Система для картографирования источников акустической энергии, основанная на исследовании одной скважины

1 Область изобретения Настоящее изобретение относится к геофизическим устройствам и способам. Более конкретно, создана система для определения местоположения источников микросейсмических событий или других акустических волн вблизи скважины. Уровень техники, к которой относится изобретение Когда напряжения в геологических породах вызывают внезапное перемещение поверхностей излома или зон неустойчивости, в геологических породах возникают слабые акустические волны. Высвобождение энергии может называться как "акустическая эмиссия", или, в более общем случае, если геологическая порода является пластом в земле, то высвобождение энергии называется "микросейсмическим событием". Микросейсмические события могут быть вызваны либо изменением давления текучей среды в полостях пор скал, что вызывает изменение напряжения в скалах и движение по плоскостям неустойчивости, либо образованием гидравлических разрывов. Генерируемые сейсмические волны можно рассматривать как чрезвычайно слабое землетрясение. Давно известно,что такие микросейсмические события возникают в углеводородных залежах, в которых происходят существенные изменения давления. Гидравлический разрыв скважин широко практикуется как способ увеличения объема добычи скважин. Согласно этому способу, текучая среда вводится с высокой скоростью и под давлением, более высоким, чем земное давление в пластах, подлежащих разрыву. Обычно вокруг скважины создается вертикальный гидравлический разрыв, и разрыв может проходить на многие сотни футов от скважины. Разрыв также может проходить на значительные расстояния вдоль буровой скважины. Важно знать протяженность гидравлического разрыва вдоль буровой скважины, так,чтобы можно было определить, возрос ли разрыв до пересечения с другими доступными зонами выше или ниже зоны, представляющей интерес. Также желательно знать длину удаления разрыва от скважины и направление или азимутальный угол разрыва, проходящего от скважины, так, чтобы с высокой точностью можно было предсказать влияния разрыва на поток текучих сред в зоне, представляющей интерес. Также важно знать, прошел ли гидравлический разрыв через непроницаемый барьерный слой в процессе введения текучей среды в скважину в целях удаления отходов. Такой текучей средой, например, может быть рапа, радиоактивный материал или поток неустойчивой химической пустой породы. Желательно иметь инструмент, который может детектировать возможное движение текучей среды и любых геологических пород, которые текучая среда может 2 вымывать из предполагаемой зоны введения. Детектирование микросейсмических событий,возникающих за пределами непроницаемого барьера, который ограничивает предполагаемую зону введения, может показать такое движение. Не удивительно, что большое число микросейсмических событий связывается с процессом гидравлического разрыва. Несколько лет назад было обнаружено, что индикация направления гидравлического разрыва или азимутального угла может быть получена из микросейсмических событий, возникающих вскоре после того, как сформируется гидравлический разрыв. Ранние работы докладывались Dobecki в публикации: "Hydraulic Fracture Orientation Using Passive Borehole Seismics", Soc. of Pet. Engrs. PaperNo. 12110, 1983. Данные от микросейсмических событий анализировались для того, чтобы определить поляризацию волн сжатия (Р- волна) от каждого события для определения азимутального направления события, причем поляризация определяется из "годограммы". Годограмма является графиком выходного сигнала геофона в одном направлении в зависимости от выходного сигнала геофона в другом направлении, таком как х-направление в зависимости от унаправления. Расстояние от события до скважины рассчитывалось посредством измерения разности времен прибытия Р-волны и волны сдвига(S-волны) к скважине и умножения этой разности на коэффициент, включающий соответствующие скорости Р-волны и S-волны. Гистограмма сейсмических событий, сопровождающих гидравлический разрыв, была также построена в полярных координатах, для индикации азимутального направления событий, и,следовательно, направление гидравлического разрыва. Совсем недавно в публикации "AcousticFracturing", SPE Formation Evaluation Journal, pp. 139-144, June 1992, докладывалось об исследовании сейсмических событий, зарегистрированных в скважине во время гидравлического разрыва, падения давления после разрыва и обратного заполнения текучей средой. В этой статье было отмечено, что, когда осуществляется детектирование микросейсмических событий с одним набором трехкомпонентных сейсмоприемников, существует 180 неопределенность в вертикальном или z-направлении. Полярность первого перемещения при прибытии волны неизвестна, поскольку источник, находящийся выше или ниже приемника, может производить идентичный сигнал. Способ локализации разрывов по акустическим излучениям, регистрируемым одиночными геофонами, помещенными в скважинах на известных расстояниях от скважины, имеющей разрыв, докладывался в публикации "Observations of Broad Band Microseisms During Reservoir 3 63rd Conference, Washington, 1993. Этот способ является относительно дорогостоящим в том смысле, что при его применении необходимо использовать многочисленные буровые скважины и прогонять многочисленные инструменты. Для того, чтобы локализовать источник сейсмических событий при использовании сигналов,принимаемых в различных скважинах, используются триангуляционные вычисления. Микросейсмические события могут быть вызваны под поверхностью процессами, отличающимися от гидравлического разрыва скважин или изменений давления в резервуаре. Оседание грунта, сопровождающее падение давления в резервуаре, например, может привести к движению горных отвалов или другого оборудования на поверхности или морском дне над резервуаром, производя дополнительные микросейсмические события. Также, увеличение давления внутри обсадного крепления скважины может вызвать механическое повреждение цементной оболочки вокруг обсадного крепления, и акустическая волна может возникнуть в непосредственной близости от обсадного крепления. Если существует передача давления текучей среды вдоль буровой скважины вне обсадного крепления вследствие недостатка в гидравлической изоляции цементом, то изменения давления могут вызвать микросейсмические события, возникающие в непосредственной близости от обсадного крепления. Источники акустических волн под поверхностью не ограничиваются микросейсмическими событиями. Например, скважина, неуправляемо вытекающая к поверхности земли, называемая "выброс", может вытекать с такими высокими скоростями, что создается значительный акустический шум в нижней части или в других участках скважины. Часто имеется необходимость локализовать источник этого шума для того, чтобы помочь в попытках остановить неуправляемое течение. Измерения источника шума могут быть выполнены из смещенных скважин. Акустические приемники буровых скважин, предназначенные для детектирования сейсмических волн, в последние годы стали широко доступными для вертикального сейсмического профилирования (ВСП) в скважинах. Обычно, эти акустические приемники буровых скважин имеют три ортогональных сейсмических преобразователя (геофона или акселерометра), и включают средство для закрепления приемников на обсадном креплении скважины. В последние годы были разработаны акустические приемники, подходящие для сейсмических волн частотой до 1000 Гц, для перекрестной сейсмической визуализации скважин. Такие приемники, описанные в патенте США 5,212,354, могут использоваться одновременно на нескольких уровнях, с интервалами порядка 3,05 м (10 футов) между каждым прием 002412 4 ником, для записи сейсмических сигналов, генерируемых в другой скважине. Эти сейсмические приемники используют гидравлическое давление для того, чтобы прижимать приемники к обсадному креплению с силой, превышающей вес приемника. В скважине может использоваться множество приемников, гибко соединенных посредством гидравлического шланга с другими приемниками, а также с источником гидравлического давления. Сейсмические сигналы обычно преобразуются в цифровую форму и передаются на поверхность земли по обычной электрической проводной линии связи. Преобразование в цифровую форму сигналов в нижней части скважины начинается с возбуждения триггера коротким запуском и продолжается в течение одной или нескольких секунд, пока данные накапливаются в памяти, расположенной в нижней части скважины. Впоследствии данные подаются на поверхность в импульсномодулированном режиме по цифровому каналу,в то время, когда инструмент не активен. Имеется необходимость в улучшении устройства и способа, используемого в скважине для того, чтобы детектировать микросейсмические сигналы или другие акустические волны,поступающие на скважину в масштабе реального времени, без неактивных периодов. Устройство и способ должны уменьшить неопределенность, присутствующую в прежних измерениях,в частности 180, неопределенность, присутствующую, когда в скважине используется только один набор трехкомпонентных сейсмоприемников. Чтобы обеспечить возможность сбора данных в масштабе реального времени с многочисленных приемных блоков, имеющих трехкомпонентные преобразователи,необходимы улучшенные устройство и способ для передачи на поверхность дополнительных каналов данных. Также для того, чтобы помочь в интерпретации микросейсмической активности в масштабе реального времени вокруг скважины,должно быть доступным средство для передачи на поверхность других данных с нижней части скважины, таких как давление, температура,сигналы гидрофона в буровой скважине. Следовательно, имеется необходимость в средстве телеметрии, по меньшей мере, шести, а предпочтительно девяти или более каналов данных на поверхность, по мере того, как акустические волны генерируются и принимаются вокруг скважины. Также имеется необходимость в улучшенном способе обработки и обеспечении возможности интерпретации данных с многочисленных приемников с целью обеспечить большую точность в локализации источников акустических волн. Дополнительно, имеется необходимость в том, чтобы определять, где произошло микросейсмическое событие - выше или ниже конкретного местоположения в скважине. Эта информация может быть использована, например, для того, чтобы определить, 5 сформировался ли гидравлический разрыв от введения текучей среды в скважину и прошел ли разрыв через непроницаемый барьер, ограничивающий зону введения. Сущность изобретения В одном из вариантов воплощения устройство содержит множество сейсмических приемников, встроенных в один инструмент. Приемники в инструменте разнесены на некоторое расстояние по оси, так, чтобы способствовать расположению источников микросейсмических событий в вертикальной плоскости, и закрепляются в скважине. Приемники присоединены к инструменту таким способом, который допускает осевой изгиб, но предотвращает от деформации скручивания. Деформация скручивания должна быть предотвращена, поскольку важно знать азимутальную ориентацию каждого приемника по отношению к любому другому приемнику. Сигналы с приемников передаются на поверхность по проводной линии в реальном масштабе времени,используя частотномодулированные телеметрические сигналы. Многочисленные отдельные сигналы воспроизводятся на поверхности посредством полосовой фильтрации и преобразуются в амплитудномодулированные сигналы. Альтернативно, сигналы с приемников могут быть преобразованы в цифровую форму в нижней части скважины и передаваться на поверхность в реальном масштабе времени по волоконно-оптическому кабелю или медному проводу. В одном из вариантов воплощения, в состав устройства в нижней части скважины включается электронная схема для сжатия данных с использованием алгоритма сжатия динамического диапазона. В другом варианте воплощения электронный модуль может содержать гироскопический способ или инклинометрический способ для ориентационных измерений, датчики давления и температуры, локатор муфт обсадной колонны, а также один или несколько гидрофонов, наряду с источником питания и соответствующей схемотехникой. Создан способ определения местоположения источников акустических волн, использующий данные от многочисленных приемников. Способ основан на свойствах волн сжатия (Рволна) и сдвиговых волн (S-волна), которые генерируются микросейсмическими событиями,а именно: движение частиц в Р-волне осуществляется вдоль пути распространения от местоположения события, или источника, к приемнику; движение частиц в S-волне перпендикулярно пути распространения; Р- волна, вообще говоря, распространяется быстрее S-волны, и следовательно, будет прибывать первой; оценочные времена прохождения от источника к приемнику могут быть вычислены 6 различными способами, известными специалистам. Местоположение источника может быть определено в цилиндрических координатах посредством азимутального угла, глубины ниже поверхности земли и перпендикулярного расстояния между местоположением источника и осью буровой скважины. Затем это местоположение может быть преобразовано в более общепринятые земные системы координат северных и восточных составляющих и глубины, посредством использования хорошо известных тригонометрических зависимостей. Азимутальный угол к источнику определяет вертикальную плоскость через ось буровой скважины, которая содержит местоположение источника. Азимутальный угол определяется посредством аппроксимации наилучшего решения для микросейсмических данных, используя методы анализа годограмм для обеих Р- и Sволн. Этот анализ проводится в оформленных в виде окон интервалах данных, которые были сдвинуты в обратном времени для выравнивания времен прибытия в кадре общего окна. Соответствующие временные сдвиги определяются из вычисленных времен прибытия Р- и Sволн из возможного местоположения источника к каждому приемнику. Местоположение источника в этой плоскости находится посредством исследования разности между временами прибытия Р- и S- волн к двум или более (предпочтительно, по меньшей мере, трем) приемникам. Наиболее вероятным местоположением источника является то, для которого разности между временами прибытия Р- и S-волн к каждому приемнику наиболее точно аппроксимируются оценочными разностями времен прохождения на основе местоположения источника, характеристик скорости распространения в пласте и методов оценки времен прохождения. Для инструмента, состоящего из трех приемников, имеются 15 различных разностей времен прибытия, которые необходимо рассматривать, т.е. по три для каждого из Pi-Pj, Si-Sj, P1-Sj, Р 2-Sj и Р 3-Sj. Положения в x-z плоскости выстраиваются по азимуту, что обеспечивает то, что наивысшая степень выравнивания этих времен прибытия является наиболее вероятным местоположением источника. Еще в одном варианте воплощения настоящего изобретения, устройство помещается в скважину, и контролируются сигналы с двух приемников с целью определения того, проник ли гидравлический разрыв на выбранную глубину в пласте вокруг скважины. Краткое описание чертежей В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретных вариантов его воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи,на которых фиг. 1 иллюстрирует скважину, имеющую проходящий из нее гидравлический разрыв, и 7 подвешенное в ней устройство, согласно первому варианту воплощения настоящего изобретения; фиг. 2 изображает схему электронных компонентов, используемых в устройстве согласно одному из вариантов воплощения настоящего изобретения; фиг. 3 изображает блок-схему, иллюстрирующую принципиальные шаги одного из варианта воплощения способа оценки источника микросейсмического события, согласно настоящему изобретению; фиг. 4-9 иллюстрируют шесть компьютерно-генерируемых изображений экрана дисплея,используемых в осуществлении способа фиг. 3 для оценки источника микросейсмического события; фиг. 10 - второй вариант воплощения настоящего изобретения, используемый в осуществлении способа, показанного на фиг. 3-9. Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения Как показано на фиг. 1, скважина 10, пронизывающая пласт 12, содержит обсадную колонну 11 и гидравлически разорвана, чтобы образовать вертикальный разрыв 14 в пласте 12,проходящий из этого пласта. Микросейсмическое событие 20 возникает в плоскости гидравлического разрыва 14. Устройство 30 настоящего изобретения помещали в некоторой точке обсадной колонны 11, имеющей перфорации 16, используя проводную линию связи 18, которая может представлять собой известную электрическую проводную линию связи из семи проводников, или,как описано ниже, волоконно-оптический кабель или медный провод для передачи цифровых данных. Ствол скважины 10 может быть расположен в любом выбранном направлении,хотя в настоящем описании упоминается вертикальный ствол скважины. Устройство 30 содержит приемные блоки 32, 34, а также электронный модуль 36. Электронный модуль 36 также может содержать датчик давления и температуры, гидрофон, гироскопический указатель направления или инклинометр, или другие типы инструментов. Приемные блоки 32, 34 прижимаются, соответственно, прижимами 32 А и 34 А к обсадной колонне 11, с силой, достаточной для того, чтобы гарантировать, что они отслеживают перемещение обсадной колонны, по меньшей мере, до самых высоких частот детектируемой сейсмической энергии. Отклонители 32 Б, 34 Б могут быть использованы для увеличения эффективности прижимной силы. Приемники 32, 34 предпочтительно содержат трехкомпонентные сейсмоприемники или акселерометры, например три ортогональных сейсмоприемника или акселерометра, хотя в некоторых применениях необязательно, чтобы датчики использовались во всех трех направлениях. Предпочтительно, чтобы прижимнаясила, 002412 8 приложенная зажимами 32 А, 34 А, была равна,по меньшей мере, половине полного веса инструмента, но может быть и в несколько раз больше. Зажимы 32 А, 34 А могут приводиться в действие любым источником силы, но предпочтительно они приводятся в действие электродвигателем, который может управляться с поверхности с использованием хорошо известных методов. К устройству могут быть добавлены дополнительные приемники, подобные приемникам 32, 34, при этом каждый приемник находится на расстоянии от других приемников. Расстояние между приемными блоками 32,34 выбирается достаточным для того, чтобы сделать поправку на измеряемую разность во времени прибытия акустических волн от микросейсмических событий, которые возникают на значительных расстояниях от скважины. Приемники предпочтительно разнесены, по меньшей мере, на 3,05 м (10 футов), что должно быть адекватно измерению разностей времен прибытия Р-волн, возникающих от микросейсмического события, происходящего на удалении от скважины и значительно выше или ниже плоскости, перпендикулярной инструменту, но более предпочтительно, приемники разнесены, по меньшей мере, на 9,14 м (30 футов). Приемники предпочтительно помещаются на противоположных концах инструмента. К инструменту могут быть добавлены ударные штанги для увеличения веса инструмента для вхождения в скважину под давлением. Наличие двух трехкомпонентных приемников на инструменте обеспечивает возможность определения того,где происходит микросейсмическое событие выше или ниже инструмента, и, таким образом,будет разрешать 180 неопределенность, присутствующую в инструментах уровня техники,поскольку акустическая энергия от события будет достигать первым приемника, ближайшего к событию. Максимальное расстояние между приемниками или длина инструмента, обычно должны ограничиваться длиной доступного лубрикатора(смазывающего устройства), если устройство используется в скважине, которая имеет давление на поверхности, когда инструмент опускается в скважину или поднимается из нее. Лубрикатор представляет собой устройство, прикрепляемое к устью скважины для уплотнения вокруг проводной линии связи, используемой для поддерживания инструмента в скважине. Максимальная длина стандартного лубрикатора составляет около 27,43 м (90 футов). Соединения между приемниками 32, 34 и электронным модулем 36 предпочтительно являются гибкими для обеспечения возможности осевого изгиба, когда приемники находятся в прижатом состоянии, но достаточно жесткие,чтобы предотвратить значительную деформацию скручивания. Важно, чтобы угол между приемниками по оси инструмента был постоян 9 ным, когда инструмент находится в скважине,таким, чтобы азимутальный угол каждого приемника мог определяться по отношению к другому приемнику и к значениям ориентации инструмента в скважине, такого как гироскоп. Чтобы минимизировать передачу акустической энергии между приемниками, соединения 35 предпочтительно являются меньшими в диаметре, чем электронный модуль 36 или приемники 32, 34. Чтобы минимизировать вес и обеспечить подходящие механические свойства соединений 35, соединения 35 предпочтительно являются трубами, которые предпочтительно изготавливают из титана, но могут быть сделаны из любого металла, имеющего подходящие физические свойства. Также может быть использован кабель или шланг, состоящий из жил, сплетенных таким образом, чтобы иметь высокое сопротивление к деформации скручивания. Жесткость соединительных труб 35 предпочтительно выбирается такой, чтобы обеспечить возможность изгиба инструмента в искривленных стволах скважин, когда прижимная сила прикладывается прижимами 32 А, 32 Б. Изгиб позволяет приемникам 32, 34 присоединяться к стене обсадной колонны 11 и, таким образом, обеспечивать контакт с обсадной колонной 11 по большей площади, что имеет выгоду увеличения интенсивности сигнала от источника акустической энергии, находящегося вне обсадного крепления. Кривизна скважин на тех промежутках, где должен проходить инструмент, может быть измерена способами, хорошо известными в уровне техники. Эта кривизна, наряду с механическими свойствами соединительных труб, предпочтительно используется для вычисления изгиба соединений 35, когда приложена прижимная сила, чтобы гарантировать, что приемники присоединяются к стене обсадной колонны в скважине посредством прижимной силы. В качестве примера приводятся размеры различных компонентов инструмента, предназначенного для использования в буровых скважинах; приемники 32, 34 могут быть диаметром 6,6 см (2,6 дюйма), корпус электронного модуля 36 - диаметром 5,72 см (2,25 дюйма), а соединения 35 могут быть диаметром 4,06 см (1,6 дюйма). В дополнение к компонентам, показанным на фиг. 1, инструмент может иметь "амортизирующую вставку," присоединенную к дну, для минимизации ударов инструмента при перемещении по скважине. Корпус электронного модуля 36 включает компоненты сегмента "нижней части скважины" схемы, иллюстрируемой на фиг. 2. На входы схемы поступают сигналы от шести датчиков в направлениях х, у и z в приемных блоках 32, 34,а также сигналы постоянного напряжения из вспомогательных инструментов, таких как датчик давления, датчик температуры, локатор муфт (обсадной колонны), или импульс синхронизации времени. Каждый из этих сигналов по 002412(ГУН) 42, имеющий выбранную центральную частоту. Эти частоты могут находиться в диапазоне от приблизительно 3 КГц до приблизительно 20 КГц. Вместо ГУН может быть использован генератор пропорциональной полосы,или IRIG генератор. Центральная частота каждого ГУН, принимающего сигнал из датчика,выбирается такой, чтобы отличаться от центральной частоты других ГУН на величину,достаточную для того, чтобы дать припуск на ширину полосы частот, адекватную передаче сигналов датчиков. Эксперименты по наблюдению микросейсмических событий во время гидравлического разрыва показали, что события могли бы адекватно анализироваться с частотами ниже приблизительно 1000 Гц. Вокруг центральной частоты каждого ГУН, принимающего сигнал датчика, была выбрана ширина полосы частот приблизительно по 5 процентов с каждой стороны от центральной частоты. Несущие частоты являются логарифмически равноразнесенными для оптимальной фильтрации и разнесения каналов на поверхности. Было обнаружено,что величина "перекрестной помехи" между сигналами, передаваемыми по проводной линии связи, сильно увеличивается на высоких частотах, а также имело место заметное ослабление на частотах выше 20 КГц. Поэтому было сделано заключение, что самая высокая несущая частота должна находиться в диапазоне приблизительно 20 КГц, а также то, что для разделения каждого отдельного канала потребовалась бы четкая фильтрация сигналов на поверхности. Несущие частоты и частотно-модулированные отклонения выбираются таким образом, чтобы пересечение краев полосовых фильтров с их ближайшими соседями происходило при амплитудах, меньших, по крайней мере, на 40 Дб по сравнению с амплитудой на пиковой частоте. Было обнаружено, что частоты, указанные для каждого ГУН на фиг. 2, являются хорошим компромиссом между минимизацией перекрестных помех и ослаблением девяти каналов сигналов, передаваемых по проводной линии связи,состоящей из семи проводников длиной 6401 м(21000 футов), при сохранении достаточного разрешения сигнала. Заметим, что частотное разнесение на низких частотах может быть уменьшено только до 1 КГц для использования в передаче вспомогательных (не сейсмических) сигналов, имеющих более низкую полосу частот. Сигнал ГУН может состоять из модулированной по крутизне волны в виде последовательности треугольных импульсов, синусоидального или другого подходящего повторяющегося сигнала. В схеме нижней части скважины, показанной на фиг. 2, сигналы из трех ГУН подаются в схему 44 смесителя для каждой группы центральных частот. В схеме смесителя сигналы проходят через фильтр нижних частот(ФНЧ), чтобы сгладить волновую форму и ослабить нечетные гармоники, каждый канал усиливается на калиброванное значение, чтобы повысить высокие частоты, и сигналы складываются. Выход из каждого миксера подается на первичную обмотку трансформаторов 46. Было обнаружено, что во избежание сильного ослабления на более высоких частотах необходимо, чтобы трансформатор 46 был низкоимпедансным. Этот трансформатор был специально построен для телеметрии данных. Он предпочтительно имеет ферритовый стержень и рассчитан для работы вплоть до 100 КГц при температуре до 200. Сигнал с временным мультиплексированием подается на отвод средней точки вторичной обмотки трансформатора 46, принимающего промежуточную частотную полосу, а вторичная обмотка этого трансформатора подается на отводы средней точки двух других трансформаторов, так что выходы всех трех трансформаторов подаются на четыре проводника проводной линии связи для передачи сигналов на поверхность. В альтернативном варианте воплощения электроники, выходы ГУН, которые показаны на фиг. 2, подаются в схему с одним миксером,и выход миксера подается на первичную обмотку одного трансформатора. В этом варианте воплощения, вторичная обмотка трансформатора питает только два проводника проводной линии связи. Тогда другие проводники, если они вообще есть, доступны для других сигналов. Электронный модуль 36 может также включать схему сжатия динамического диапазона для каждого сигнала сейсмографа. Это позволит улавливать больше микросейсмических событий, которые больше или меньше, чем те,которые улавливаются в противном случае. Например, для сжатия диапазона входных напряжений от -25 до +25 В до диапазона от -5 до +5 В, может вырабатываться квадратный корень аналогового сигнала. Проводная линия 18 связи фиг. 1 выходит из скважины 10 и на поверхности подключается к "наземному" электронному блоку (не показан). Электронные компоненты наземного электронного блока показаны на фиг. 2. Смешанные частотные сигналы из проводников 48 проводной линии связи питают трансформаторы 50, а трансформатор промежуточных частот имеет отвод в средней точке, на который подается сигнал с временным мультиплексированием. Вторичная обмотка каждого трансформатора питает схему 52 автоматической регулировки усиления (АРУ) для каждой группы частот. Затем сигналы фильтруются посредством полосового фильтра/АРУ 54. Фильтр очень важен для обеспечения успешной работы ЧМ частотномодулированной телеметрической системы. Предпочтительно, система фильтров используется для того, чтобы производить ослабление 12 уровня сигнала, по меньшей мере, на 40 Дб на пересечении краев соседних полос. Для этих целей подходят цифровые полосовые фильтры,например типа SGS Thomson TGS 8550 или 8551. В качестве альтернативы могут использоваться аналоговые фильтры. Затем выход фильтра запитывает схему 56, которая включает в себя преобразователь напряжение-частота,состоящий из высокоскоростной дискретизирующей схемы компаратора, для того, чтобы определить период каждой волны. Цифровой отсчет временных интервалов преобразуется в аналоговый сигнал с помощью цифроаналогового преобразователя. Затем, аналоговые сигналы от каждого акустического датчика и других инструментов могут быть отображены или записаны. В альтернативном варианте воплощения настоящего изобретения, проводная линия 18 связи (фиг. 1) содержит кабель, имеющий одну или более волоконно-оптических жил, для того,чтобы сделать возможной передачу в масштабе реального времени мультиплексированных цифровых данных с акустических датчиков,расположенных в нижней части скважины, на электронные приборы, находящиеся на поверхности, а также одну или несколько стандартных металлических жил для передачи питания к инструменту, приведения в действие двигателей зажимов, контроля датчика локатора муфт обсадной колонны и использования гироскопического инструмента. В этом варианте воплощения электронный модуль 36 будет включать схему преобразования в цифровую форму, расположенную в нижней части скважины (не показана), для преобразования аналоговых выходных сигналов от многочисленных датчиков в цифровую форму. Коэффициенты усиления схемы преобразования в цифровую форму могут быть фиксированными или, возможно, варьируемыми под управлением сигналом с поверхности. Затем преобразованные в цифровую форму сигналы должны мультиплексироваться и подаваться в приемопередатчик (не показан),для преобразования цифровых электронных сигналов в световые импульсы для передачи на поверхность по волоконно-оптическим жилам. В этом варианте воплощения настоящего изобретения, данные от микросейсмических событий передаются на поверхность в реальном масштабе времени, без необходимости хранения данных в нижней части скважины. Таким образом, инструмент способен отслеживать появление микросейсмических событий непрерывным способом, без периодов бездействия и без холостых циклов. На поверхности соответствующий приемопередатчик (не иллюстрируется) будет принимать световые импульсы, затем преобразовывать их в цифровую форму и демультиплексировать сигнал. После этого оцифрованные выходные данные с датчиков, расположенных в 13 нижней части скважины, будут непосредственно доступными с наземного блока, для сохранения в цифровой компьютерной системе без дополнительного преобразования. При желании, цифровые сигналы могли бы быть преобразованы обратно в аналоговую форму, а затем записаны на ленту для непрерывной аналоговой хронологии и архивирования данных. Вышеописанная система преобразования в цифровую форму и передачи данных, расположенная в нижней части скважины, могла бы быть полной заменой для частотномодулированной телеметрической системы данных, показанной на фиг. 2. Данные с других обычных датчиков, расположенных в нижней части скважины, (например таких, как локатор муфт обсадной колонны, датчик температуры,датчик давления и/или импульс временной синхронизации), могут быть переданы на поверхность в оцифрованной форме по волоконнооптической жиле или, альтернативно, в аналоговой форме по обычным металлическим жилам. Было показано, что для передачи цифровых данных в масштабе реального времени в форме электрических импульсов также может использоваться медный провод. Следовательно,в другом варианте воплощения, для передачи цифровых данных вместо волоконнооптических жил используются медные провода. В этом варианте воплощения используется технология высокоскоростных модемов для передачи оцифрованных и мультиплексированных данных к совместимому блоку приемопередатчика на поверхности. Фиг. 3 изображает блок-схему, иллюстрирующую принципиальные операции предпочтительного варианта воплощения способа оценки источника микросейсмического события, а фиг. 10 иллюстрирует устройство, используемое при осуществлении предпочтительного способа. На фиг. 10 изображено устройство 4, которое имеет три пространственно разнесенных акустических приемника R1, R2 и R3 данных оси х и оси у (а не два приемника, как описано выше). В дополнение, могут использоваться один или более каналов по оси z для того, чтобы определить полярность события. Предпочтительный способ может быть осуществлен с использованием либо телеметрической системы передачи частотно-модулированных данных, как описано выше в связи с фиг. 2, либо системы передачи мультиплексированных цифровых данных с использованием волоконно-оптических жил или медных проводов, как описано выше. Соответственно, электронные модули 6, 7 на фиг. 10 могут содержать подходящее оборудование для любого типа передачи данных. Способ основан на следующих физических свойствах микросейсмических сигналов: записанные сигналы состоят из первоначального прибытия волны сжатия (Р- волны), за 14 которым через некоторое время следует прибытие сдвиговой волны (S-волны); направление Р-волны устанавливается по вектору на приемнике, указывающему на источник микросейсмического события, а S-волна ортогональна вектору Р-волны. Таким образом,для источников, удаленных от буровой скважины, годограмма или перестроенный график х-у части Р-волны с выделенными временными окнами генерирует эллипс, главная ось которого выравнивается с азимутом к источнику, а годограмма S-волны образует эллипс, главная ось которого перпендикулярна линии от приемника до местоположения источника; скорость распространения Р-волны (или"медлительность") составляет p, а медлительность S-волны составляет s (выраженные в единицах: время прохождения на единицу длины). Р-волна распространяется быстрее, так что р меньше, чем s. Для времен прохождения Рволны и S-волны tp1 и ts1, соответственно, и для расстояния D1 от местоположения источника до приемника R1 времена прохождения могут быть вычислены из выражений tp1 = D1s и ts1 = D1p. Подобные отношения сохраняются для времен прохождения tp2 и ts2 (и расстояния D2) для приемника R2, а также для времен прохождения tp3 и ts3 (и расстояния D3) для приемника R3. Для вычисления эффективных средних медлительностей Р-волн и S-волн в земных слоях с различными свойствами могут быть использованы различные способы, известные в уровне техники. Специалистам должно быть понятно, что способ применяется на практике предпочтительно с использованием соответственно запрограммированного цифрового компьютера. Такие специалисты могли бы легко разработать компьютерное программное обеспечение для выполнения способа на основе изложенных здесь технических средств. Последующее описание проиллюстрирует выполнение предлагаемого способа с использованием интерактивной программы графического компьютерного программного обеспечения,которая была разработана как интерпретативная и гибкая в использовании. Программа состоит из шести базовых изображений экрана дисплея,которые используются интерактивно для проверки данных о событиях, инициализации решения, а затем уточнения оценки для определения наиболее вероятного местоположения источника. Однако возможны и другие реализации изобретенного способа. Соответственно, последующее описание предназначено только для целей иллюстрации и не должно считаться ограничением рамок изобретения. Шесть базовых изображений экрана дисплея интерактивной программы программного обеспечения иллюстрируются на фиг. 4-9. На каждой из этих фигур позиция 150 обозначает 15 внешнюю границу экрана дисплея компьютера. Должно быть понятно, что в реальной практике эти шесть изображений экрана дисплея используют набор различных цветов для помощи пользователю в идентификации и интерпретации данных. Шесть базовых изображений экрана дисплея имеют некоторые общие черты. Например, имеется общая компоновка текста в верхнем левом углу каждого изображения экрана дисплея. В этом тексте "azim 121w" означает,что азимут к текущему местоположению оценочного источника составляет N121E, и событие находится на западной стороне скважины(азимут вычисляется от 0 до 179, соответствуя направлениям стандартного компаса, а обозначения восточный "е" и западный "w" используются для указания стороны буровой скважины,где происходит событие); "х/z 60/2265" означает, что текущее местоположение оценочного источника находится на глубине 690,4 м (2265 футов) и в области 18,29 м (60 футов) от буровой скважины; "e/n -51/31" означает, что текущее местоположение оценочного источника находится на расстоянии 15,55 м (51 фут) к западу (отрицательное к востоку значение) и на расстоянии 9,45 м (31 фут) к северу от буровой скважины; "i/n 1008/60" означает, что текущая установка для изображений экрана дисплея,представленных в виде окон, должна начинаться с окна с индексом 1008 и отображать 160 временных выборок из каждой серии данных; "zh2o 0" - измерение расстояния вдоль буровой скважины от приемника R1 до гипотетического местоположения источника, используемого для исследования возможности распространения энергии по стволу скважины на акустической скорости воды или стали; "rms 0,36 0,18 1,17" означает, что среднеквадратичное значение данных (измерение стандартного отклонения) составляет 0,36 для приемника R1, 0,18 для приемника R2 и 0,17 для приемника R3; обозначения "РР", "SS", "P1S", "P2S" и "P3S" и замечания, за каждым из которых следует три прямоугольника, используются для указания того, что засечки временных разностей (обсуждается ниже) установлены, если соответствующий прямоугольник заполнен цветом соответствующих траекторий точек на чек на изображении экрана дисплея "отображение решения" (фиг. 8). Как показано на фиг. 3, х- и у-данные, соответствующие микросейсмическому событию от каждого из трех приемников, считываются в компьютерную память из накопителя (операция 100), а затем преобразуются относительно северного и восточного направления земных координат, (операция 102). Это преобразование выполняется посредством вращения координат на угол, определяемый азимутом рычага прижима инструмента и ориентацией геофона, используя хорошо известные тригонометрические соотношения. Хотя это не является абсолютно необходимым для способа, преобразование к 16 северному и восточному направлениям земных координат позволяет определить местоположение источника по отношению к известным направлениям на поверхности. Фиг. 4 иллюстрирует изображение экрана дисплея "отображение события", которое используется для наблюдения данных, когда пользователь непрерывно перемещает изображение по файлу записанных событий. Временные последовательности данных, записанные каждым из трех приемников R1, R2 и R3, показаны преобразованными к северным и восточным компонентам. Каждый из трех графиков состоит из двух траекторий, траектории Р-волны и траектории S-волны для рассматриваемого приемника. Заметим, что длительность микросейсмических событий, показанных на фиг. 4, составляет менее 300 мс. На входе экрана "отображение события",текстовые данные в левом верхнем углу соответствуют первоначальному местоположению события. Текстовые данные на экране "отображение события" (и всех других изображениях экрана дисплея) непрерывно обновляются, по мере того, как продолжается анализ событий. Первоначальное положение может быть установлено программой к местоположению предыдущего события, или, возможно, к некоторому произвольному местоположению, такому как направление на восток, на глубине верхнего приемника, на расстоянии 30,48 м (100 футов) от скважины. Первоначальное местоположение решения не является критичным для способа,однако, если новое событие локализуется вблизи предыдущего события, то соответствующая инициализация может ускорить решение для текущего события. Записанные события анализируются, используя экран "отображение события", для определения того, являются ли записанные сигналы похожими на микросейсмические по природе (некоторые записанные наборы данных не являются таковыми), или же события оказываются интерпретируемыми. Существуют записанные события, которые создают значительные сигналы только в одном приемнике, и было установлено, что они, вообще говоря, являются не интерпретируемыми событиями, и, вероятно,были прогенерированы вблизи буровой скважины. Пользователь продолжает анализировать отдельное событие, если оно оказывается интерпретируемым. Следующей операцией способа является инициализация решения (позиция 104 на фиг. 3). Результаты этого шага отображены на экране"отображение разметки", пример чего показан на фиг. 5. На фиг. 5 сформированные в виде окон части (например, от 75 до 125 мс) данных горизонтальной составляющей показаны без применения временных сдвигов. Курсоры 200,202 и 204 используются для идентификации времен прибытия Р-волны, а курсоры 206, 208 и 17 210 используются для идентификации времен прибытия S-волны. Курсоры задаются с использованием оценки текущего местоположения источника, показанной в левом верхнем углу экрана, а связанные с ними времена tP1, tS1, tP2,tS2, tP3 и tS3 прохождения вычисляются так, как описано выше. Из-за того, что разности времен прохождения измеряются, а момент события неизвестен и подлежит оценке, существует одна степень свободы, соответствующая одному курсору, который должен быть принят и размещен вручную. Этот курсор известен как "точка привязки". Решение инициализируется выбором одного из времен прибытия Р-волны или Sволны на одном из приемников в качестве положения точки привязки (операция 106 на фиг. 3). По умолчанию, для привязки выбирается время прибытия Р-волны события с наибольшей амплитудой, однако, при желании могут быть использованы любые другие времена прибытия Р- и S- волн. Движение текущего местоположения источника должно отражаться посредством изменений положений оставшихся пяти свободных курсоров. Положение курсора привязки не изменяется при изменении местоположения источника. Перестроенные графики-годограммы данных Р-волны и S-волны с выделенными временными окнами, показанные на левой стороне экрана "отображение разметки" используются для настройки азимутального угла источника(операция 108 на фиг. 3). Текущее местоположение источника показывается и текстом, и в графической форме,обозначенное в x-z плоскости посредством черного квадратика с линиями, направленными к изображению инструмента на левой границе части временной последовательности изображения экрана дисплея. Местоположение источника может варьироваться в четырех направлениях(вверх, вниз, влево, вправо). Когда местоположение источника варьируется на экране "отображение разметки", курсоры 200, 202 и 204 Рволн и курсоры 206, 208 и 210 S-волн, а также изображения годограмм (описанные ниже) будут изменяться, для того, чтобы отражать изменения в акустических временах прохождения от обновленных местоположений источника до каждого приемника. На фиг. 5 также показаны курсоры 212 и 214, показывающие возможные времена прибытия для событий вблизи буровой скважины, которые могли бы распространяться со скоростью сейсмических волн в воде (приблизительно 1463 м/с (4800 футов/сили в стали (приблизительно 5181,6 м/с (17 000 футов/с. "Отображение разметки" позволяет демонстрировать на экране такие события. Азимутальный угол к местоположению источника может и не быть хорошо установленным при входе на экран "отображение разметки". Может оказаться возможным обновить азимут по этому отображению, используя две 18 годограммы, расположенные по нижней левой стороне отображения. Они являются уменьшенными версиями экрана "отображение горизонтальной годограммы" (фиг. 7), обсуждаемого ниже. Перестроенные графики-годограммы обновляются для временных окон вблизи каждого из местоположений курсоров Р- и S-волн, соответствуя временным сдвигам, применяемым на экране "отображение выравнивания" (фиг. 6),что обсуждается ниже. Из экрана "отображение разметки" могут быть выбраны засечки временных разностей,как описано подробно ниже. Эта задача, по существу, является одной из задач распознавания того, что в текущем местоположении источника одна из пятнадцати временных разностей Р-Р, SS, или P-S приблизительно согласована и легко может быть "фиксированной". На следующей операции способа (операция 110 на фиг. 3) решение уточняется. Операция 110 содержит интерактивное уточнение выбора окна и вращение азимутального угла (операция 112), а также регулировку местоположения источника для максимизации выравнивания Р-Р, S-S, или P-S волновых форм и для фиксации временных разностей (операция 114). Для уточнения решения используются два изображения экрана дисплея "отображение выравнивания" (фиг. 6) и "отображение горизонтальной годограммы" (фиг. 7)."Отображение выравнивания" (фиг. 6) используется для уточнения решения посредством поиска максимальной степени выравнивания волновых форм с временным сдвигом. При применении подходящих временных сдвигов для исключения вычисленных временных разностей волновые формы могут быть подогнаны точнее посредством выравнивания начальных частей каждой составляющей прибытия Р- и Sволн. Для подготовки экрана "отображение выравнивания" данные горизонтальной составляющей преобразуются из восточных и северных составляющих в соответствующие составляющие вдоль перпендикулярных Р- и S-осей. Р-ось ориентируется по текущему азимуту к источнику, а S-ось ориентируется перпендикулярно к направлению на источник. Таким образом, Р- и S-оси образуют правую систему координат, полученную посредством вращения координат на азимутальный угол, и отклик датчика в восточных и северных составляющих может быть представлен в Р- и S-системе координат. Энергия Р-волны могла бы быть первоначально представлена откликом по Р-оси, а энергия S-волны могла бы главным образом улавливаться вдоль S-оси. Вследствие преобразований мод и рассеяния, некоторая часть энергии Рволны обычно находится на S-оси, и наоборот. На экране "отображение выравнивания" данные Р-оси изображаются графически с обратными временными сдвигами, используя вре 19 мена прохождения Р-волны от текущего местоположения источника до каждого приемника. Данные S-оси изображаются графически с использованием соответствующих обратных временных сдвигов S-волны. Эти значения временных сдвигов получаются из внутреннего множества времен прохождения между каждой точкой сетки в x-z плоскости и каждым из приемников для обоих Р- и S-составляющих. Времена прохождения могут быть вычислены посредством одного или нескольких способов, известных специалистам. Альтернативно, разности времен прохождения между каждым значением и минимальным временем прохождения из набора,соответствующего значениям в конкретной точке сетки, могут быть использованы для обращения временного сдвига данных. Это осуществление относительного временного сдвига является предпочтительным, так как оно более эффективно использует ресурсы компьютера. В последующем обсуждении обозначенияPi и Pj соответствуют данным по оси Р после обратного временного сдвига на величины, определяемые временами прохождения Р-волны между текущим местоположением источника иi-ый приемником и j-ый приемником, соответственно. Аналогично, обозначения Si и Sj соответствуют данным по оси S после обратного временного сдвига на величину, определяемую временами прохождения S-волны между текущим местоположением источника и i-ый приемником и j-ый приемником, соответственно. Поскольку, вообще говоря, S-волна является более медленной, чем Р-волна, обычно обратный временной сдвиг S- волны является большим, чем аналогичный параметр для Р-волны, приводя к относительному сдвигу энергии S-волны влево на экране "отображение выравнивания". Временная последовательность данных,показанная на правой стороне экрана "отображение выравнивания", делится на пять секций,состоящих из следующих перестроенных графиков, идущих сверху вниз: Pi - Pj, Si - Sj, P1 - Sj,P2 - Sj и Р 3 - Sj. Движение текущего местоположения источника вызывает сдвиг волновых форм по мере того, как обновляются временные сдвиги для нового местоположения источника. Это способствует новой локализации источника,до тех пор, пока не будет получено желаемое выравнивание. Оптимальное местоположение источника будет тем, которое достигает наибольшей степени выравнивания первоначальной энергии на каждой волновой форме на экране "отображение выравнивания". На этом отображении разности времен прибытия могут быть зафиксированы для целей интерпретации наиболее вероятного местоположения источника на экране"отображение решения" (фиг. 8), обсуждаемом ниже. Процесс "фиксации" временной разности состоит в визуальном выборе разности времен прибытия (обычно используя временные разно 002412 20 сти от пика до пика, и необязательно, разности времен от начала до начала), с распознаванием того, было ли достигнуто выравнивание и с выбором согласованной разности времен прибытия волновой формы, подлежащей сохранению. Сразу после фиксации временной разности, на экране "отображение решения" будет построена траектория точек, соответствующая этой временной разности (фиг. 8), как далее описывается ниже. Поскольку данные на экране "отображение выравнивания" подготавливаются в качестве значений соответствующих составляющих по направлениям, параллельному и перпендикулярному к местоположению источника, исправления в оценке азимута вызовут изменения в Р иS последовательностях данных, показанных на экране "отображение выравнивания". Маленькие годограммы в нижней левой стороне соответствуют окнам данных на правой стороне. Верхняя Р-годограмма представляет данные,соответствующие временным сдвигам для Рволны в верхней части справа, а нижняя Sгодограмма является окном данных временных сдвигов для S-волны в соседней части. На примере фиг. 6 очевидно ортогональное вращение энергии от первых данных для Р-волны к последующим данным для S-волны. Это отображение может быть использовано для уточнения азимутального угла, или, альтернативно, может быть использована увеличенная версия экрана "отображение горизонтальной годограммы" (фиг. 7). Фиг. 7 изображает экран "отображение горизонтальной годограммы", который может использоваться для определения азимутального угла к источнику. Диаграмма на левой стороне состоит из горизонтальных сигналов, графически изображенных в виде зависимости северной составляющей от восточной, с обратными временными сдвигами для Р-волны, соответствующими верхней части экрана "отображение выравнивания" (фиг. 6). Аналогично, правая сторона изображает горизонтальные составляющие с обратными временными сдвигами для времен прохождения S-волны. Эти окна, следовательно,состоят из горизонтального отклика с обратным временным сдвигом для соответствующего типа волновой формы (Р или S). Посредством использования сдвинутых по времени составляющих облегчается одновременное согласование азимутов для всех приемников, а также времена прибытия обеих Р-волн и S-волн могут быть одновременно подобраны подходящими для соответствующих направлений прибытия. На фиг. 7 имеются дополнительные статистические данные, для того, чтобы показать результаты численной регрессии данных в пределах окна, относительно задачи подгонки эллипса в направлении источника (Р-волна) или ортогонально к этому направлению (S-волна). В примере, показанном на фиг. 7, для азимута к источнику 123, данные для Р-волны должны 21 быть ориентированы так, а данные для S-волны должны быть ориентированы вдоль направления 33, как указано в верхней части текстовых блоков над каждой годограммой. Показаны результаты отдельных регрессий для данных для каждого приемника; в случае временного окна Р-волны результаты регрессии составляют 127(R2 = 0,94) для приемника R1, 133 (R2 = 0,98 ) для приемника R2 и 111 (R2 = 0,99) - для приемника R3. Результаты регрессии и значения R2 определяются, используя специальную регрессивную подпрограмму, разработанную для анализа годограмм. Этот способ является превосходным для стандартной линейной регрессии в декартовых координатах, хотя эта задача в большинстве случаев представляется в полярных координатах. Для всех возможных азимутальных угловот 0 до 179 выполняются следующие вычисления для данных в пределах выделенного временного окна, для индексов от р до q Переменные ui соответствуют проекции горизонтального отклика датчика вдоль азимутального угла , а переменные Vi являются проекцией, ортогональной к этому направлению. Переменные ni и ei относятся, соответственно, к северной и восточной составляющим горизонтального отклика датчика. Значение , которое максимизирует R2, является решением регрессии, поскольку R2 статистически измеряет сумму квадратов значений вдоль азимутального направления по отношению к полной сумме квадратов. Это значение максимизируется для наиболее вероятного азимутального направления. Аналогичным образом, что и для годограммы Р-волны, может быть проведен регрессивный анализ для эллипса горизонтального отклика, соответствующего данным после обратного временного сдвига для прибытия Sволны. Поскольку нет уверенности в том, что Рволна затухает ко времени прибытия S-волны,то хорошая регрессивная аппроксимация может быть, а может и не быть получена на основании годограммы S-волны, показанной на правой стороне фиг. 7. Данные полевых испытаний показали достаточно хорошие результаты для годограммы S-волны, частично из-за того, что амплитуда S-волны обычно больше, чем амплитуда Р-волны. Фиг. 8 представляет экран "отображение решения". Правая сторона отображения состоит из изображения x-z полуплоскости, ориентированной вдоль азимутального угла к источнику и проходящего через ось буровой скважины. Буровая скважина проходит вдоль левого края этой плоскости, и изображение инструмента также показано на этой оси. В этой плоскости построены диаграммы бокового удаления х и 22 глубины z текущего местоположения источника, с линиями к верхнему и нижнему приемникам инструмента, что также можно увидеть из фиг. 5 и 6. Решение может быть получено посредством построения последовательности выравнивания времен прибытия, "выполнения засечек",как в терминологии морской навигации, и посредством построения соответствующих траекторий точек для каждой такой засечки. Общее пересечение этих траекторий будет определять наиболее вероятное местоположение источника для события. В известном уровне техники морской навигации, положение корабля может быть определено посредством измерения ориентации стрелки компаса на два или более буя или береговых объекта, и посредством построения линий на морской карте через эти объекты под измеренными углами. Пересечение этих линий определяет местоположение корабля. В еще более близкой аналогии, локализация корабля методом навигационной системы Loran состоит в определении двух или более траекторий точек на карте, которые соответствуют измеренным временным разностям на различных радиочастотах. Местоположение корабля находится на пересечении этих двух траекторий. Аналогичный подход используется в этом анализе микросейсмических данных, в котором пятнадцать разностей времен прибытия могут быть использованы для определения до пятнадцати траекторий точек. Первоначально нет траекторий, показанных для события на фиг. 8. Разность времен прибытия может быть установлена из экрана"отображение разметки" (фиг. 5) и экрана "отображение выравнивания" (фиг. 6). По мере определения этих временных разностей, возвращение к экрану "отображение решения" (фиг. 8) будет показывать постепенно растущее количество траекторий, соответствующих тем, которые быть установлены. Линии, исходящие от буровой скважины, будут построены для постоянных временных разностей Р - Р или S - S, и круговая траектория будет показана для постоянных Р - S временных разностей (операция 116 фиг. 3). Когда пользователь установил достаточное число временных разностей, так что имеется отчетливое пересечение, как показано на фиг. 8,можно считать, что местоположение события определено в x-z плоскости. На этом изображении экрана дисплея, для показа числа пересечений траекторий в каждой точке сетки, предпочтительно используется кодирование цвета. Чтобы получить оценку местоположения с высокой точностью, важно достичь значительного смешения пересечений траекторий. Хотя для определения местоположения источника требуется только два пересечения Р Р или S -S, оценка области не будет очень точной, если событие не является очень близким к 23 буровой скважине. Для расчета с более высокой точностью круговой траектории, которая пересекает эти линейные траектории, полезно использовать одно или более пересечений Р - S. Аналогично, оценка местоположения из двух траекторий Р - S будет значительно улучшена посредством пересечения с одной или более Р Р или S - S траекторий. На левой стороне экрана "отображение решения" есть два изображения годограмм, одно для окна Р-волны и одно для окна S-волны. Они являются уменьшенными версиями тех,которые показаны на экране "отображение горизонтальной годограммы" (фиг. 7) и являются доступными для подтверждения правильной азимутальной ориентации. Наконец, фиг. 9 представляет собой экран"отображение вертикальной годограммы". На этом экране горизонтальная составляющая х вдоль азимутального направления является абсциссой, а вертикальный z-отклик является ординатой. Времена прохождения Р-волны использовали для обратного временного сдвига таким образом, чтобы выбор окна соответствовал верхней части экрана "отображение выравнивания" (фиг. 6). На этом экране также видно линию, представляющую угол наклона от приемника к текущему местоположению источника. Эта линия будет ориентироваться вверх или вниз в зависимости от того, на какой стороне буровой скважины локализовано событие. Наиболее вероятная ориентация получается посредством достижения наилучшей аппроксимации между линией наклона и годограммой данных в x-z плоскости. Местоположение источника может изменяться между западной и восточной сторонами буровой скважины, приводя к перевертыванию линии наклона от приемника к текущему местоположению источника. Кадр окна также может модифицироваться из этого изображения экрана дисплея до тех пор, пока не будет разрешена неопределенность местоположения события(операция 118 на фиг. 3), для того, чтобы вычисления учитывали два возможных местоположения источника на противоположных сторонах скважины. Заметим, что в текущей конфигурации инструмента записывается z канал только из верхнего приемника. Дополнительное подтверждение местоположения источника могло бы быть установлено с помощью дополнительных z каналов. Хотя блок-схема на фиг. 3 показывает прогнозируемый порядок различных операций,должно быть понятно, что для облегчения итерационных расчетов между различными изображениями экрана дисплея для получения наиболее эффективного решения местоположения источника, должен быть разработан инструмент программного обеспечения. 24 До сих пор здесь был описан способ определения местоположения источника микросейсмического события. Устройство и способ настоящего изобретения также применимы к случаю непрерывной акустической волны из источника, который должен быть локализован. В таких случаях выбирается окно данных, состоящее из выбранного числа временных выборок. Затем повторяется такая же процедура, как описано выше. Когда устройство и способ настоящего изобретения применяются к детектированию степени гидравлического разрыва, устройство может быть помещено в одном местоположении в буровой скважине, из которой проходит разрыв, или может быть помещено в многочисленных местоположениях, и микросейсмические события детектируются из каждого местоположения. Устройство может быть помещено в скважину, из которой проходит разрыв, или может быть помещено в смещенную скважину. Если особенно важно определить, проходит ли гидравлический разрыв за пределы зоны введения текучей среды в нагнетательной скважине, то устройство может быть помещено в одно из многочисленных местоположений вблизи возможного барьера для потока текучей среды, а также может быть использовано для определения того, произошли ли микросейсмические события на стороне барьера, противоположной зоне введения, используя вышеописанные методы. Наблюдалось, что сигналы от микросейсмических событий могут быть приняты через многочисленные группы труб в скважине. Например, в скважине, имеющей обсадную колонну диаметром 13,97 см (51/2 дюйма), подвешенную в обсадной колонне диаметром 33,97 см(133/8 дюйма) и проходящую до дна только частично, интенсивность сигнала от взрыва небольшого пробного заряда была только незначительно ослаблена, когда устройство было прижато к обсадной колонне диаметром 13,97 см (51/2 дюйма), а не к обсадной колонне диаметром 33,97 см (133/8 дюйма). Следовательно,устройство настоящего изобретения может быть помещено внутри многочисленных концентрических групп труб и вышеописанный способ может быть использован для определения источника микросейсмических событий. Хотя настоящее изобретение первоначально было описано относительно предшествующих вариантов воплощения, должно быть понятно, что в вышеописанных вариантах воплощения могут быть сделаны вариации и модификации в пределах сущности и рамок изобретения в соответствии с приложенной формулой изобретения. 25 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Устройство для определения местоположения источника акустических волн в земле,содержащее инструмент, имеющий продольную ось, приспособленный соединяться с проводной линией для обеспечения возможности помещения инструмента в скважине и содержащий отдельные сегменты, взаимосоединенные вдоль продольной оси, по меньшей мере, два сегмента содержат акустические приемники, прикрепленные к инструменту способом, предотвращающим значительную деформацию скручивания одного акустического приемника относительно другого акустического приемника, каждый акустический приемник включает выдвижное средство для прикладывания силы для прижатия акустического приемника к скважине и имеет два ортогональных акустических датчика,лежащих в плоскости, по существу, перпендикулярной к продольной оси инструмента, и способных производить электрический сигнал в ответ на акустическую волну, падающую на него, при этом, по меньшей мере, один сегмент содержит электронное средство, способное, по существу, к непрерывной передаче электрических сигналов на поверхность земли в реальном масштабе времени. 2. Устройство по п.1, в котором проводная линия включает, по меньшей мере, одну волоконно-оптическую жилу, а электронное средство включает схему преобразования в цифровую форму для преобразования электрических сигналов в цифровые сигналы и приемопередатчик для преобразования цифровых сигналов в световые импульсы для передачи на поверхность земли по волоконно-оптическим жилам. 3. Устройство по п.1, в котором проводная линия связи включает, по меньшей мере, одну медную жилу, а электронное средство включает схему преобразования в цифровую форму для преобразования электрических сигналов в цифровые сигналы, и модем для передачи цифровых сигналов на поверхность земли по медным жилам. 4. Устройство по п.1, которое включает, по меньшей мере, три акустических приемника, и,по меньшей мере, один акустический приемник включает третий акустический датчик, ортогональный к двум другим акустическим датчикам. 5. Способ определения местоположения источника акустических волн в земле, содержащий следующие операции: помещение в скважину на проводной линии связи устройства, содержащего, по меньшей мере, два пространственно разнесенных акустических приемника, каждый из которых включает выдвижное средство для прикладывания силы для прижатия акустического приемника к скважине и имеет два ортогональных акустических датчика, лежащих в плоскости, по существу, перпендикулярной к оси скважины, и спо 002412 26 собных производить электрический сигнал в ответ на акустическую волну, падающую на него, и электронное средство для передачи электрических сигналов на поверхность земли в реальном масштабе времени; прижатие акустических приемников к скважине; использование акустических датчиков для детектирования акустических волн и для генерации электрических сигналов в ответ на них; передача электрических сигналов на поверхность земли; использование электрических сигналов на поверхности земли для вычисления местоположения источника акустических волн. 6. Способ по п.5, в котором устройство имеет продольную ось, проходящую через пространственно разнесенные акустические приемники, акустические волны включают волны сжатия и волны сдвига, и использование электрических сигналов на поверхности земли для вычисления местоположения источника акустических волн дополнительно содержит следующие операции: использование методов анализа годограмм для обеих волн сжатия и волн сдвига для определения азимутального угла от устройства к источнику акустических волн; использование азимутального угла для задания плоскости, содержащей продольную осьустройства и источник акустических волн; определение в масштабе реального времени разностей между начальными временами прибытия волн сжатия и волн сдвига к акустическим приемникам; оценка разностей времен прохождения для обеих волн сжатия и волн сдвига от множества возможных местоположений источника, находящихся в упомянутой плоскости, до акустических приемников; выбор, в качестве местоположения источника акустических волн, возможного местоположения источника, для которого оценочные разности времен прохождения наиболее близко аппроксимируют разности времен в масштабе реального времени. 7. Способ по п.5, в котором устройство имеет продольную ось, проходящую через пространственно разнесенные акустические приемники, акустические волны включают в себя волны сжатия и волны сдвига, и использование электрических сигналов для вычисления местоположения источника акустических волн дополнительно содержит следующие операции: использование методов анализа годограмм для обеих волн сжатия и волн сдвига для определения азимутального угла от устройства к источнику акустических волн; использование азимутального угла для задания плоскости, содержащей продольную ось устройства и источник акустических волн; 27 сдвигание времен прибытия волн сжатия и волн сдвига акустическим приемникам на основе вычисленных времен прохождения от возможных местоположений источника, находящихся в упомянутой плоскости, до акустических приемников; выбор в качестве местоположения источника акустических волн возможного местоположения источника, которое, по существу, максимизирует выравнивание сдвинутых во времени волн сжатия и волн сдвига. 28 8. Способ по п.5, в котором, по меньшей мере, один из акустических приемников включает третий акустический датчик, ортогональный к двум другим акустическим датчикам,причем данные из третьего акустического датчика используются для разрешения неопределенностей в местоположении источника акустических волн.