсмического профилирования заключается в относительно высоких затратах на его осуществление. При размещении оборудования для исследования могут возникнуть трудности, поскольку возможно, что значительное количество растительности придется удалить,чтобы обеспечить возможность расположения сейсмических источников в желаемых местах. Для работы с приемниками в стволе скважины и с сейсмическими источниками нужен персонал, и кроме того, процесс бурения необходимо прерывать на большое время, чтобы обеспечить возможность сбора сейсмических данных. Альтернативным видом вертикального сейсмического профилирования является встречное вертикальное сейсмическое профилирование. При встречном вертикальном сейсмическом профилировании один или несколько сейсмических источников размещают внутри ствола скважины, а группу сейсмических приемников располагают на земной поверхности. Траектории сейсмических волн при встречном вертикальном сейсмическом профилировании такие же, как и траектории, показанные на фиг. 1 для компоновки вертикального сейсмического профилирования, за исключением того, что направление распространения сейсмических волн изменяется на противоположное. При встречном вертикальном сейсмическом профилировании одного типа буровое долото, находящееся внутри ствола скважины, используют в качестве источника энергии для сейсмических работ. Этот способ известен как вертикальное сейсмическое профилирование по шуму бурового долота и описан,например, в патенте США 5144589. В результате столкновения бурового долота с породой во внутренней части среды во время бурения создается шум, а шум, создаваемый буровым долотом, используют-1 006571 в качестве источника сейсмических волн при вертикальном сейсмическом профилировании по шуму бурового долота. Один или несколько сейсмических приемников располагают на земной поверхности и на них регистрируют сейсмические волны от бурового долота. Обычные сейсмические источники представляют собой импульсные источники и излучают импульсы сейсмических волн, имеющие небольшую длительность. Поэтому можно без труда определить временную задержку между излучением сейсмических волн сейсмическим источником и вступлением сейсмических волн на приемник. В противоположность этому буровое долото действует как непрерывный источник сейсмических волн, так что в сейсмических данных, полученных при вертикальном сейсмическом профилировании по шуму бурового долота, не столь просто определить время пробега сейсмических волн от бурового долота до приемника. Один прием, используемый при вертикальном сейсмическом профилировании по шуму бурового долота, заключается в размещении на бурильной колонне вблизи земной поверхности датчика, например акселерометра. Осуществляют корреляцию сейсмических данных, собранных с помощью приемника, с сигналом, измеренным с помощью акселерометра. Данные, полученные в результате корреляции, могут быть дополнительно обработаны, например при использовании метода деконволюции, например такого,какой описан в патенте США 5148407 или Haldorsen и другими в Geophysics, vol. 60,4, pp. 978-997(1995). Общая компоновка для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота показана на фиг. 2. Буровое долото 9, прикрепленное к бурильной колонне 10, расположено внутри ствола 6 скважины. Бурильная колонна удерживается буровой вышкой 20, показанной схематично. Акселерометр 11, расположен на бурильной колонне 10 вблизи земной поверхности и предназначен для обнаружения сейсмических волн, которые распространяются от бурового долота 9 по бурильной колонне 10. С помощью группы сейсмических приемников (на фиг. 2 показаны два приемника 12 а, 12b) принимаются акустические волны, излучаемые буровым долотом 9. Сейсмические приемники подключены к соответствующему устройству для хранения данных и/или к устройству для обработки (непоказанным). Сейсмические волны могут проходить от бурового долота 9 к одному из приемников либо по траектории 13 прямой волны, либо по траектории 14 отраженной волны. Видно, что траектории 13, 14 сейсмических волн в компоновке для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота на фиг. 2 геометрически подобны траекториям 3, 4 сейсмических волн в компоновке для вертикального сейсмического профилирования с удалением по фиг.1; при вертикальном сейсмическом профилировании по шуму бурового долота существуют как траектория прямой волны, так и траектория отраженной волны. Однако по сравнению с траекториями 3, 4 из фиг. 1 сейсмические волны из фиг. 2 проходят по траекториям 13, 14 в противоположном направлении. В компоновке для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота приемники обычно расположены группами, которые вытянуты в радиальном направлении от ствола скважины по одному или нескольким выбранным азимутам. Каждая вытянутая в радиальном направлении группа геофонов может иметь длину 1 км или больше. Одним примером подходящего сейсмического приемника для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота является геофон. Использование вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота обеспечивает преимущество по сравнению с обычным вертикальным сейсмическим профилированием, заключающееся в том, что оно осуществляется во время бурения, и бурение не требуется приостанавливать. Сейсмическое исследование, выполняемое во время бурильных работ, иногда называют сейсмическим исследованием во время бурения. Вообще говоря, дополнительные преимущества вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота и фактически встречного вертикального сейсмического профилирования заключаются в том, что для их осуществления не требуется производить очистку большого участка земли, и в том, что после размещения оборудования им можно управлять дистанционно при минимальном вмешательстве оператора. Одна проблема, существующая при бурении скважины, заключается в том, что должна быть гарантия достижения стволом скважины целевой геологической структуры, которую желательно найти, такой,как потенциальный нефтяной пласт, или обхода целевой геологической структуры, мимо которой желательно пройти. Траекторию бурения скважины планируют до начала бурения на базе уже имеющихся сведений о геологических свойствах внутренней части среды в окрестности места разведки. Однако геологические свойства внутренней части среды точно не известны, вследствие чего существует опасность того, что траектория бурения не будет правильной, а ствол скважины не достигнет целевой геологической структуры, которую желательно найти (или не будет обойдена целевая геологическая структура,которую желательно пропустить). В патенте США 5995446 раскрыто использование вертикального сейсмического профилирования для коррекции геологической модели во время бурильных работ. Разрабатывают исходную геологическую модель зоны бурения и используют ее для планирования первоначального направления ствола скважины. После бурения скважины до заранее определенной глубины бурение приостанавливают и выполняют вертикальное сейсмическое профилирование, используя сейсмический приемник, расположенный внутри ствола скважины. Результаты вертикального сейсмического профилирования используют-2 006571 для коррекции геологической модели и, если необходимо, изменяют запланированное направление скважины. Затем возобновляют бурение. Первым объектом настоящего изобретения является способ контроля траектории ствола скважины,включающий следующие этапы: бурение ствола скважины по первой траектории; сбор сейсмических данных при работе бурового долота; определение на основании данных, собранных при работе бурового долота, того, является ли первая траектория правильной. В соответствии с этим объектом изобретения сейсмические данные, получаемые при работе бурового долота, например, сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, используют для коррекции траектории ствола скважины, например, путем коррекции геологической модели внутренней части среды, которая уже была использована для определения траектории ствола скважины. Сейсмические данные, получаемые при работе бурового долота, собирают во время бурения ствола скважины, так что траекторию ствола скважины можно контролировать без приостановки бурильных работ. Напротив, в способе из патента США 5995446 необходимо прерывать бурильные работы для осуществления вертикального сейсмического профилирования. Кроме того, данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота можно собирать непрерывно в течение бурильных работ, и это делает возможной коррекцию геологической модели в реальном времени или в почти реальном времени в течение бурильных работ. По мере того, как буровое долото углубляется во внутреннюю часть земной коры во время бурильных работ, данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, собираемые при использовании траектории прямой волны, становятся доступными с больших глубин. Поэтому для заданной глубины в среде сначала доступны только данные отраженных волн, но после достижения буровым долотом этой глубины данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, собираемые при использовании траектории прямой волны, также становятся доступными для этой глубины. Эту новую информацию, полученную на основании данных вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота о траектории прямой волны, используют для коррекции исходной геологической модели, полученной на основании данных, и, если это необходимо, изменяют направление ствола скважины на основании результатов коррекции геологической модели, чтобы гарантировать направление ствола скважины, или отклонение от, в выбранную область внутренней части среды. Вторым объектом настоящего изобретения является способ сейсмических исследований, включающий следующие этапы: размещение бурильной колонны, включающей буровое долото, в стволе скважины; обнаружение сейсмических волн от бурового долота после прохождения их через бурильную колонну и излучения от бурильной колонны на или вблизи земной поверхности на первом сейсмическом приемнике, расположенном на или вблизи земной поверхности. Одна проблема, встречающаяся при сейсмических исследованиях, заключается в том, что сейсмические свойства среды вблизи земной поверхности обычно в значительной степени отличаются от сейсмических свойств внутренней части среды. Как правило, скорость сейсмических волн в слое 7 на или вблизи земной поверхности ниже, чем скорость сейсмических волн в более глубоких слоях, и поверхностный или приповерхностный слой 7 обычно известен как низкоскоростной слой. На низкоскоростной слой оказывает влияние выветривание земной поверхности, так что его глубина может изменяться в значительных пределах. На фиг. 1 и 2 низкоскоростной слой 7 показан на земной поверхности, но он необязательно доходит до земной поверхности, и один или несколько слоев могут покрывать низкоскоростной слой 7. При вертикальном сейсмическом профилировании сейсмические источники (при обычном вертикальном сейсмическом профилировании) или сейсмические приемники (при встречном вертикальном сейсмическом профилировании) расположены на или вблизи земной поверхности, так что сейсмические волны должны проходить через низкоскоростной слой 7. Поскольку сейсмические свойства низкоскоростного слоя 7 представляют собой свойства, не типичные для внутренней части среды, собранные сейсмические данные зависят от свойств низкоскоростного слоя 7. Необходимо выполнить отдельные сейсмические исследования, чтобы определить свойства низкоскоростного слоя 7 и скорректировать собранные сейсмические данные за влияние низкоскоростного слоя 7. Такая коррекция известна как введение статических поправок за пункт излучения и пункт приема. Необходимость введения этих поправок приводит к повышению стоимости и сложности вертикального сейсмического профилирования. При вертикальном сейсмическом профилировании по шуму бурового долота не все акустические волны, возбуждаемые буровым долотом, излучаются в область внутренней части среды, которая окружает ствол скважины. Некоторая часть акустических волн проходит вверх от бурового долота по бурильной колонне, на которой установлено буровое долото, и некоторая часть этих прошедших вверх волн будет переизлучаться во внутреннюю часть среды через опорное средство для бурильной колонны и будет обнаруживаться с помощью приемников в компоновке для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, при этом будет ухудшаться распознавание сейсмических данных, собранных-3 006571 на приемниках. Поскольку акустические волны, излученные от бурильной колонны в среду, способствуют ухудшению распознавания сейсмических данных, до настоящего времени они считались нежелательными. Значительные усилия были затрачены на минимизацию количества энергии сейсмических волн,переизлученных таким образом, а также на разработку способов исключения влияния волн, переизлученных в грунт, на собранные сейсмические данные. В противоположность этому во втором объекте настоящего изобретения выражено стремление использовать волны, которые проходят вверх по бурильной колонне и переизлучаются в среду. В частности, в изобретении эти переизлученные акустические волны используют в качестве источника вторичных сейсмических волн в низкоскоростном слое. Волны, переизлученные в среду вблизи земной поверхности, будут проходить через низкоскоростной слой. Если приемники в компоновке для встречного вертикального сейсмического профилирования расположить вокруг ствола скважины, то приемники будут принимать волны, переизлучаемые в среду (в добавление к волнам, принимаемым по обычным траекториям при встречном вертикальном сейсмическом профилировании), и их можно обрабатывать для получения информации о сейсмических свойствах низкоскоростного слоя. Эта информация о сейсмических свойствах низкоскоростного слоя может быть использована, в свою очередь, для коррекции сейсмических данных за эффект низкоскоростного слоя. Тем самым исключается необходимость в отдельных исследованиях низкоскоростного слоя. Информация о свойствах низкоскоростного слоя 7, полученная при использовании способа согласно второму объекту изобретения, может быть использована в способе контроля согласно первому объекту изобретения. Сейсмические данные по шуму бурового долота, собранные во время бурения ствола скважины, могут быть скорректированы за влияние низкоскоростного слоя путем использования информации о свойствах низкоскоростного слоя 1, полученной на основании волн, прошедших вверх по бурильной колонне и переизлученных в среду в верхней части бурильной колонны. Приемная группа в случае типичного встречного вертикального сейсмического профилирования может быть вытянута на километр от ствола скважины. Интенсивность волн, переизлученных в среду в верхней части ствола скважины после прохождения вверх по бурильной колонне, низкая, так что измеримый сигнал может быть зарегистрирован только на приемниках вблизи ствола скважины. Поэтому в предпочтительном варианте осуществления способ согласно первому объекту изобретения дополнительно включает в себя возбуждение сейсмического источника, расположенного на или вблизи земной поверхности, и прием сейсмических волн, излученных сейсмическим источником, на сейсмических приемниках. Это делает возможным получение дополнительной информации о низкоскоростном слое. Хотя используется дополнительный сейсмический источник, нет необходимости в размещении каких-либо дополнительных приемников, поскольку приемники в компоновке для встречного вертикального сейсмического профилирования могут быть использованы для получения данных о низкоскоростном слое. Другие предпочтительные признаки настоящего изобретения изложены в зависимых пунктах формулы изобретения. Далее предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения будет описан только для иллюстративного примера со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее: фиг. 1 представляет схематичное изображение компоновки для обычного вертикального сейсмического профилирования с удалением; фиг. 2 - схематичное изображение компоновки для обычного встречного вертикального сейсмического профилирования; фиг. 3 - рабочую диаграмму, иллюстрирующую первый вариант осуществления настоящего изобретения; фиг. 4 - схематичное изображение, иллюстрирующее первый вариант осуществления изобретения; фиг. 5 - схематичное изображение компоновки для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, иллюстрирующее другой вариант осуществления настоящего изобретения; фиг. 6 - изображение сейсмических данных, собранных посредством компоновки для вертикального сейсмического профилирования, показанной на фиг. 5. Одинаковые ссылочные номера относятся к аналогичным элементам на всех чертежах. Первый вариант осуществления настоящего изобретения относится к способу контроля траектории ствола скважины, в котором возможность коррекции геологической модели, используемой для определения направления ствола скважины во время бурения скважины, обеспечивается для исключения необходимости приостановки бурильных работ. Этот вариант осуществления изобретения может быть реализован при использовании обычной бурильной колонны и обычной компоновки для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, например компоновки для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, в общем виде показанной на фиг. 2. Основные этапы способа согласно этому варианту осуществления изобретения показаны на фиг. 3. На этапе 21 для скважины определяют первоначальное направление, которое является желательным для достижения целевой зоны во внутренней части геологической среды, возможно также для обхода одной или нескольких областей во внутренней части среды. Например, первоначальное направление мо-4 006571 жет быть определено на основании исходной геологической модели участка внутренней части среды,который окружает целевую зону бурильных работ. Исходная геологическая модель может быть определена на основании уже имеющихся сейсмических данных, собранных на месте проведения исследований,или на основании существующих сведений о геологии внутренней части среды на месте проведения исследований. В качестве альтернативы исходная геологическая модель может быть определена путем сбора предварительных сейсмических данных на месте проведения исследований. Например, такие данные могут быть получены путем бурения скважины до начальной глубины и выполнения после этого обычного вертикального сейсмического профилирования или встречного вертикального сейсмического профилирования. В этом случае информация о геологической структуре внутренней части среды ниже начальной глубины скважины может быть получена из траекторий отраженных волн, таких, как траектория 4 на фиг. 1 или траектория 14 на фиг. 2. На этапе 22 начинают бурильные работы в соответствии с первоначальной траекторией, а на этапе 23 начинают сбор данных вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота. На фиг. 4 представлен схематичный вид бурильных работ на стадии, когда достигнута глубина d1 скважины, которая предполагается меньшей по сравнению с проектной глубиной скважины. Для глубин 50, которые меньше d1, могут быть получены данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота при использовании траектории прямой волны и также могут быть получены данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота при использовании траектории отраженной волны. Для глубин 52, которые больше d1, могут быть получены данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота при использовании только траектории отраженной волны. Однако существует область 54 внутренней части среды, расположенная ниже ствола скважины, для которой нельзя получить данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота. Ширина этой области, для которой не могут быть получены данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, определяется расстоянием между стволом скважины и ближайшим приемником 2b и возрастает с увеличением глубины ниже глубины d1. Также существует вторая область, для которой не могут быть получены данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, и эта область начинается на радиальном расстоянии от ствола скважины, которое определяется расстоянием между стволом скважины и наиболее удаленным приемником 2 а и возрастает по мере увеличения глубины ниже глубины d1. Поэтому, как показано на фиг. 4,зона, для которой могут быть получены данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота при использовании траектории отраженной волны, заключена между двумя границами 21, 22. Одна граница 21 задается геометрическим местом точек отражения для лучей, которые отражаются к ближайшему приемнику 2b, а другая граница 22 задается геометрическим местом точек отражения для лучей, которые отражаются к наиболее удаленному приемнику 2 а. Форма зоны, для которой могут быть получены данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, изменяется в зависимости от глубины, на которой собирают данные. По мере того как буровое долото продвигается глубже во внутреннюю часть геологической среды,данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота становятся доступными с больших глубин; после того как буровое долото достигаетзаданной глубины, данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, получаемые при использовании траектории прямой волны, становятся доступными с этой глубины. В настоящем изобретении траектория бурения до целевой зоны последовательно корректируется по мере того, как скважина становится глубже, и данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота становятся доступными с больших глубин. В варианте осуществления, показанном на фиг. 4, последовательную коррекцию траектории бурения осуществляют путем последовательной коррекции геологической модели внутренней части среды вокруг целевой зоны. Запланированное направление скважины корректируют в случае, если эта необходимость следует из скорректированной геологической модели. Поэтому на этапе 24 исходную геологическую модель корректируют, используя данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота и в частности, используя данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота для траектории прямой волны, которые можно получить для глубин, находящихся ниже текущей глубины нахождения бурового долота. На этапе 25 запланированное направление скважины изменяют, если это необходимо, в зависимости от результатов коррекции геологической модели на этапе 24. На этапе 26 определяют, достигнута ли проектная глубина скважины. Если из определения следует,что проектная глубина не достигнута, этапы 23, 24, 25, 26 повторяют, и этот процесс продолжают до тех пор, пока на этапе 26 не получают решающий ответ Да, после чего на этапе 27 бурильные работы прекращают. Следовательно, согласно настоящему изобретению, предложен способ, в котором обеспечивается возможность последовательной коррекции геологической модели в ходе бурильных работ. Поскольку геологическую модель корректируют, используя сейсмические данные, собранные при использовании-5 006571 шума бурового долота в качестве источника сейсмических волн, для выполнения процесса коррекции, то в отличие от способа из патента США 5995446 не требуется приостанавливать бурильные работы. В принципе, этапы 24 и 25 можно выполнять в реальном времени. Однако для этого требуется большая вычислительная мощность, и в настоящее время это может не быть коммерчески выгодным. Поэтому в предпочтительном варианте осуществления изобретения для уменьшения требуемой вычислительной мощности коррекцию геологической модели осуществляют почти в реальном времени. В предпочтительном варианте осуществления данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, собираемые на временном интервале от t1 до t2, в течение которого глубина скважины возрастает от d1 до d2, регистрируют и запоминают. В течение временного интервала от t2 до t3 бурение скважины осуществляют в направлении текущей траектории от глубины d2 до глубины d3. В течение временного интервала от t1 до t2 также корректируют геологическую модель, используя данные, собранные в течение временного интервала от t1 до t2, и определяют, следует ли изменить направление скважины. Если изменение направления скважины необходимо, изменение осуществляют в моментt3 времени, а бурение после момента t3 времени осуществляют в скорректированном направлении. Далее при необходимости этот процесс повторяют: данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, собранные в течение последующего временного интервала, регистрируют и сохраняют, а геологическую модель корректируют на базе этих данных в течение еще более позднего временного интервала. Поэтому имеется небольшая задержка между получением сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота и коррекцией геологической модели, и этот вариант осуществления может считаться обеспечивающим коррекцию геологической модели почти в реальном времени или коррекцию в релевантном времени. Например, в типичном случае продолжительность сбора может быть эквивалентна бурению на глубину 200 м. Для бурения на такую глубину может потребоваться от нескольких часов до нескольких дней, в зависимости от свойств пробуриваемой породы. Обычно достаточно, если вновь собранные данные могут быть обработаны так, что результаты, на основании которых будет приниматься решение относительно траектории бурения, станут доступными в течение приблизительно 24 ч после завершения сбора данных. Такой временной масштаб может считаться релевантным временем (то есть заведомо достаточным для принятия решений на основе обработанных данных). Рассмотренный выше способ контроля траектории ствола скважины может быть осуществлен при использовании обычной компоновки для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, например, при использовании компоновки для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, в принципе подобной компоновке, показанной на фиг. 2. Подходящей приемной группой для наземных исследований является линейная радиальная группа геофонов, вытянутая от скважины по одному или нескольким выбранным азимутам. В случае морских исследований, например исследований на дне моря, подходящей приемной группой является группа, состоящая из датчиков двух типов. Дополнительный объект изобретения касается проблемы коррекции собранных сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота из-за влияния низкоскоростного слоя. Этот вариант осуществления будет описан со ссылками на фиг. 4 и 5. На фиг. 5 показана компоновка для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, пригодная для осуществления этого объекта изобретения. В целом она аналогична обычной компоновке для сейсмических исследований, показанной на фиг. 2, и содержит буровое долото 9, прикрепленное к бурильной колонне 10 внутри ствола 6 скважины. На земной поверхности расположено схематично показанное средство 18, предназначенное для закрепления и приведения в движение бурильной колонны 10. Датчик 11, например акселерометр, размещен на бурильной колонне вблизи земной поверхности для обнаружения сейсмических волн, которые проходят от бурового долота 9 по бурильной колонне 10. В соответствии с настоящим изобретением акустические волны, которые возбуждаются при столкновениях между буровым долотом 9 и породой во внутренней части среды и которые распространяются вверх по бурильной колонне 10, используют в качестве источника сейсмических волн для исследования низкоскоростного слоя 7. Опорный элемент 18 обеспечивает акустическую связь между бурильной колонной 10 и грунтом, так что некоторая часть энергии акустических волн, распространяющихся вверх по бурильной колонне 10, будет передаваться через опорный элемент 18. Эти волны будут переизлучаться во внутреннюю часть среды, что показано стрелками 16, тем самым создавая вторичный источник сейсмических волн внутри низкоскоростного слоя. Акустические волны, переизлученные таким путем во внутреннюю часть среды, обнаруживаются с помощью сейсмических приемников приемной группы компоновки для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, которые расположены на земной поверхности. На фиг. 5 показаны три сейсмических приемника 12 а, 12b, 12 с, но на практике необходимо предусматривать большое число сейсмических приемников, например геофонов. Предпочтительно размещать приемники в виде регулярных групп, например в виде групп, которые вытянуты по радиусу от ствола скважины. Сейсми-6 006571 ческие приемники подключены к соответствующему устройству для хранения данных и/или к устройству для обработки данных (непоказанным). На фиг. 5 между буровым долотом 9 и приемником 12 с показана только траектория 13 прямой сейсмической волны, но также существуют траектории отраженных волн. Возможные траектории 17 вторичных сейсмических волн, излучаемых в низкоскоростной слой, показаны на фиг. 5. Вторичные сейсмические волны сначала распространяются вниз, но претерпевают преломление внутри низкоскоростного слоя вследствие изменений скорости сейсмических волн с глубиной внутри низкоскоростного слоя. Сейсмические волны преломляются вверх и попадают на один из сейсмических приемников 12 а, 12b, 12 с. Траектории 17 сейсмических волн не включают отражение на границе раздела между низкоскоростным слоем 7 и слоем 8. Траектория 17 сейсмических волн располагается полностью в низкоскоростном слое 7 и определяется только преломлением в низкоскоростном слое 7. Поэтому время, необходимое для прохождения сейсмических волн по траектории 17, определяется исключительно свойствами низкоскоростного слоя 7, и на основании времени пробега сейсмических волн по траектории 17 можно получить информацию относительно свойств низкоскоростного слоя 7. С помощью датчика 11, установленного на бурильной колонне 10 вблизи земной поверхности, обнаруживают акустические волны, которые проходят от бурового долота вверх по бурильной колонне 10. Выходной сигнал датчика 11 используют для осуществления обычным образом корреляции с данными,собранными с помощью приемника 12, с целью обработки сейсмических данных встречного вертикального сейсмического профилирования. На фиг. 6 показаны результаты, полученные при использовании компоновки для встречного вертикального сейсмического профилирования согласно настоящему изобретению. На фиг. 6 показаны сейсмические трассы, зарегистрированные на 12 сейсмических приемниках, в зависимости от времени, после корреляции с сигналом от датчика 11, установленного на бурильной колонне. Каждый приемник имел свое удаление, а трассы были скомпонованы в порядке возрастания удаления. На фиг. 6 первое вступление на каждой трассе представляет собой вступление вторичной сейсмической волны, то есть вступление сейсмической волны, которая прошла вверх по бурильной колонне, вошла во внутреннюю часть среды вблизи земной поверхности и проследовала по траектории, такой как траектория 17, в низкоскоростном слое 7 к приемнику. На фиг. 6 это обозначено как вступление преломленной волны. На фиг. 6 второе вступление на каждой трассе представляет собой вступление прямой сейсмической волны, которая излучалась непосредственно во внутреннюю часть среды от бурового долота и которая проследовала по траектории 13 прямой волны к приемнику. На фиг. 6 это обозначено как вступление прямой волны от долота. Видно, что приращение времени вступления (изменение с удалением) преломленной волны больше, чем приращение времени вступления прямой волны. Волнистость на сейсмических трассах на отрезке времени 1400-1600 мс представляет собой помеху,созданную поверхностной волной. Для определения времени пробега сейсмических волн в низкоскоростном слое 7 по траектории 17 время, требуемое для распространения акустических волн вверх по бурильной колонне 10, необходимо вычесть из времени вступления, зарегистрированного с помощью приемника 12. Например, это может быть сделано при размещении дополнительного сейсмического приемника 19 вблизи верхней части ствола 6 скважины так, чтобы расстояние между стволом скважины и прилегающим сейсмическим приемником 19 было минимальным. Приемник 19, прилегающий к стволу скважины, может быть использован как опорный приемник для определения времени пробега сейсмических волн вверх по бурильной колонне 10. Использование такого опорного приемника обеспечивает возможность интерпретации времен вступлений преломленных волн в сейсмических данных таким же способом, как при обычных исследованиях низкоскоростного слоя. Следовательно, можно видеть, что в этом объекте настоящего изобретения исключена необходимость выполнения отдельных исследований низкоскоростного слоя. Используя акустические волны,прошедшие вверх по бурильной колонне, в качестве источника сейсмических волн в низкоскоростном слое, можно оценить скорость сейсмических волн в низкоскоростном слое и глубину залегания низкоскоростного слоя на основании вступления преломленной волны в данных встречного вертикального сейсмического профилирования. Эта информация может быть использована для коррекции вступления прямой волны в данных встречного вертикального сейсмического профилирования из-за влияния низкоскоростного слоя 7. Приемная группа в компоновке для вертикального сейсмического профилирования с буровым долотом может быть вытянута на расстояние свыше 1 км от скважины. Интенсивность вторичных акустических волн, принятых на приемнике, как правило будет быстро уменьшаться по мере увеличения удаления приемника, так что сигнал от воздействия вторичных акустических волн, регистрируемый с помощью приемника, который находится на большом расстоянии от скважины, будет настолько мал, что время вступления будет невозможно определить точно. В этом случае можно получать надежную информацию о свойствах низкоскоростного слоя только для части низкоскоростного слоя вблизи скважины. Это-7 006571 го может быть достаточно, если свойства низкоскоростного слоя являются по существу однородными в пределах района исследований, но в некоторых случаях толщина и свойства низкоскоростного слоя могут существенно изменяться в пределах района исследований. Поэтому в предпочтительном варианте осуществления предусмотрен дополнительный источник 20 сейсмических волн для пополнения энергии вторичных акустических волн и получения более надежных данных о низкоскоростном слое. Предпочтительно, чтобы дополнительный источник сейсмических волн был расположен на противоположной стороне приемной группы в сопоставлении со стволом скважины, и удобно, чтобы он был поверхностным сейсмическим источником. Сейсмические волны, излучаемые дополнительным сейсмическим источником, обнаруживаются с помощью приемников приемной группы в компоновке для вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота и могут обрабатываться обычным образом для получения информации о сейсмических свойствах низкоскоростного слоя. Когда исследования низкоскоростного слоя выполняют наряду с обычным вертикальным сейсмическим профилированием, сейсмические приемники из компоновки для вертикального сейсмического профилирования не могут быть использованы для исследований низкоскоростного слоя, поскольку они расположены во внутренней части среды. Поэтому, когда исследования низкоскоростного слоя выполняют наряду с обычным вертикальным сейсмическим профилированием, необходимо предусматривать отдельную приемную группу для исследований низкоскоростного слоя. В противоположность этому в настоящем изобретении приемная группа, используемая для вертикального сейсмического профилирования с буровым долотом, может также использоваться для исследований низкоскоростного слоя в соответствии со способом из фиг. 5. Это справедливо как для линейной радиальной приемной группы при наземном вертикальном сейсмическом профилировании, так и для приемной группы с двухэлементными датчиками на дне моря при вертикальном сейсмическом профилировании по шуму бурового долота. Для настоящего изобретения не нужны никакие дополнительные приемники для выполнения исследований низкоскоростного слоя. Кроме того, в варианте осуществления, в котором дополнительный источник сейсмических волн предусмотрен для повышения качества исследований низкоскоростного слоя, существующую группу сейсмических датчиков можно также применить для измерений свойств низкоскоростного слоя, используя дополнительный сейсмический источник, а также для измерений свойств низкоскоростного слоя, используя переизлученный шум бурового долота в качестве источника сейсмических волн. Поэтому при использовании изобретения обеспечиваются более точные измерения свойств низкоскоростного слоя, и при этом не нужно никаких дополнительных приемников. Определение свойств низкоскоростного слоя согласно второму объекту изобретения может быть применено для контроля траектории ствола скважины в соответствии с первым объектом изобретения. В способе контроля согласно первому объекту изобретения используют данные вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота, а эти данные зависят от свойств низкоскоростного слоя. Путем коррекции данных вертикального сейсмического профилирования по шуму бурового долота из-за влияния низкоскоростного слоя, например с помощью способа, описанного со ссылками на фиг. 5 и 6, можно дополнительно скорректировать геологическую модель, используемую для определения того,является ли траектория бурения правильной. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ контроля траектории ствола скважины, включающий следующие этапы: бурение ствола скважины по первой траектории; сбор сейсмических данных, получаемых при работе бурового долота, содержащих сейсмические данные, получаемые при работе бурового долота и относящиеся к траектории прямой волны; определение на основании собранных сейсмических данных, полученных при работе бурового долота и относящихся к траектории прямой волны, того, является ли первая траектория правильной. 2. Способ по п.1, в котором этап определения того, является ли первая траектория правильной, выполняют во время бурения ствола скважины. 3. Способ по п.1 или 2, включающий дополнительный этап определения первой траектории ствола скважины на основании геологической модели внутренней части среды до бурения ствола скважины по первой траектории. 4. Способ по п.3, в котором этап определения того, является ли первая траектория ствола скважины правильной, включает коррекцию геологической модели на базе сейсмических данных, собранных при работе бурового долота. 5. Способ по любому из пп.1-4, включающий дополнительный этап изменения траектории бурения ствола скважины от первой траектории ко второй траектории, если на основании сейсмических данных,собранных при работе бурового долота, определяют, что первая траектория является неправильной. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором этап сбора сейсмических данных при работе бурового долота выполняют во время бурения ствола скважины в течение первого периода времени, и этап опре-8 006571 деления того, является ли первая траектория правильной, выполняют в течение второго периода времени после первого периода времени. 7. Способ по п.6, включающий этап бурения ствола скважины по первой траектории в течение второго периода времени. 8. Способ сейсмических исследований, включающий следующие этапы: размещение бурильной колонны, включающей буровое долото, в стволе скважины; прием сейсмических волн от бурового долота после прохождения через бурильную колонну и вторичных сейсмических волн, возбуждаемых в результате излучения бурильной колонны на или вблизи земной поверхности, на первом сейсмическом приемнике, расположенном на или вблизи земной поверхности. 9. Способ по п.8, дополнительно включающий прием сейсмических волн от бурового долота после прохождения через внутреннюю часть среды на втором сейсмическом приемнике, расположенном на или вблизи земной поверхности. 10. Способ по п.9, в котором в качестве первого сейсмического приемника используют второй сейсмический приемник. 11. Способ по любому из пп.8-10, включающий дополнительный этап приема сейсмических волн от бурового долота после прохождения через бурильную колонну и излучения от бурильной колонны на или вблизи земной поверхности на третьем сейсмическом приемнике, расположенном на или вблизи земной поверхности, при этом расстояние между стволом скважины и третьим сейсмическим приемником является небольшим. 12. Способ по любому из пп.8-11, включающий дополнительный этап возбуждения сейсмического источника, расположенного на или вблизи земной поверхности, и приема сейсмических волн, излученных сейсмическим источником, на первом и/или втором сейсмическом приемнике. 13. Способ по п.12, в котором сейсмический источник располагают на противоположной стороне от первого и/или второго сейсмического приемника в сопоставлении со стволом скважины. 14. Способ по любому из пп.8-13, включающий дополнительный этап обработки сейсмических волн, принятых на первом и/или втором приемнике, для получения информации о поверхностном или приповерхностном слое среды. 15. Способ контроля траектории ствола скважины по любому из пп.1-7, дополнительно включающий этап сбора сейсмических данных с использованием способа по любому из пп.8-14. 16. Способ по п.15, включающий дополнительный этап коррекции сейсмических данных, собранных при работе бурового долота, из-за влияния поверхностного или приповерхностного слоя среды.