Микросейсмическое картирование трещин с помощью синхронизированных измерений источника сейсмических сигналов для калибровки скорости

009655 Область техники Изобретение в целом относится к микросейсмическим событиям, и более конкретно к способу определения распределения и направления трещин в пластах месторождения на месте проведения работ. Предпосылки создания изобретения Сейсмологические данные используются в различных областях науки для мониторинга изменений,происходящих в пластах месторождения. Для того чтобы исследовать эти изменения, осуществляется прием и мониторинг так называемых микроземлетрясений, или микросейсмов. Подобно землетрясениям микросейсмы создают упругие волны, продольные ("р-волны") и поперечные ("s-волны"), однако в отличие от того, как это происходит при землетрясениях, волны микросейсмов имеют гораздо более высокие частоты, которые обычно находятся в звуковом диапазоне от 200 до 2000 Гц и более. Известные способы анализа микросейсмов локализуют источники микросейсмической активности, возникающие в результате инжекции жидкостей или гидравлического разрыва. На многих месторождениях газа проницаемость слишком мала для того, чтобы обеспечить достаточную рентабельность его добычи. Технология гидравлического разрыва решает эту проблему путем нацеленного создания трещин-каналов в пластах газовых месторождений, в результате чего улучшаются условия притока газа в скважину. Жидкость подается насосами в скважины под давлением, которое позволяет создавать трещины в породе. Жидкость также транспортирует расклинивающий агент (так называемый "проппант"), который поступает в образовавшиеся трещины. Проппант, обычно песок или керамические гранулы, оседает в трещинах и препятствует их закрытию после окончания операции гидроразрыва. В результате улучшения условий прохождения газа через породу пласта добыча газа интенсифицируется. Аналогичным образом, заводнение сильно истощенных нефтяных месторождений будет выталкивать нефть в другие скважины, из которых она добывается. Часто при таких операциях создаются трещины, которые в принципе могут отводить нефть в направлении, которое может быть неизвестно. В этом процессе используется вода или же пар для увеличения давления и/или температуры для отклонения нефти по направлению к скважинам, из которых она добывается. В сочетании с технологией гидроразрыва или заводнения часто используется измерение микросейсмической активности для картирования созданных трещин. При гидроразрыве увеличивается напряжение в породе пласта пропорционально полезному давлению гидроразрыва, а также увеличивается противодавление пласта (или поровое давление) из-за утечки жидкости гидроразрыва. Высокие разрывные напряжения возникают перед концами трещин, в результате чего создаются большие уровни сдвиговых напряжений. Оба механизма, увеличение противодавления пласта и увеличение напряжения породы пласта, влияют на устойчивость плоскостей ослабления (например, естественные трещины и плоскости напластования), окружающих зону гидроразрыва, и вызывают их сдвиговое смещение. Эти сдвиговые смещения напоминают картину малых землетрясений, сопровождающихся сдвигами породы. Микросейсмы обнаруживаются с помощью сейсмоприемников (преобразователей), размещенных на кабеле в одной или нескольких периферийных скважинах. При размещении сейсмоприемников в нескольких скважинах местонахождение источников микросейсмов может быть определено методом триангуляции, как это делается при обнаружении землетрясений. Триангуляция выполняется путем определения времен прихода различных р- и s-волн и с учетом скоростей распространения волн в породах, что позволяет получить наилучшее приближение положения источников микросейсмов. Однако не всегда имеется возможность использования нескольких периферийных скважин. В случае наличия только одной периферийной скважины для локализации микросейсмических источников используется множество сейсмоприемников, разнесенных по вертикали вдоль кабеля, опущенного в скважину. Затем полученные данные передаются на поверхность для последующей обработки, чтобы получить карту геометрии гидроразрыва и азимутов. После того как локализованы все микросейсмические источники, картина трещины определяется как огибающая нанесенных на карту источников. Однако точная длина, направление и высота созданных трещин не могут быть получены, если не была произведена точная регистрация микросейсмических событий от их начала и до самого конца. Краткое описание чертежей Фиг. 1 - схематический вид варианта реализации настоящего изобретения. Фиг. 2 - схематический вид системы передатчиков в одном из вариантов реализации настоящего изобретения. Фиг. 3 - схематический вид системы анализа информации в одном из вариантов реализации настоящего изобретения. Фиг. 4 - блок-схема алгоритма работы одного из вариантов предлагаемой в изобретении системы. Фиг. 5 - графики, полученные в одном из вариантов реализации настоящего изобретения. Фиг. 6 - схематический вид вычислительной системы одного из вариантов реализации настоящего изобретения. Подробное описание изобретения Изобретение относится к микросейсмическим событиям и, более конкретно, к способу определения распределения и направления трещин в пластах месторождения на месте проведения работ. Необходимо понимать, что нижеприведенное описание содержит различные варианты реализации изобретения (при-1 009655 меры). В описании указаны конкретные элементы и устройства для упрощения понимания сущности изобретения. Конечно, они являются только примерами и ни в коей мере не ограничивают объема изобретения. Также следует учитывать, что чертежи приводятся исключительно для иллюстрации изобретения и не обязательно даются с соблюдением масштаба. На фиг. 1 представлен вид 10 с частичным разрезом, на котором можно видеть обрабатываемую скважину 18, проходящую вниз сквозь пласт 12, состоящий из слоев 14 а-14 е. Хотя скважины обычно вертикальны, однако изобретение не ограничивается использованием только для вертикальных скважин. Таким образом, термины "вертикальный" и "горизонтальный" используются в общем смысле для указания скважин с различными направлениями. Подготовка обрабатываемой скважины 18 для проведения гидроразрыва обычно включает бурение ствола 20. Ствол 20 может быть пробурен на любую требуемую глубину. В скважине 18 может быть установлена обсадная колонна 22 с цементацией для изолирования ствола 20 от геологических слоев 14. Для проведения микросейсмического картирования трещин с использованием синхронизированных измерений сейсмических источников для калибровки скорости может быть использован комплекс 28 временных измерений перфорации. В одном варианте реализации изобретения комплекс 28 временных измерений перфорации содержит систему 30 передатчика и систему 32 анализа информации, между которыми имеется среда 34 передачи данных, например, волоконно-оптический кабель, проводной канал связи, радиопередающее устройство или другое известное устройство передачи данных. В одном из вариантов реализации система 30 передатчиков соединена с кабелем 36, который проходит в скважине 18. К кабелю 36 может быть подсоединен сейсмический источник 38. Специалистам в данной области ясно, что в качестве сейсмического источника 38 может использоваться любое устройство, способное создавать сейсмическое событие, например, пулевой перфоратор, ленточный взрыватель,детонирующий взрыватель, обмотанный вокруг пулевого перфоратора, или другого инструмента, или любой запускаемый сейсмический источник. В одном из вариантов реализации изобретения сейсмический источник запускается электрическим сигналом, передаваемым по кабелю 36. В целях проведения тестирования в дополнение к пулевому перфоратору 38 или вместо него к кабелю 36 может быть подключен имитатор пулевого перфоратора. В одном из вариантов пулевой перфоратор 38 создает перфорационные отверстия 40 в обсадной колонне 22. Хотя варианты реализации изобретения рассматриваются для обсаженной скважины, однако ясно, что они могут использоваться также и для необсаженных скважин. Пулевой перфоратор 38 может быть поднят и опущен в скважине 18 путем изменения длины кабеля 36. Перфорационные отверстия 40 могут располагаться на любой нужной глубине в скважине 20, однако обычно они создаются на уровне геологического горизонта 16, который может охватывать один или несколько геологических слоев 14 а-14 е. Геологический горизонт 16 может содержать нефть и/или газ, а также других жидкости и материалы, которые обладают свойствами текучих сред. В одном из вариантов реализации изобретения система 32 анализа информации может иметь протяженный кабель 44 в скважине 42. К кабелю 44 может быть подсоединен один или несколько приемных модулей 46. В одном из вариантов к кабелю 44 подключено множество приемных модулей 46. Приемные модули 46 предпочтительно содержат трехкоординатные приемники (преобразователи) сейсмических колебаний, например сейсмографы или акселерометры, т.е. трехкоординатные сейсмографы или акселерометры, хотя для некоторых применений использование приемников для всех трех координат может быть необязательным. Выбор типа приемного модуля будет зависеть от характеристик сейсмического события, сигналы которого необходимо принимать. В одном из вариантов характеристикой события может быть частота. Необходимый объем информации от независимых источников, а также точность информации, которая должна быть получена от сейсмического события, будут определять минимальное количество используемых приемных модулей 46. В ряде применений, в том числе при выполнении операции гидроразрыва, важной информацией является угол возвышения источника микросейсмических волн по отношению к отдельному приемному модулю 46 и его расстояние до этого модуля. Время возникновения сейсмического события также является часто используемой характеристикой. Как можно видеть на фиг. 1, на кабеле 44 внутри скважины 42 размещается по меньшей мере один приемный модуль 46. В соответствии с некоторыми вариантами реализации настоящего изобретения приемные модули 46 могут быть разнесены вдоль кабеля 44. Расстояние между отдельными приемными модулями 46 выбирается таким образом,чтобы оно обеспечивало измеримую разницу времен прихода акустических волн, порождаемых сейсмическим событием, происходящим в скважине 18. Скважина 42 может находиться на определенном расстоянии от скважины 18 и может проходить сквозь геологический горизонт 16. Хотя во многих случаях только одна периферийная скважина имеется возле обрабатываемой скважины, однако ясно, что возможны случаи, когда возле скважины 18 имеется несколько скважин 42 и в этом случае может использоваться несколько систем 32 анализа информации для нескольких скважин 42. Расстояние между скважинами 18 и 42 часто зависит от расположения существующих скважин и от проницаемости местных слоев породы. Например, характеристики окружающих слоев в некоторых районах могут быть такими, что скважины 18 и 42 должны располагаться достаточно-2 009655 близко друг от друга. В других районах характеристики окружающих слоев могут быть такими, что скважины 18 и 42 могут располагаться достаточно далеко друг от друга. Также необходимо понимать,что скважина 42 может быть обсаженной или необсаженной. На фиг. 2 представлен вариант системы 30 передатчика. В этом варианте система 30 передатчика содержит датчик или измеритель тока 48, усилитель 50, фильтр 52, схемы 54 обнаружения запуска (генератор функций), осциллограф 56 и передатчик 58. В некоторых вариантах системы 30 передатчика также может использоваться микрофон 62. Настоящее изобретение предусматривает, что некоторые или все компоненты системы 30 передатчика могут быть объединены в одном или нескольких вычислительных устройствах. В одном из вариантов пулевой перфоратор 38 подключен по кабелю 36 к устройству 68 запуска сейсмического источника. В одном из вариантов в качестве устройства 68 запуска сейсмического источника используется источник питания, который обеспечивает электроэнергией пулевой перфоратор 28 для создания перфорационных отверстий в скважине. Необходимо понимать, что некоторые или все части кабеля 36 могут быть любыми электрическими соединительными устройствами, пригодными для соединения пулевого перфоратора с источником питания 68, в частности электрическим проводом, кабелем или волоконно-оптическим кабелем. В одном из вариантов может использоваться взрывная линия 70. В качестве датчика 48 может использоваться любой датчик или измерительный зонд, который может обеспечить измерение электромагнитного поля возле провода или кабеля, по которому идет электрический ток, или измерение самого тока, например клещевой измеритель тока 5200 компании FlukeCorporation, г. Эверетт, шт. Вашингтон, США. В одном из вариантов датчик 48 размещается вокруг центрального проводника или внешнего проводника взрывной линии 70, если центральный проводник может быть изолирован от внешнего проводника. В другом варианте в двух местах открытой брони части кабеля 36 может быть установлена с помощью зажимов шунтирующая перемычка и датчик 48 может быть размещен или вокруг шунтирующей перемычки, или вокруг части кабеля 36, на которой установлена эта перемычка. Если сопротивление шунтирующей перемычки лишь незначительно превышает сопротивление брони кабеля 36, по перемычке может протекать ток, достаточный для того, чтобы датчик 48 обнаружил ток, протекающий от источника питания 68 к пулевому перфоратору 38. Датчик 48 может быть также подсоединен линией 49 к усилителю 50. В качестве усилителя 50 может использоваться усилитель измерителя тока, например усилитель AM503S (пост., до 50 МГц, 20 А непрерывн., 50 А пик., макс, диаметр проводника 0,15 дюйма (3,8 мм компании Tektronix, г. Бивертон,шт. Орегон, США. Из усилителя 50 сигнал поступает в фильтр 52. В качестве фильтра 52 используется любое фильтрующее устройство, которое уменьшает амплитуду различных посторонних сигналов. В одном из вариантов фильтр 52 имеет минимальные переходные искажения для минимизации задержек фильтрации сигнала. На выходе фильтра 52 обеспечивается по меньшей мере два сигнала. Первый выходной сигнал фильтра 52 поступает в передатчик 58 для передачи через среду передачи 34. Второй выходной сигнал фильтра 52 передается в генератор 54 функций. Генератор 54 - это обычный генератор функций, который используется для обнаружения импульса, прошедшего фильтрацию и формирования синхронизирующего (опорного) импульса высокой амплитуды. В одном из вариантов предпочтительный генератор 54 функций формирует выходной импульс с амплитудой 5 В и длительностью 1 мс. Передатчик 58 может передавать синхронизирующий импульс высокой амплитуды через среду 34 передачи. В одном из вариантов оператор может использовать осциллограф 56 для контроля сигнала, прошедшего фильтрацию в фильтре 52, и выходного сигнала генератора 54 функций. Также может использоваться аппаратура тестирования, вырабатывающая тестирующий сигнал для соответствующей настройки параметров усилителя 50, фильтра 52 и генератора 54 функций. На фиг. 3 представлен вариант системы 32 анализа информации. В этом варианте система 32 анализа информации содержит приемник 72, усилитель 74, цифровой преобразователь 76, устройство 78 записи аналоговых сигналов, устройство 80 записи цифрового пускового сигнала, анализатор 84 и память 86 для хранения информации. Настоящее изобретение предусматривает, что некоторые или все компоненты системы 32 анализа информации могут быть объединены в одном или нескольких вычислительных устройствах. Когда происходит сейсмическое событие, приемные модули 46 принимают сейсмические волны. Приемные модули 46 передают информацию принятых сейсмических волн по сигнальной линии 88 в приемник 72. В одном из вариантов полученные сигналы усиливаются в усилителе 74. В цифровом преобразователе 76 принятые сигналы преобразуются в цифровую форму. В анализаторе 84 осуществляется анализ цифровых сигналов для определения характеристик сейсмического события. В качестве анализатора 84 может использоваться персональный компьютер. Аналоговые сигналы, соответствующие принимаемым волнам, могут быть зарегистрированы с помощью устройства 78 записи аналоговых сигналов. Аналоговые сигналы могут быть переданы в память 86 для хранения информации, а также в громкоговоритель 82 для прослушивания. В качестве памяти 86 для хранения информации может использоваться, например, устройство архивирования на магнитной ленте, на жестком диске, CD-ROM, DVD или аналогичные устройства. Мо-3 009655 жет использоваться стандартный формат данных, например SEG2. В одном из вариантов информация об одном микросейсмическом событии может занимать в файле около 286 кбайт. В другом варианте запись сигналов с частотой выборки 4000 Гц в непрерывном режиме в течение 4 с занимает около 2 Мбайт памяти. На фиг. 4 представлена блок-схема 400 алгоритма работы варианта предлагаемой в изобретении системы. Шаг 402 соответствует началу сейсмического события. В одном из вариантов источник питания посылает электрический сигнал в пулевой перфоратор, находящийся в скважине. В других вариантах могут использоваться и другие взрывные источники сейсмической энергии. В частности, часто используются ленточные взрыватели (детонирующий шнур, обмотанный вокруг металлической заготовки) для повторения взрывов в тех случаях, когда перфорационные отверстия уже пробиты, и для необсаженных обрабатываемых скважин (обычно это горизонтальные скважины). Шаг 404 соответствует регистрации времени сейсмического события. В одном из вариантов между источником питания и пулевым перфоратором к кабелю подключается датчик, обеспечивающий обнаружение электрического сигнала. Датчик вырабатывает сигнал, когда он обнаруживает изменение тока в кабеле между источником питания и пулевым перфоратором. В шаге 406 сигнал, соответствующий сейсмическому событию, может усиливаться. В шаге 408 осуществляется фильтрация сигнала для устранения шумов и других посторонних сигналов, вызванных другими устройствами или событиями, например сигнала, вызванного звуковой тревожной сигнализацией, включаемой перед запуском сейсмического события. В шаге 410 сигнал, соответствующий сейсмическому событию, может быть разделен. В этом случае первый выделенный сигнал может быть передан в систему анализа информации: шаг 412. В шаге 414 генератор функций отделяет отфильтрованный импульс от второго выделенного сигнала, полученного в результате разделения, и формирует синхронизирующий импульс с высокой амплитудой. В шаге 416 синхронизирующий импульс с высокой амплитудой передается в систему анализа информации для фиксации точного времени возникновения сейсмического события. В шаге 418 происходит обнаружение акустического сигнала, производимого срабатыванием пулевого перфоратора. Акустический сигнал содержит как р-волны, так и s-волны. В шаге 420 временная задержка между возникновением сейсмического события и приходом акустического сигнала в приемные модули используется для вычисления скорости распространения в пласте по расстоянию между скважиной, в которой произошло сейсмическое событие, и скважиной, в которой размещены приемные модули. При выполнении синхронизации операции пробивания перфорационных отверстий в соответствии с настоящим изобретением информация о скорости распространения между скважинами получается в результате обработки импульса запуска от перфорационных отверстий (или от ленточных взрывателей),направленных в сторону приемных модулей, и синхронизирующего импульса вместе с приходящей информацией. Разрешающая способность по времени обычно задается шагом дискретизации системы получения данных. Обычно используется шаг дискретизации в диапазоне 125-250 мкс. Эти результаты позволяют получить простую одномерную модель скоростей, которая используется для подтверждения,уточнения или корректировки подробной информации дипольного акустического зондирования или для предупреждения о расхождениях. Измеренные значения времен, относящиеся к выполнению перфорации, могут быть использованы для вычисления средних скоростей между местом проведения перфорации и каждым из приемных модулей для корректировки событий, которые произошли возле перфорационных отверстий. Если имеется достаточная информация для определения границ ограниченного числа основных слоев, и если предполагается, что скорости распространения р- и s-волн в каждом из этих слоев постоянны, то по информации о времени прохождения волн могут быть определены скорости распространения в этих слоях. Дополнительная информация для разграничения слоев может быть получена оптимальным образом из данных дипольного акустического зондирования, а также может быть определена из различных отчетов о проведении селективного гамма-гамма каротажа. Любая волна, проходящая сквозь многослойный пласт, должна подчиняться закону Снелла, который для любого случая выражается уравнением где Vj - скорости в слоях,j - углы падения. Если один из углов известен, то все остальные углы могут быть определены в соответствии с законом Снелла. Для получения величин этих углов необходимо только определить угол выхода (например,угол выхода из перфорационного отверстия) волны, которая приходит в приемное устройство. Это обеспечивается при условии, что r=Xj+Xj+1+Xj+2Xj+n для любого количества слоев. Окончательное выражение для угла выхода может быть записано в следующем виде, который позволяет получить эффективное итерационное решение: В этом уравнении dj - это расстояние по вертикали, которое волна проходит в слое j. Это может быть толщина слоя или расстояние от границы слоя до перфорационного отверстия или до приемника. Уравнение решается путем выбора начального значения для j и осуществления итерационного процесса до тех пор, пока решение не сойдется к правильным значениям.Затем все остальные углы вычисляются в соответствии с законом Снелла. Однако в каждой итерации необходимо проверять, чтобы не получились значения углов, большие критического значения. Понятно, что такие вычисления требуют знания скоростей, поэтому делается начальное допущение(разумным начальным допущением является допущение постоянства скорости) и вычисляются углы. Далее, для уточнения оценок скоростей используются в обратном порядке данные о времени прихода сигнала от перфорационного отверстия. Время прихода волны от перфорационного отверстия до приемника определяется по формуле где ti относится к суммарному времени распространения от перфорационного отверстия до i-го приемника (суммарное время определяется по измерениям времени). Теперь скорости могут быть определены с помощью множественной линейной регрессии, которая приводит к системе следующих уравнений: для каждого из n слоев. В этом случае индексы d относятся к номеру слоя и к паре приемник/перфорационное отверстие. Т.е. для каждого перфорационного отверстия будут различные пути прохождения волн через пласт к разным приемникам и, соответственно, разные наборы величин d. Полученная система уравнений может быть решена непосредственно для скоростей (все члены сумм известны после предыдущего уточнения принятых начальных значений). Используя новые значения скоростей, заново вычисляют углы и затем снова получают из уравнений значения скоростей. Итерационный процесс осуществляется до схождения результатов. Другая ситуация связана с возникновением головных сейсмических волн, если для этого существуют достаточные условия. К счастью, если возникает головная волна, то углы падения известны (при этом в слое головной волны возникает критический угол) и поэтому нет необходимости в проведении итерационного процесса по углу выхода. Единственно, что необходимо, это провести экстраполяцию обратно к приемнику и к перфорационному отверстию, используя закон Снелла (проверяя, что расстояние прохождения в слое головной волны больше нуля) и затем проверяя, что времена прохождения меньше для слоя головной волны, по сравнению с распространением по нормальному пути преломленной волны. В случае головных волн система уравнений будет такой же, но добавляется еще один слой головной волны и добавляются дополнительные члены для учета дополнительного пути. Может быть проверено любое число слоев для определения возможности возникновения головных волн. Как правило, число скоростей слоя, которые могут быть получены, составляет от 1/3 до 1/2 от числа пар перфорационное отверстие/приемник при дополнительном ограничении, что каждый слой анализируется с использованием по меньшей мере двух пар наборов данных. Если имеются достаточные данные,то такой анализ выполняется как для р-, так и для s-волн. Если слои имеют усложненный профиль, например, в наклонных или клиновидных пластах или возле разломов, тогда может использоваться более сложный подход, если геометрия слоев уже известна,например, из информации по соседним скважинам или по результатам сейсмической разведки. В таких случаях для оптимизации скоростей могут использоваться алгоритмы прямой модели и сеточного поиска Видаля и Нельсона (Vidale, Nelson) так, что они правильно определяют положение перфорационного отверстия и в то же время минимизируют остаточные погрешности (разница между вычисленными и измеренными временами прохождения волн). Одним из способов построения одномерной модели скоростей по результатам измерения времени прихода волн от перфорационных отверстий является упрощенная инверсия хода лучей, хотя могут применяться также и другие подходы. Поскольку будет только несколько траекторий (даже если наблюдается несколько перфорационных отверстий), то невозможно построить детальную картину структуры скоростей. Однако если для разграничения ограниченного числа основных слоев с предполагаемыми постоянными скоростями могут быть использованы данные стандартных геофизических исследований скважины, то инверсия данных для скоростей может быть получена с использованием методики построения хода лучей (в том числе и для головных волн). В более сложных случаях, для которых известно о существовании разлома и известно смещение разлома, также может быть применена общая прямая модель-6 009655 На фиг. 5 представлен набор данных для опорного сигнала перфорации и сейсмические сигналы,полученные от процесса перфорации. Самая верхняя кривая соответствует опорному сигналу перфорации. Следующая кривая не используется, а третья кривая представляет аналоговый сигнал от измерительного зонда. Остальные кривые представляют сейсмические данные от приемных модулей, сгруппированных по три. Принимаемая информация относится к продольным волнам (р-волны), и разница во времени между опорным сигналом перфорации и моментом прихода волны может использоваться для определения скорости распространения между точками расположения перфорации и приемного модуля. Для получения такого набора данных использовались двенадцать приемных модулей. Другие варианты реализации изобретения включают мониторинг любых процессов инжекции таких, как инжекция шламов выбуренной породы, инжекция пара, заводнение и другие технологии повышения добычи нефти, а также контроль общего поведения продуктивного пласта в процессе добычи(управление пластом). Специалистам в данной области техники также будет ясно, что один или несколько описанных элементов/шагов (в том числе все) могут быть реализованы с использованием программных продуктов, исполняемых в вычислительной системе общего назначения или в вычислительных системах, объединенных в сеть, с использованием вычислительных систем, в состав которых входят специализированные аппаратные средства, или с использованием комбинаций специализированных аппаратных средств и программных продуктов. На фиг. 6 представлен пример узла 600, в котором реализуется один из вариантов предлагаемого в изобретении способа. В состав узла 600 входит микропроцессор 602, входное устройство 604, устройство 606 хранения данных, видеоконтроллер 608, системная память 610, дисплей 614 и устройство 616 связи, причем все устройства соединены между собой с помощью одной или нескольких шин 612. Устройство 606 хранения данных может быть реализовано в форме дисковода гибких дисков, жесткого диска, CD-ROM, дисковода оптических дисков или любого иного вида устройства массовой памяти. Кроме того, устройство 606 хранения данных может быть способно считывать данные с гибких дисков, CD-ROM, DVD-ROM или любых иных видов машинно-считываемых носителей, которые могут содержать команды, выполняемые компьютером. В качестве устройства 916 связи может использоваться модем, сетевая карта или любое иное устройство, обеспечивающее связь узла с другими узлами. Ясно, что любой узел может содержать ряд соединенных между собой (с помощью внутренней сети или сети Интернет) вычислительных систем, в частности персональные компьютеры, универсальные компьютеры, миниатюрные персональные вычислительные устройства и сотовые телефоны. Вычислительная система содержит, по меньшей мере, аппаратные средства, которые могут выполнять машинно-считываемые команды, а также программное обеспечение для выполнения действий(обычно машинно-считываемых команд), приводящих к получению желаемого результата. Кроме того,вычислительная система может содержать гибридные системы аппаратных средств и программного обеспечения, а также вычислительные подсистемы. Аппаратные средства включают, по меньшей мере, платформы на процессорах, такие как клиентские машины (персональные компьютеры или 111 серверы), и носимые устройства обработки информации (например, интеллектуальные телефоны, миниатюрные вычислительные устройства или персональные вычислительные устройства). Кроме того, в состав аппаратных средств может входить любое физическое устройство, которое может хранить машинно-считываемые команды, например память, или другие устройства хранения данных. К другим видам аппаратных средств относятся аппаратные подсистемы, в том числе устройства передачи данных, например модемы, модемные карты, порты и карты портов. Программное обеспечение включает любой машинный код, записанный на каком-либо устройстве памяти, например, в оперативной или постоянной памяти, и машинный код, хранимый на других устройствах (гибкие диски, флэш-память или CD ROM). Программное обеспечение может, например, включать исходный или объектный код. Кроме того, программное обеспечение охватывает любой набор команд,которые могут быть выполнены на клиентской машине или на сервере. Различные комбинации программного обеспечения и аппаратных средств также могут использоваться для расширения функциональных возможностей и улучшения характеристик конкретных вариантов описанного изобретения. Например, функции программного обеспечения могут быть реализованы непосредственно на кремниевом чипе. Соответственно, необходимо понимать, что комбинации аппаратных средств и программного обеспечения также включаются в понятие вычислительной системы и также охватываются изобретением в качестве возможных эквивалентных структур и эквивалентных способов. К носителям машинно-считываемой информации относятся пассивные устройства хранения данных, например, оперативные запоминающие устройства, а также постоянные запоминающие устройства,например CD-ROM. Кроме того, один из вариантов изобретения может быть реализован в оперативной памяти компьютера для превращения стандартного компьютера в новую специализированную вычислительную машину. Структуры данных - это заданная организация данных, которая делает возможной реализацию изобретения. Например, структура данных может определять организацию данных или организацию исполняемых кодов. Сигналы, несущие информацию и передаваемые с помощью средств передачи, содержат в себе и переносят различные структуры данных и поэтому могут быть использованы для реализации изо-7 009655 бретения. Система может быть разработана для работы на любой конкретной архитектуре. Например, система может быть реализована на одном компьютере, на различных локальных сетях, на сетях клиент-сервер,на глобальной сети, на сети Интернет, на носимых и других портативных и беспроводных устройствах и сетях. В качестве базы данных может использоваться любая стандартная или специализированная база данных, например, Oracle, Microsoft Access, SyBase или DBase II. База данных может иметь поля, записи,данные и другие элементы баз данных, которые могут быть связаны с помощью специализированного программного обеспечения. Кроме того, может использоваться отображение данных. Отображение - это процесс установления соответствия между двумя различными представлениями данных. Например, данные, содержащиеся в файле символов, могут быть отображены на поле во второй таблице. Физическое размещение базы данных не ограничено, и она может распространяться. Например, база данных может быть размещена на удаленном сервере и запускаться на другой вычислительной системе. Более того, база данных может быть доступна через Интернет. Следует учесть, что может быть реализовано более одной базы данных. Изобретение было описано выше со ссылками на конкретные варианты его реализации. Однако очевидно, что могут быть выполнены различные модификации и изменения без выхода за более широкие рамки сущности изобретения, установленные его формулой. Соответственно, описание и чертежи должны рассматриваться больше как иллюстративный материал, а не как ограничивающий объем изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система для определения скоростей при проведении микросейсмического анализа образования трещин, содержащая сейсмический источник, подсоединенный к проводной линии связи, и устройство запуска сейсмического источника; датчик, способный обнаруживать первый сигнал от устройства запуска сейсмического источника; передатчик, соединенный с датчиком и способный передавать значение времени, связанное с первым сигналом; приемник, способный обнаруживать событие, создаваемое сейсмическим источником, и анализатор, способный выполнять вычисление скорости распространения для микросейсмического события. 2. Система по п.1, в которой датчик подсоединен к проводной линии связи. 3. Система по п.1, которая дополнительно содержит фильтр, соединенный с датчиком. 4. Система по п.1, которая дополнительно содержит преобразователь, способный преобразовывать событие в цифровой сигнал. 5. Система по п.1, которая дополнительно содержит устройство записи, способное записывать событие. 6. Система по п.1, в которой в качестве устройства запуска сейсмического источника используется источник питания и датчик может обнаруживать изменение электрического тока. 7. Система по п.1, которая дополнительно содержит второй приемник, способный обнаруживать сейсмическое событие. 8. Система по п.7, в которой сейсмический источник размещается в первой скважине, приемник размещается во второй скважине и второй приемник размещается в третьей скважине. 9. Система по п.7, в которой сейсмический источник размещается в первой скважине, а приемник и второй приемник размещаются во второй скважине. 10. Система для определения скоростей при проведении микросейсмического анализа образования трещин, содержащая сейсмический источник, подсоединенный к источнику питания, и проводную линию связи, размещенную в первой скважине; датчик, подсоединенный к проводной линии связи и способный обнаруживать изменение электрического тока в проводной линии связи; фильтр, подсоединенный к усилителю и способный разделять сигнал, поступающий от датчика, на первый выделенный сигнал и второй выделенный сигнал; генератор функций, подсоединенный к фильтру и способный формировать синхронизирующий импульс высокой амплитуды из второго выделенного сигнала; передатчик, способный передавать первый выделенный сигнал и синхронизирующий сигнал высокой амплитуды; приемник, размещенный во второй скважине и способный обнаруживать событие, создаваемое сейсмическим источником; преобразователь, способный преобразовывать событие в цифровой сигнал; анализатор, способный выполнять вычисление скорости распространения для микросейсмического события, используя синхронизирующий импульс высокой амплитуды и цифровой сигнал.