Способ определения пространственного распределения свойств геологической среды

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ Способ определения пространственного распределения свойств геологической среды включает получение сейсмических данных в исследуемой области геологической среды. Данные электромагнитной разведки с управляемым источником собираются практически в той же исследуемой области. Для каждого типа данных - сейсмических данных и данных электромагнитной разведки - генерируется начальная модель геологической среды. Кроме того,данные могут включать гравиметрические данные, данные о магнитных полях, сейсмические данные любого вида и скважинные данные. Каждая модель оптимизируется по крайней мере по одному параметру модели. Проверяется совместимость моделей и по крайней мере один параметр модели корректируется, оптимизация и проверка совместимости повторяются до тех пор, пока модели не окажутся совместимыми. Ограничения последовательно получаются из наборов данных и также участвуют, где это возможно, во взаимной проверке и коррекции с другими относящимися к пласту данными. Область, к которой относится изобретение Изобретение относится в общем к электромагнитной разведке с управляемым источником. Более конкретно, изобретение относится к способам совместной или комплексной интерпретации данных электромагнитной разведки с использованием переходных процессов, в которых получаются петрофизические данные, или к способам, позволяющим идентифицировать геологические формации упрощенными методами. Сведения о предшествующем уровне техники Электромагнитная геофизическая разведка включает, в частности, разведку с управляемым источником. Электромагнитная разведка с управляемым источником предусматривает ввод электрического тока в геологическую среду или наведение в ней магнитного поля и измерение значений напряженности электрических и/или магнитных полей, индуцированных в электродах, антеннах и/или магнитометрах,расположенных на (или вблизи) поверхности Земли или морского дна. Эти электрические и/или магнитные поля (вторичных поля) индуцируются вводимыми в геологическую среду токами и/или магнитными полями источников. Электромагнитная разведка с использованием управляемых источников для известного уровня техники предусматривает в типичных случаях ввод переменного тока в геологическую среду морского дна. Переменный ток характеризуется одной или несколькими выбранными частотами. Этот вид электромагнитной разведки известен как электромагнитная разведка с управляемым диапазоном частот (далее ЭМРч). Способы ЭМРч описаны, например, в публикации Sinha М.С., Patel P.D., Unsworth M.J., OwenT.R.E., and MacCormack M.G.R. "Морская система электромагнитного зондирования с управляемым источником", "Marine Geophysical Research", 1990, 12, 29-68. Другие публикации, в которых описываются физические процессы при электромагнитной разведке геологической среды и интерпретация данных ЭМР, включают публикацию Edwards R.N., Law L.K., Wolfgram P.A., Nobes D.C., Bone M.N., Trigg D.F.,and DeLaurier J.M. "Первые результаты эксперимента MOSES: определение удельной проводимости и толщины морских осадочных формаций фиорда Бухта Бьют (Британская Колумбия) с использованием экваториального магнитометрического электрозондирования", "Geophysics", 1985, v. 50, No. 1, 153-160;Edwards R.N., "Об оценке ресурсов морских газогидратных отложений с использованием электродипольно-электродипольного метода переходных электромагнитных процессов в геологической среде морского дна", "Geophysics", 1997, v. 62, No. 1, 63-74; Chave A.D., Constable S.C., and Edwards R.N. "Способы ЭМР морского дна", "Investigation in geophysics", 1991, No. 3, "Electromagnetic methods in applied geophysics",1991, v. 2, приложение, часть В, 931-966; и Cheesman S.J., Edwards R.N., and Chave A.D. "О теории картирования удельной проводимости геологической среды морского дна с использованием систем на основе переходных процессов", "Geophysics", 1987, v. 52, No. 2, 204-217. Далее описываются несколько патентных публикаций, в которых изложены различные аспекты электромагнитной разведки геологической среды. В патенте US No. 5770945, полученном Constable, описывается магнитотеллурическая система (с естественными источниками) для нефтеразведочных работ на дне моря. Раскрываемая здесь система включает первый стойкий к давлению водонепроницаемый блок,содержащий процессор, связанные по переменному току пост-усилители магнитного поля и усилители электрического поля, второй стойкий к давлению водонепроницаемый блок, содержащий акустическую систему навигации/отделения, четыре хлорсеребряных электрода, установленных на штангах, и по крайней мере два соленоидальных датчика магнитной индукции. Все эти элементы совместно устанавливаются на изготовленном из пластмассы и алюминия каркасе вместе с якорем и приспособлениями для поддержания плавучести, служащими для размещения системы на морском дне. Акустическая система навигации/отделения служит для определения местоположения измерительной системы с использованием отражения акустических импульсов, генерируемых судовым акустическим навигационным устройством; она также может принять команду "освободиться", инициализирующую отделение от якоря, благодаря чему всплывающий модуль поднимается на поверхность и может быть извлечен из воды. Электроды, служащие для измерения электрического поля, сконфигурированы в виде заземленных дипольных антенн. Штанги, с помощью которых электроды установлены на каркас, расположены Х-образно, создавая два ортогональных диполя. Два ортогональных диполя служат для измерения суммарного электрического векторного поля. Датчики магнитного поля представляют собой многовитковые проволочные катушки (соленоиды) с сердечником из мю-металла, измеряющие магнитные поля в частотном диапазоне,обычно используемом при наземной магнитотеллурической разведке. Соленоиды датчиков магнитного поля помещаются в стойкий к давлению водонепроницаемый блок и соединяются с регистрирующим модулем стойкими к давлению водонепроницаемыми кабелями. Регистрирующий модуль содержит усилители, служащие для усиления сигналов, получаемых от различных датчиков и поступающих далее к процессору, управляющему синхронизацией, регистрацией,сохранением и операциями включения/выключения питания. Временная память и память большой емкости предоставляется процессором и/или его периферийными устройствами. В патенте US No. 6603313 В 1, полученном Srnka, раскрывается применяемый на поверхности способ оценки свойств геологических формаций/фильтрационно-емкостных свойств пласта, при котором положение и среднее удельное сопротивление среды в областях, примыкающих сверху, снизу и в гори-1 018423 зонтальном направлении к выбранной формациям, определяются сначала с использованием геологических и геофизических данных о ближней окрестности формаций. Затем определяются такие размеры и частота зондирования электромагнитного источника, при которых максимизируются (приблизительно) генерируемые в геологической формации вертикальные и горизонтальные электрические токи; при этом используются данные о расположении и средних значениях удельного сопротивления среды. Затем активируется электромагнитный источник, расположенный на (или вблизи) поверхности и находящийся приблизительно над выбранной геологической формацией, а массив приемников измеряет ряд компонент вторичного электромагнитного поля. С использованием геологических и геофизических данных определяются ограничения на геометрические и электрические параметры. Наконец, данные о вторичном электромагнитном поле обрабатываются с учетом ограничений на геометрические и электрические параметры для построения (в результате решения обратной задачи) диаграмм зависимости вертикального и горизонтального удельного сопротивления от глубины. Если желательно, полученные в результате решения обратной задачи диаграммы зависимости удельного сопротивления от глубины могут рассматриваться совместно с геологическими и геофизическими данными для оценки свойств флюидов и глинистых составляющих пласта. В патенте US No. 6628110 В 1, полученном Eidesmo и др., раскрывается способ определения природы подземного пласта, для которого в некотором приближении известны местоположение и геометрия. Раскрытый способ включает индуцирование изменяющегося во времени электромагнитного поля в стратах, содержащих пласт, измерение характеристик поля вторичных электромагнитных волн и анализ влияния пласта на измеряемые характеристики вторичного поля с целью определения на основе анализа содержимого пласта. В патенте US No. 6541975 В 2, полученном Strack, раскрывается система генерации диаграмм для геологической формации, окружающей проникающую в нее скважину. Удельное сопротивление в формации измеряется с использованием замеров по постоянному току, удельная проводимость и удельное сопротивление в формациях измеряются с использованием метода становления поля на некотором временном интервале или замеров по переменному току. Измеряется также скорость распространения в формации акустических волн (далее - акустическая скорость). Результаты измерений удельного сопротивления по постоянному току и удельной проводимости, выполненных методом становления поля для электромагнитного сигнала на некотором временном интервале, результаты измерений удельного сопротивления, выполненных методом становления поля для электромагнитного сигнала на некотором временном интервале, и результаты измерений акустической скорости используются в комплексе для генерации представления ("снимка") геологической формации. В международной заявке на патент WO 0157555 А 1 раскрывается система для обнаружения подземного пласта или для выяснения его природы, если местоположения и геометрия пласта известны благодаря проведенным ранее сейсмическим исследованиям. Электромагнитное поле индуцируется передатчиком или генератором, находящимся на морском дне, и измеряется с помощью антенн, также расположенных на морском дне. Чтобы определять природу пласта, о существовании которого известно, во вторичных волнах пытаются выделить составляющую, обусловленную преломленными волнами. В международной заявке на патент WO 03048812 А 1 раскрывается способ электромагнитной разведки для исследования области, ранее идентифицированной как область, потенциально содержащая подводный углеводородный пласт. Способ включает получение первого и второго наборов данных разведки, выполняемой для случаев, когда электромагнитный источник ориентирован параллельно или перпендикулярно направлению раскрытия антенн одного приемника или разных приемников. Изобретение также затрагивает вопросы планирования разведки с использованием данного способа и вопросы анализа полученных данных, которые в совокупности позволяют контрастно сопоставить вклад в собранные приемником данные гальванической составляющей сигналов, индуктивные эффекты и влияние затухания сигналов; эти эффекты сильно зависят от локальных свойств покрышки продуктивной свиты, перекрывающей воды и воздух в исследуемой области. Это считается очень важным для успешного использования данных электромагнитной разведки для определения запасов углеводородов и выделения соответствующих пластов из структур, принадлежащих другим классам. В патенте US No. 6842006 В 1, полученном Conti и др., раскрывается электромагнитное измерительное устройство для морского дна, предназначенное для получения подводных магнитотеллурических измерений, относящихся к геологическим формациям. Устройство включает центральный блок с манипуляторами, прикрепленными к нему с поворотной подвижностью. Манипуляторы с поворотной подвижностью позволяют легко развернуть и свернуть систему. Электроды и магнитометры, прикрепленные к каждому манипулятору, служат для измерения электрических и магнитных полей соответственно; магнитометры удалены от центрального блока, а поэтому магнитные поля, создаваемые в нем, не регистрируются. Способ выполнения измерений на морском дне предусматривает измерение электрических полей на некотором расстоянии от центрального блока и измерение магнитных полей в тех же областях. В патенте US No. 5467018, полученном Rueter и др., раскрывается система поисково-разведочных работ для коренной породы. В системе используются переходные процессы, генерация которых осуществляется в виде резких переходов в потоке сигналов, вводимых генератором в геологическую среду. Вторичные электрические токи, индуцированные таким способом, измеряются несколькими приемниками. Измеренные величины поступают от приемников к центральному блоку. Измеренные величины, получаемые от приемных модулей, переводятся в цифровую форму и сохраняются в пунктах измерений, а центральный блок соединен с пунктами измерений телеметрической связью. Через телеметрическую связь данные из памяти для данных в приемных модулях могут последовательно передаваться центральному модулю. В патенте US No. 5563913, полученном Tasci и др., раскрываются способ и устройство для измерений удельного сопротивления геологической среды осадочного характера. Данные используются для разработки и отображения усовершенствованной схемы областей аномального удельного сопротивления. Такая усовершенствованная схема областей аномального удельного сопротивления связана с расположенными на разных глубинах, вплоть до геологического основания осадочного слоя, складками или моноклиналями, служащими ловушками для нефти и газа, и помогает обнаружить эти ловушки. Устройство, находящееся на поверхности грунта, включает электрогенератор, связанный с передатчиком, представляющим собой некоторой длины провод с заземленными электродами. Когда с пункта генерации сигналов через передатчик и провод посылаются прямоугольные импульсы тока, имеющие большую амплитуду и продолжительный период, в среде индуцируются вторичные вихревые токи. Вихревые токи вызывают изменения магнитного поля в среде, которые могут быть измерены на поверхности Земли с помощью магнитометра или соленоида. Изменения магнитного поля воспринимаются и регистрируются в виде изменяющегося во времени напряжения в каждом пункте зондирования. Информация о вариациях удельного сопротивления геологических формаций извлекается из данных об амплитуде и форме измеренных характеристик вторичного магнитного поля, которые после применения соответствующих математических уравнений наносятся на график/диаграмму как функции времени. Размещение пунктов зондирования подобно размещению точек на графике/диаграмме, что обеспечивает возможность получения карт изолиний региона и разрезов, отражающих изменение удельного сопротивления геологических формаций. Ограничением способа ЭМРч, известным для данного состояния техники, является то, что его применение обычно ограничено относительно большими морскими глубинами, составляющими примерно 800-1000 м, или большими величинами отношения глубины моря к глубине пласта (глубина пласта измеряется от морского дна), большими чем примерно 1,5-2,0. Типичное исследование по способу ЭМРч на море может быть описано следующим образом. От гидрографического судна идут кабели, соединенные с электродами, расположенными вблизи морского дна. Источник электроэнергии на судне подает питание на электроды таким образом, что ток выбранной величины протекает через поверхность морского дна в находящуюся ниже геологическую среду. На выбранном расстоянии ("смещении") от электродов источника на морском дне помещают электроды приемника, соединенные со схемами измерения напряжения, которые могут находиться как внутри приемника, так и на судне. Значения напряжений, наведенных в электродах приемника, далее анализируются с целью извлечения информации о структурных и электрических свойствах геологических формаций среды. Другим способом электромагнитной разведки геологических формаций среды, известным в данной области, является электромагнитная разведка с использованием переходных процессов с управляемым источником (ЭМРпп). При ЭМРпп электрический ток вводится в геологическую среду через поверхность Земли способом, подобным способу, применяемому при ЭМРч. Электрический ток может представлять собой постоянный ток. В выбранный момент ток выключается и на поверхности Земли измеряются вторичные электрические и/или магнитные поля, обычно с регистрацией моментов времени на выбранном интервале. Информация о структуре геологической среды извлекается из распределения во времени значений напряженности индуцированных полей электрической и/или магнитной напряженности. Способы ЭМРпп описаны, например, в публикации Strack, K.-M. "Поисково-разведочные работы с использованием глубинных переходных электромагнитных процессов", "Elsevier", 1992, 373 с. (переиздана в 1999 г.). Публикация заявки на патент US 2004/232917 связана со способом картирования областей, контрастных по удельному сопротивлению, с использованием многоканальных измерений, выполняемых при переходных электромагнитных процессов на (или вблизи) поверхности Земли с использованием по крайней мере одного источника, устройств измерения данных о реакции системы и по крайней мере одного приемника для измерения вторичных сигналов, т.е. реакции геологической среды. Все сигналы от одной или нескольких пар "источник-приемник" обрабатываются с целью восстановления соответствующей"импульсной передаточной функции", т.е. реакции геологической среды на электромагнитные импульсы,и указанные импульсные передаточные функции (или результаты некоторых преобразований таких функций) представляются так, чтобы получить отображение областей, контрастные по удельному сопротивлению. Указанные система и способ дают возможность определить положение и идентифицировать геологические формации, содержащие флюиды, и отслеживать движение флюидов. Альтернативно, ток,поступающий от источника, может изменяться более сложным образом, например, как псевдослучайная двоичная последовательность, при том условии, что ток остается в достаточной мере постоянным после каждого изменения в течение времени, достаточного для почти полного затухания вихревых токов. Для построения комплексной модели геологической среды особенно полезным является сочетание данных электромагнитной разведки с данными, полученными при сейсмической разведке и других петрофизических исследованиях. В частности, сейсмические данные чувствительны к различиям в скорости распространения упругих волн и к различиям в плотности геологической среды. Сейсмические данные легко использовать непосредственно при идентификации геологических формаций, содержащих газ в пустотах. Сейсмические данные оказываются менее полезными, чем данные электромагнитной разведки,для выделения нефтеносных свит, так как скорость переноса сейсмической энергии для нефтеносных пород примерно равна аналогичной скорости для водоносных пород. Данные электромагнитной разведки, с другой стороны, являются непосредственно применимыми, когда требуется отличить нефтеносные слои от водоносных слоев, благодаря различной электропроводности нефти и воды. Однако данные электромагнитной разведки оказываются менее полезными, если требуется отличить нефтеносные формации от газоносных, так как нефть и газ имеют примерно равную электропроводность. Следовательно, существует потребность в том, чтобы иметь возможность объединять данные сейсмической разведки с данными электромагнитной разведки, в частности иметь возможность определять структуру и содержание флюидов в нефтеносных, газоносных и водоносных пластах. В данной области существуют способы комбинирования данных, полученных в результате исследований различных вида, для получения объединенных, или комплексных, моделей геологической среды. Один способ такой комплексной интерпретации описан в патенте US No. 5870690, полученном Frenkel и др. Способ, описанный в указанной публикации, включает генерацию исходной модели геологических формаций на интервале, представляющем интерес. Начальная модель включает слои, каждый из которых характеризуется определенной геометрией, удельным сопротивлением, плотностью и акустической скоростью. Акустические данные и данные электромагнитной разведки синтезируются на основе исходной модели в соответствии с конкретным проектом геофизического исследования. Выявляются различия между синтезированными данными и данными полевых измерений, выполненных в рамках того же проекта. Начальная модель корректируется, и этап синтеза данных и выявления различий повторяется; процесс повторяется до тех пор, пока различия не станут достаточно малыми; таким образом,строится окончательная модель геологических формаций. Этап корректировки включает определение ограничений, или связей, которые связывают между собой акустическую скорость и удельное сопротивление геологических формаций, и генерацию матрицы, обратной или псевдообратной якобиану, состоящему из функций чувствительности для удельного сопротивления и скорости распространения акустических волн как функций от параметров, задающих геометрию и ограничения/связи. Ограничивает применимость способа, раскрытого в патенте '690 Frenkel и др., при комплексной интерпретации данных сейсмической разведки и электромагнитной разведки тот факт, что каждый набор данных является результатом совершенно разных характеристик реакции геологических формаций на воздействия. Из-за различий в характеристиках обращение составного якобиана с целью получения глобального минимума функции ошибок и, следовательно, окончательная модель, могут дать результаты,которые или не являются оптимальными или же представляют собой физически нереализуемые состояния геологической среды. Таким образом, существует потребность в способе комплексной интерпретации, комбинирующем данные геологических исследований двух или большего числа видов и дающем возможность получать окончательную модель, более адекватно отражающую реальное состояние геологической среды. Сущность изобретения Согласно одному аспекту изобретения предлагается способ определения пространственного распределения свойств геологической среды, который включает генерацию исходных моделей геологической среды по одной модели для каждого из типов данных: сейсмических данных и данных, полученных при электромагнитной разведке с использованием переходных процессов с управляемым источником(ЭМРпп), которые по каждому типу собирают, по существу, в одной и той же исследуемой области геологической среды, оптимизацию каждой исходной модели по крайней мере по одному параметру модели, проверку совместимости моделей между собой и корректировку по крайней мере одного параметра модели и повторение оптимизации и проверки совместимости моделей до тех пор, пока модели не окажутся, по существу, совместимыми. По крайней мере один из вышеупомянутых параметров модели может являться объемом порового пространства. По крайней мере один из вышеупомянутых параметров модели может являться коэффициентом насыщения порового пространства водой. В вышеуказанном способе согласно настоящему изобретению могут дополнительно осуществляться измерения, относящиеся по крайней мере к одному из следующих свойств: магнитотеллурическим,гравитационным и свойствам магнитного поля Земли, которые производят в одной и той же, по существу, исследуемой области, генерация модели распределения подстилающих пород и наложение на исходные модели геологической среды ограничений, вытекающих из смоделированного распределения подстилающих пород. В вышеупомянутой генерации модели распределения подстилающих пород может включаться ге-4 018423 нерация исходной модели подстилающих пород для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля, оптимизация каждой исходной модели подстилающих пород для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля относительно по крайней мере одного параметра модели, проверка совместимости оптимизированных моделей подстилающих пород для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля, корректировка по крайней мере одного параметра модели для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля,повторение оптимизации и проверки совместимости моделей для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля до тех пор, пока модели подстилающей породы, построенные для всех свойств (магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля) не окажутся, по существу, совместимыми. Вышеуказанный способ согласно настоящему изобретению может включать в себя наложение на каждую из моделей, в том числе и связанных с сейсмическими данными и электромагнитными данными,ограничений, вытекающих из измерений, выполненных в скважине, пробуренной вблизи исследуемой области. Вышеупомянутые измерения могут включать по крайней мере одно из измерений следующих величин: удельного сопротивления, плотности и акустической скорости. Вышеупомянутые электромагнитные данные могут являться данными электромагнитной разведки с использованием переходных процессов с управляемым источником. Настоящее изобретение в своем втором аспекте предлагает также способ определения пространственного распределения свойств геологической среды, включающий получение сейсмических данных в исследуемой области геологической среды и получение данных электромагнитной разведки с использованием переходных процессов с управляемым источником, по существу, в той же исследуемой области. В вышеуказанном способе согласно второму аспекту изобретения могут дополнительно осуществлять повторение получения в исследуемой области геологической среды данных по крайней мере одного из следующих видов: сейсмических данных и данных электромагнитной разведки с использованием управляемого источника, повторение генерации исходной модели геологической среды для каждого из следующих типов данных: сейсмических данных и данных электромагнитной разведки с управляемым источником, повторение оптимизации каждой модели по крайней мере по одному параметру модели,повторение проверки совместимости моделей, корректировку по крайней мере одного параметра модели,повторение оптимизации и проверку совместимости до тех пор, пока модели не окажутся, по существу,совместимыми, и определение изменений в пространственном распределении межфлюидного контакта в пласте за время между получением сейсмических данных и данных электромагнитной разведки с управляемым источником и повторным получением данных. В вышеописанном способе согласно второму аспекту изобретения дополнительно может осуществляться определение объема флюидов, удаленных из пласта и введенных в пласт, с учетом из изменений в пространственном распределении, сравнение определенного объема флюидов с измеренным объемом флюидов, извлеченных из пласта или закачанных в пласт, и корректировку пространственного распределения, выполняемую так, чтобы определенный объем, по существу, соответствовал измеренному объему. В вышеуказанном способе согласно второму аспекту изобретения может дополнительно предусматриваться сравнение определенного по данным пространственного распределения с моделируемым пространственным распределением, полученным программой моделирования пластов, и исправление определенного по данным пространственного распределения таким образом, чтобы оно соответствовало,по существу, пространственному распределению, полученному посредством программы моделирования пластов. Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидными из следующего далее описания и прилагаемой формулы изобретения. Перечень фигур, чертежей и иных материалов На фиг. 1 показана морская система электромагнитной разведки с использованием переходных процессов (ЭМРпп), в которой применяется горизонтальный электрический дипольный источник тока и сейсмический источник. На фиг. 2 показана морская система электромагнитной разведки с использованием переходных процессов (ЭМРпп), в которой применяется вертикальный электрический дипольный источник тока. На фиг. 3 показан массив датчиков ЭМРпп, расположенных на нескольких опускающихся к дну океана кабелях и служащих для сбора данных, согласно изобретению. На фиг. 4 показана система сбора сейсмических данных, которая может применяться в некоторых вариантах. На фиг. 5 показан один вариант датчика системы ЭМРпп для океанского дна. На фиг. 6 показан альтернативный способ ввода в геологическую среду ЭМ-энергии, использующий магнитные поля. На фиг. 7 представлена блок-схема программы, реализующей один вариант способа, соответствующего изобретению. На фиг. 8 представлен один вариант комплексной интерпретации данных для определения структуры и состава геологической среды, использующий способ, описанный со ссылками на фиг. 7. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения На фиг. 1 показан один вариант экваториальной системы электромагнитной разведки с использованием переходных процессов с управляемым источником (ЭМРпп), использующей способы, соответствующие различным аспектам изобретения. Система включает гидрографическое судно 10, которое перемещается по заранее заданной схеме по поверхности водной среды 11, например поверхности озера или океана. Судно 10 включает, кроме того, средства активации источников, регистрирующее и навигационное оборудование, обозначенное как целое позицией 12 и которое далее будет называться системой сбора данных. Система 12 сбора данных включает управляемый источник электрического тока, подающий питание на электроды 16 А, 16 В (буксируемые в водной среде 11 вблизи дна 13) для ввода электрического поля в геологические формации 15, 17, расположенные ниже дна 13. Она содержит также сейсмический источник 9. Система 12 сбора данных включает средства определения в любое время геодезического положения судна 10, которое может быть выполнено, например, с помощью глобальной системы позиционирования (GPS) или аналогичной системы. Система 12 сбора данных включает оборудование для передачи сигналов от одного или нескольких регистрирующих буйков 22. Регистрирующие буйки 22 принимают и запоминают сигналы от каждого датчика 20 из набора датчиков ЭМРпп, установленных на дне 13. Датчики могут быть размещены вдоль кабеля 18. Кабель 18 может быть кабелем одного из видов кабелей, применяемых для связи с сейсмическими датчиками, развертываемыми на дне, и известных в данной области как "океанские донные кабели". Датчики 20 измеряют различные параметры электрических и/или магнитных полей, возникающих под действием электрических полей, индуцированных в геологической среде током, проходящим через электроды 16 А, 16 В. О датчиках 20 подробнее говорится ниже со ссылками на фиг. 5. Регистрирующие буйки 22 могут содержать телеметрические устройства(отдельно не показаны) для передачи данных, извлеченных из принятых сигналов, на судно 10, и/или могут сохранять сигналы до более позднего опроса системой 12 сбора данных или другой опрашивающим системой. Источник тока (отдельно не показан) на судне 10 соединен с электродами 16 А, 16 В кабелем 14 А. Кабель 14 А сконфигурирован так, что электроды 16 А, 16 В могут буксироваться практически горизонтально вблизи дна 13, как показано на фиг. 1. В данном варианте электроды могут быть разнесены на расстояние примерно 50 м, и на них можно подать такое питание, чтобы через электроды 16 А, 16 В протекал ток, составляющий примерно 1000 А. Это создает дипольный момент, эквивалентный моменту,генерируемому при электромагнитной разведке на практике (обычной для данной области), когда используется диполь передатчика длиной 100 м и применяется ток силой 500 А. В любом случае дипольный момент источника может составлять примерно 5104 ампер-метров. Ток, подаваемый на электроды 16 А, 16 В передатчика, может представлять собой постоянным ток, который выключается, когда индекс момента времени становится равным нулю. Должно быть ясно, однако, что выключение постоянного тока является лишь одним из способов изменения силы тока, применимых для возбуждения переходных электромагнитных процессов. В других вариантах ток можно включать, изменять его полярность или включать/выключать в соответствии с некоторой псевдослучайной двоичной последовательностью, а также использовать любую комбинацию таких последовательностей переключений. См., например, публикацию Duncan P.M., Hwang A., Edwards R.N., Bailey R.C., and Garland G.D. "Разработка и применение широкополосной системы электромагнитного зондирования, использующей источник псевдошума","Geophysics", 1980, v. 45, 1276-1296, где имеется описание способа, при котором переключения выполняются в соответствии с псевдослучайной двоичной последовательностью. Приведенное выше описание дано в терминах так называемой электромагнитной разведки с использованием переходных процессов с управляемым источником (ЭМРпп). Этот вид электромагнитной разведки имеет несколько преимуществ перед другими видами электромагнитной разведки, что смогут оценить специалисты в данной области. В других вариантах могут использоваться различные виды электромагнитной разведки, например электромагнитная разведка с управляемым диапазоном частот(ЭМРч). В данном варианте при включении/выключении тока, протекающего через электроды 16 А и 16 В передатчика, данные об электрических и/или магнитных полях, снятые различными датчиками 20, записываются (с отметками времени) регистрирующими буйками 22 и/или системой 12 сбора данных, что зависит от конкретной конфигурации регистрирующего и/или телеметрического оборудования регистрирующих буйков 22 и системы 12 сбора данных. Система, показанная на фиг. 1, может включать компоненты, служащие для сбора сейсмических данных практически одновременно со сбором данных электромагнитной разведки. Гидрографическое судно 10 на фиг. 1 может буксировать источник 9 сейсмической энергии, например экваториальную пневматическую пушку для сейсмических исследований или набор таких пушек, собранных в виде некоторых структур, хорошо известных в данной области. На кабеле 18 могут также иметься сейсмические датчики 21, например датчики четырехкомпонентного типа, известные в данной области, включающие три геофона (или аналогичных датчика движения), у которых измерительные оси ориентированы в раз-6 018423 личных направлениях, и гидрофон (или аналогичный датчик), чувствительный к изменениям давления воды или непосредственно измеряющий давление. В ходе работ система 12 сбора данных на судне 10 в намеченные моменты времени приводит в действие источник 9 сейсмической энергии, а сейсмические сигналы, фиксируемые датчиками 21, передаются на регистрирующие буйки 22, которые регистрируют сигналы сами и/или передают их системе 12 сбора данных. На фиг. 2 показана альтернативная реализация системы генерации и регистрации сигналов, в которой электроды 16 А, 16 В передатчика размещены вдоль кабеля 14 В таким образом, что они расположены в первом приближении вертикально; конфигурация кабеля 14 В такова, что вынуждает электроды 16 А,16 В располагаться практически вертикально, как показано на фиг. 2. Подача питания на электроды 16 А,16 В, измерение и регистрация сигналов выполняются в общем так же, как было объяснено выше со ссылками на фиг. 1. На фиг. 3 показана типичная конфигурация океанских донных кабелей 18, несущих пространственно разнесенные датчики 20, служащие для сбора данных по способу ЭМРпп, в соответствии с изобретением. Каждый кабель 18 может располагаться в общем вдоль некоторой линии, проходящей в выбранном направлении над некоторой областью исследуемой геологической среды. Расстояние вдоль кабеля между датчиками 20 обозначено на фиг. 3 как х; в данном варианте оно может составлять примерно 100-200 м. Показаны регистрирующие буйки 22, которыми заканчиваются кабели 18, как объяснялось выше со ссылками на фиг. 1. Предпочтительно, чтобы кабели 18 были расположены в общем параллельно друг другу. Кабели разнесены по горизонтали на некоторое расстояние, обозначенное как у. В данном варианте предпочтительно, чтобы расстояние у было приблизительно равно расстоянию х и составляло примерно 100-200 м. При проведении исследования судно 10 перемещается по поверхности 11 воды, а система 12 сбора данных периодически подает питание на электроды 16 А, 16 В передатчика, как объяснялось выше. В некоторых вариантах питание подается на электроды 16 А, 16 В передатчика таким образом,что между моментами передачами, следующими друг за другом, судно перемещается примерно на 10 м. Сигналы, измеренные различными датчиками 20, регистрируются вместе с временными отметками, и эти отметки времени связанны с моментами подачи питания на электроды 16 А, 16 В; такая синхронизация дает возможность сделать выводы о структуре и составе геологической среды. В данном варианте судно 10 показано движущимся примерно параллельно кабелям 18. В одном варианте после движения судна в направлении, параллельном кабелям 18, судно 10, находясь намного выше положения кабелей 18 на дне 13, может двигаться и в направлении, поперечном по отношению к кабелям 18, так как находится намного выше соответствующих датчиков 20 (связанных с любым из кабелей 18), находящихся вблизи дна 13. Цель такого параллельного и поперечного движений судна 10 будет объяснена ниже. В другом варианте приемники являются автономными узлами (или узлами, связанными океанскими донными кабелями). В варианте с морской буксируемой сейсмической косой, или стримером, при исследовании океанского дна данные могут передаваться с использованием каких-либо средств телеметрии системе 12 сбора данных или регистрирующему буйку 22. Такие узлы могут содержать другие геофизические датчики, например сейсмические и гравиметрические датчики. Таким образом, в данном варианте совокупность измерений выполняется всеми датчиками 20, каждый из которых характеризуется уникальным геометрическим положением относительно электродов 16 А, 16 В передатчика. Множество измерений, каждое из которых выполняется при определенном уникальном геометрическом положении передатчика по отношению к конкретному датчику, может использоваться в некоторых вариантах для того, чтобы выполнять различные виды комбинированных или выполняемых "в стековом порядке" (т.е. организованных в виде иерархии) измерений с целью улучшения качества представлений/изображений, получаемых с помощью измерений ЭМРпп. Сейсмические данные, которые могут использоваться в различных вариантах изобретения, могут также собираться с помощью надводного оборудование для сбора данных, как показано на фиг. 4. Система сбора данных, представленная на фиг. 4, включает гидрографическое судно 10 и находящуюся на нем систему 12 сбора данных. Судно 10 может буксировать через водную толщу один или несколько сейсмических источников 9 или массивы таких источников. Судно 10 буксирует ряд стримеров 23, каждый из которых несет ряд сейсмических датчиков 21 А. Положение стримеров 23 поддерживаются таким,что они постоянно разнесены в боковом направлении относительно друг друга, что осуществляется с помощью прицепного оборудования, включающего буксировочные трос-кабели 25, соединенные с судном 10. Буксировочные трос-кабели 25 постоянно разнесены в боковом направлении благодаря воздействию водной среды на отклонители стримеров, или параваны, 27 А. Параваны 27 А постоянно разнесены по горизонтали на выбранные расстояния с помощью кабеля-распорки 27. Стримеры 23 соединяются с кабелем-распоркой 27. Сейсмические датчики 21 А могут представлять собой гидрофоны или другие датчики давления или градиента давления либо датчики, воспринимающие давление. См., например, опубликованную международную заявку на патент US Patent Application Publication No. 2004/0042341, поданную Tenghamn и др., где описаны стример "с дублированием датчиков" и его применение. Другие варианты могут включать большее или меньшее число таких стримеров 23. Соответственно, конфигурация системы сбора сейсмических данных, описанная выше, не ограничивает область, охватываемую изобретением. На фиг. 3 один вариант датчика 20 показан более подробно. Датчик 20 может быть заключен в корпус 23, изготовленный из плотного неэлектропроводного немагнитного материала, например пластмассы высокой плотности, так что датчик 20 погрузится в толщу воды и ляжет на дно (13 на фиг. 1). Электроды 26 А, 26 В, 28 А, 28 В установлены внизу корпуса 23 таким образом, что они находятся в контакте с дном(13 на фиг. 1) акватории. Электроды расположены в виде дипольных пар. Одна пара 26 А, 26 В может быть ориентирована по длине кабеля (18 на фиг. 3) и измерять напряжение вдоль направления кабеля. Другая электродная пара 28 А, 28 В может быть ориентирована в поперечном кабелю (18 на фиг. 3) направлении. Электродные пары могут быть разнесены на расстояние, составляющее примерно от 1 до 10 м. Электродные пары 26 А, 26 В и 28 А, 28 В могут быть соединены с комплексным модулем 24 усилителя/процессора цифровой обработки сигналов, служащим для преобразования снятых напряжений в цифровые последовательности, соответствующие амплитуде напряжения в выбранные моменты времени. Данный вариант датчика 20 может включать один или несколько магнитометров 30, 32, 34, ориентированных взаимно ортогонально. В данном варианте два магнитометра 30, 32 могут быть ориентированы так, что их измерительные оси направлены так же, как дипольные моменты соответствующих электродных пар 26 А, 26 В и 28 А, 28 В. Выходной сигнал от каждого магнитометра 30, 32, 34 может поступать к процессору 24 цифровой обработки сигналов. Оцифрованный выходной сигнал процессора 24 обработки сигналов может поступать к регистрирующему буйку (22 на фиг. 3) для передачи в систему сбора данных (12 на фиг. 1) или сохраняться до более позднего опроса системой сбора данных (12 на фиг. 1). В варианте, представленном на фиг. 1 и 2, для введения электрического поля в геологическую среду применяется ток, подаваемый на электроды. Альтернативой применения электрических полей является применение магнитных полей, и такое применение будет объяснено со ссылками на фиг. 6. На фиг. 6 судно 10 буксирует кабель 14 С, который соединен с двумя передатчиками, имеющими вид петли, или контура (далее - контурными передатчиками) 17 А и 17 В. Первый контурный передатчик 17 А охватывает область, перпендикулярную дну 13 акватории. Система 12 сбора данных периодически вызывает пропускание электрического тока через первый контурный передатчик 17 А. Тип электрического тока может быть любым из тех, которые описаны со ссылками на фиг. 1; в их число входят включаемый/выключаемый постоянный ток, ток, соответствующий псевдослучайной двоичной последовательности, и постоянный ток изменяемой полярности. Когда происходит изменение тока, в геологическую среду вводится переходное (не установившееся) магнитное поле, дипольный момент которого направлен вдоль mA. Одновременно с этим или несколько ранее ток подается на второй контурный передатчик 17 В. Второй контурный передатчик может быть выполнен в виде соленоида, магнитный момент которого направлен вдоль mB. Исследование с применением контурных передатчиков магнитного поля 17 А,17 В может выполняться в соответствии со схемой разведки, объясненной выше со ссылками на фиг. 3. Система, показанная на фиг. 3, может также включать средства сбора сейсмических данных, включая сейсмический источник энергии 9, буксируемый гидрографическим судном 10, и сейсмические датчики 21, расположенные на некотором расстоянии друг от друга вдоль кабелей 18. Предыдущие варианты были объяснены в контексте экваториальной электромагнитной разведки. Должно быть ясно, что предыдущие варианты применимы также к наземной разведке геологической среды. Когда проводится наземная разведка на поверхности Земли, датчики могут развертываться, в общем, по схемам, аналогичным показанным на фиг. 1 и 2. Источник энергии для исследования среды может применяться для генерации вводимого с поверхности Земли в среду электрического тока, как показано на фиг. 1, или для создания магнитных полей, как было показано и описано со ссылками на фиг. 6. Для целей установления области, охватываемой изобретением, различные устройства, применяемые при исследованиях, могут считаться расположенными выше верхней границы исследуемой области геологической среды. Верхняя граница геологической среды совпадает с дном моря для экваториальных исследований, с поверхностью грунта для наземных исследований или с верхней поверхностью плавающего льда, если проводятся исследования в соответствующих условиях. В данное изобретения может входить как составная часть сбор данных сейсмического исследования, охватывающего примерно тот же объем геологической среды, что и различные способы сбора данных с помощью ЭМРпп. Существует много способов, известных специалистам в области сейсмологии,любой из которых может быть адаптирован для применения в данном изобретении, включая приведенный в качестве примера вариант (не ограничивающий изобретение), показанный на фиг. 3. Относящиеся к геометрии детали сбора данных при сейсморазведке могут быть аналогичными тем, что описаны для сбора данных по способу ЭМРпп, а могут отличаться от них. Сейсмоприемники могут быть физически соединены тем же кабелем и могут размещаться (или не размещаться) в тех же корпусах, что и датчики ЭМРпп. В морских вариантах сейсмоприемники могут располагаться вблизи морского дна, как показано на фиг. 3, или вблизи водной поверхности на стримерах, как хорошо известно специалистам в данной области. Один вариант способа комплексной интерпретации, соответствующий изобретению, представлен блок-схемой на фиг. 7. Обычно сейсмические данные и ЭМ-данные снимаются (блоки 30 А и 30 В соответственно) в одном и том же (или практически в одном и том же) объеме геологической среды в наме-8 018423 ченной для исследования области. Такая область может быть названа районом исследований. Сейсмические данные могут быть собраны с использованием известных трехмерных сейсмических способов сбора данных, включая те способы, которые упоминались в объяснении, сопровождаемом ссылками на фиг. 3. Данные ЭМР могут быть данными ЭМРпп, собранными так, как было объяснено выше со ссылками на фиг. 1-6. Для каждого типа данных как для сейсмической разведки, так и для ЭМР исходная модель геологической среды может быть создана в блоках 32 А и 32 В соответственно с использованием подходящих способов решения обратных задач геофизической разведки, применимых к сейсмическим данным и данным ЭМРпп соответственно. Типичная модель геологической среды включает пространственное распределение геологических формаций, имеющих различные физические свойства. Характеристики пространственного распределения включают, например, глубину залегания в среде различных слоев формаций,суммарную толщину слоев, значения плотности и акустической скорости (для сейсмической модели данных), а также значения удельной проводимости (для модели данных ЭМРпп) различных слоев формаций. Вторичные характеристики, такие как коэффициент заполнения порового пространства (далее пористость) и коэффициент заполнения порового пространства водой (далее - водонасыщенность), минеральный состав структур (литология) и другие могут быть смоделированы по ранее полученным данным о плотности, акустической скорости и удельной проводимости. В блоках 34 А и 34 В для сейсмических данных и данных способа ЭМРпп соответственно выбирается (для каждой модели) один первый параметр, и затем обе модели оптимизируются по первому параметру. Оптимизация может включать, например, минимизацию разности между ожидаемыми вторичными сейсмическими сигналами, рассчитанными по оптимизированной модели, и полевыми сейсмическими данными. Соответствующая оптимизация может быть выполнена также для данных ЭМРпп. Альтернативно, параметр может представлять собой вторичный физический параметр, косвенно связанный с явными параметрами (такими как плотность, акустическая скорость, удельная проводимость) исходных моделей. Такие параметры, косвенно связанные с основными параметрами, могут включать, например,пористость покрышки продуктивной свиты, ее водонасыщенность и т.д. Эти "косвенно связанные параметры" (далее - "вторичные параметры") могут быть связаны с явными сейсмическими параметрами,явными параметрами ЭМРпп или с обоими видами параметров с помощью вспомогательных отношений. Такие отношения могут быть детерминированными, могут быть определены опытным путем или иными способами. После оптимизации каждой модели (в блоках 34 А и 34 В соответственно) модели сравниваются в блоке 36. Если модели, оптимизированные по первому выбранному параметру, совместимы друг с другом, то процесс переходит к оптимизации первой и второй моделей (в блоках 40 А и 40 В соответственно) по второму выбранному параметру. Если модели не совместимы, то значение первого параметра корректируется и оптимизация моделей и проверка совместимости моделей повторяются до тех пор, пока модели не окажутся совместимыми в существенных чертах друг с другом. При проверке совместимости сейсмические данные и данные ЭМРпп могут обрабатываться в блоках 38 А, 38 В разными способами,например, больший вес может приписываться набору данных с более высоким разрешением. Совместимость может быть установлена, когда для двух моделей минимальны различия между пространственными распределениями границ слоев и различия между сопоставимыми свойствами формаций. Сопоставимыми свойствами формации являются такие свойства, которые могут влиять как на сейсмические данные о реакции среды, так и на данные о реакции среды при ЭМРпп; такими свойствами являются, например, пористость и значения толщины слоев. После оптимизации первого выбранного параметра процесс может быть продолжен в отношении второго выбранного параметра. После выполнения в блоках 40 А. 40 В оптимизации по второму выбранному параметру полученные модели сравниваются в блоке 42 с целью проверки их совместимости. Если модели не совместимы, то второй параметр ограничивается (взвешивается) другими весами в блоках 41 А и 41 В соответственно для сейсмических данных и данных ЭМРпп, например весами, исходящими из степени разрешения. Процесс повторяется до тех пор, пока модели не окажутся совместимыми по второму параметру. Затем процесс повторяется до тех пор, пока не будет использован (в блоках 44 А, 44 В) последний выбранный параметр оптимизации модели для сейсмических данных и модели для данных электромагнитной разведки соответственно. В блоке 46 модели проверяются на совместимость, и если модели не совместимы, то последний параметр ограничивается в блоках 48 А, 48 В (взвешивается) другими весами для двух наборов данных. Процесс повторяется до тех пор, пока модели не окажутся в существенных чертах совместимыми; тогда в блоке 50 модели, оптимизированные по набору параметров, являются совместимыми в существенных чертах друг с другом. Если желательно, весь процесс решения обратной задачи, начинающийся в блоках 34 А, 34 В, может быть повторен с использованием ограничений/связей и результатов, полученных в блоках 40 А, 40 В или 44 А, 44 В. Возможным преимуществом такой комплексной интерпретации по сравнению с глобальным комплексным решением комплексной обратной задачи является то, что в моделях учитываются все данные в обоих наборах данных и, таким образом, более вероятным оказывается, что решение будет отражать фактическое пространственное распределение свойств формаций в геологической среде. Способ комплексной интерпретации 31, объясненный со ссылками на фиг. 7, применим к любым двум наборам или большему числу наборов геофизических данных разных типов, полученных при ис-9 018423 следовании одного и того же объема геологической среды. В одном варианте реализации комплексная интерпретация нескольких наборов геофизических данных различных типов выполняется так, что структурные модели и/или модели состава геологической среды могут использоваться для наложения ограничений на последующие или выполняемые параллельно интерпретации других моделей. На фиг. 8 показано применение способа комплексной интерпретации, представленного на фиг. 7, которое включает применение данных геологической разведки других типов для наложения связей/ограничений на модели структуры и состава геологических формаций. Сначала в блоках 33 А, 33 В и 33 С производится сбор геофизических данных для определения пространственного распределения подстилающей породы в геологической среде. Подстилающая порода обычно представляет собой пирогенную породу (затвердевшую магму) или метаморфическую породу (вулканическую породу или осадочную породу, которая подверглась химическому метаморфизму в результате длительного воздействия высокой температуры и давления) и, таким образом, не представляет интереса при исследовании углеводородных пластов. Типичными геофизическими данными, обычно используемыми для определения пространственного распределения подстилающей породы, являются магнитотеллурические данные 33 А. Магнитотеллурические данные включают данные измерений электрического и магнитного полей,индуцированных в Земле под воздействием Солнца. Магнитотеллурические данные могут использоваться для определения пространственного положения границы между токопроводящими формациями, такими как водонасыщенные осадочные формации, и подстилающей породой, которая обычно не обладает высокой проводимостью. Гравиметрические данные 33 В могут использоваться для получения информации о распределении средней плотности геологических формаций. Гравиметрические данные могут, следовательно, использоваться для оценки толщины отложений в геологической среде, и, таким образом, дают дополнительные данные о модели геологического фундамента, или подстилающей породы, построенной по магнитотеллурическим данным. Наконец, данные о естественном магнитном поле Земли 33 С могут использоваться в качестве дополнительных к двум наборам данных 33 А, 33 В. Три набора данных могут использоваться для выполнения комплексной интерпретации в блоке 31 А, что в существенных чертах было объяснено вышесо ссылками на фиг. 7. Результатом комплексной интерпретации данных 33 А, 33 В и 33 С, относящихся к подстилающей породе, является модель пространственного распределения формаций геологического фундамента в районе исследований. Сейсмические данные и данные ЭМРпп соответственно собираются приблизительно в одном и том же районе исследований (блоки 30 А и 30 В). В блоке 31 В комплексная интерпретация выполняется так,как в существенных чертах было объяснено со ссылками на фиг. 7, но с тем отличием, что модель геологической среды теперь ограничена моделью пространственного распределения подстилающей породы. Один аспект введения в модель ограничений, связанных с пространственным распределением подстилающей породы, состоит в том, что для целей интерпретации распределения удельной проводимости по данным ЭМРпп, удельная проводимость может быть положена равной нулю на (и ниже) верхней поверхности подстилающей породы. Результатом комплексной интерпретации (блок 31 В) является модель 54 пространственного распределения геологических формаций, лежащих над подстилающей породой. Модель пространственного распределения может включать пространственное распределение некоторых характеристик осадочных формаций, включая (среди других свойств) пористость и водонасыщенность формации в целом. В данном варианте модель 54, на которую наложены ограничения, связанные с пространственным распределением подстилающей породы, может быть в еще большей мере ограничена и уточнена при включении данных, полученных в исследуемой области от любых скважин, достигающих формаций. Такие данные могут включать, например, геофизические данные 35 А о скважине. Данные 35 А о скважине могут включать, среди других данных, привязанные к глубине данные об акустической скорости,плотности формации, проводимости и пористости по данным нейтронного каротажа, о содержания глинистых минералов. Данные 35 А о скважине имеют, вообще говоря, весьма высокое разрешение по глубине по сравнению с данными, получаемыми на поверхности способами, обсуждавшимися выше; но данные о скважине связаны с довольно ограниченным объемом среды (окружением ствола скважины). Данные 35 А о скважине могут использоваться для наложения еще более сильных ограничений на модель 54 (уже ограниченную моделью подстилающей породы) в пределах разрешения данных 35 А о скважине по глубине. Вариации в горизонтальном направлении в составе и структуре модели 54, на которую наложены ограничения, связанные с распределением подстилающей породы, можно оценить, например,устанавливая соответствия между данными 35 А о скважине и характерными особенностями сейсмических данных и данных ЭМРпп. См., например, патент US No. 6957146, полученный Taner и др., где описан способ нахождения соответствий между данными о скважине и особенностями сейсмических данных. Другие связанные со скважинами данные могут включать результаты анализа кернов (35 В), извлеченных из достигающей формации скважины. Данные о скважине могут также включать литологические данные 35 С, полученные при бурении, такие как корреляции между составом геологических формаций и скоростью бурения скважины. Данные о скважине могут также включать замеры давления жидкости в геологических формациях (данные о давлении 35D). Все ранее выполненные исследования по отдельности и в совокупности могут использоваться для наложения ограничений при новой комплексной интерпретации 31 С. Результатом комплексной интерпретации при еще больших ограничениях является окончательная модель 56 среды, включающая пространственное распределение различных свойств формаций, например литологических свойств, пористости, водонасыщенности (и обратной к ней величины насыщенности углеводородами), проницаемости и других. Полученное пространственное распределение свойств геологической среды может использоваться для уточнения расположения углеводородных пластов в районе исследований; при этом уточнении используются только данные, полученные на поверхности Земли и/или морском дне. В специальных случаях реализации способа комплексной интерпретации, соответствующего изобретению, сбор данных с помощью ЭМРпп и/или сбор сейсмических данных можно повторить в том же географическом регионе в намеченное время с целью мониторинга движения поверхности межфлюидного контакта (контакта углеводородов и воды или газа и нефти в пласте). При таком применении геофизические измерения выполняются, в существенных чертах, так, как объяснено выше со ссылками на фиг. 16. Пространственное распределение поверхности межфлюидного контакта, например между углеводородами и водой или газом и нефтью, определяется с использованием комплексной интерпретации в основном так, как объяснялось со ссылками на фиг. 7 и 8. В выбранные моменты времени после начала извлечения углеводородов из пласта повторно выполняется по крайней мере одна геофизическая разведка ЭМРпп или сейсмическая разведка - и заново определяется пространственное распределение поверхности межфлюидного контакта, например, с использованием комплексной интерпретации, соответствующей фиг. 7 и 8. В некоторых вариантах в выбранные моменты времени могут быть повторены гравитационные измерения, которые могут помочь определить изменения в пространственном распределении, в частности, газоносного пласта. Если имеется доступ к подходящим скважинам, проходящим к пласту, то через такие скважины могут быть выполнены измерения характеристик формации, что дает возможность улучшить разрешение рассчитываемого пространственного распределения. Подходящие скважины могут представлять собой продуктивные или нагнетательные скважины, на которых извлечение флюидов или нагнетание временно приостанавливается для выполнения измерений через такие скважины. В других вариантах возможно наличие постоянных скважин для мониторинга, проходящих к пласту. См., например, патент US No. 6739165, полученный Strack, озаглавленный "Электромагнитная измерительная система, сочетающая измерения на поверхности и измерения через скважины, и способ определения свойств флюидов в формациях", принадлежащий правообладателю данного изобретения, где описаны типы скважинных измерений, применимые для мониторинга поверхности межфлюидного контакта. Такие измерения включают (но этим изобретение не ограничивается) измерения акустической скорости на некоторых интервалах, удельного сопротивления формации, плотности (получаемой или с использованием гамма-гамма каротажа или с помощью способа дифференциальной гравитации) и сечения захвата тепловых нейтронов. В некоторых вариантах реализации комплексная интерпретация в блоке 31 С может быть ограничена (или согласована с) информацией об истории эксплуатации моделируемого пласта. Установление соответствия с историей эксплуатации включает определение объемов флюидов, удаленных из пласта (или введенных в пласт) при известном давлении и температурных условиях в пласте, таким образом, что изменения в пространственном распределении поверхности межфлюидного контакта, рассчитанные при повторении процесса, показанного на фиг. 8, с использованием более поздних данных, могут быть ограничены или согласованы с оценками того, как такое распределение межфлюидного контакта изменилось бы с учетом рассчитанных объемов флюидов, извлеченных из пласта. В некоторых вариантах реализации смоделированное пространственное распределение межфлюидного контакта, определенное при повторном выполнении комплексной интерпретации, представленной на фиг. 8, можно сравнивать с моделируемым изменением пространственного распределения межфлюидного контакта, определенного компьютерной программой моделирования пласта. Такие компьютерные программы принимают в качестве входных данных, например, сейсмических данные, данные о скважине, данные анализа керна, замеры давления, данные о давлении/объеме/температуре (PVT) флюидов и данные других измерений, связанных с физическими свойствами и пространственным распределением флюидов в пласте, а также историю эксплуатации и нагнетательных операций для различных скважин. Программа моделирования пласта может применяться для предсказания дебита пласта (в зависимости от времени) для реальных или моделируемых скважин, проходящих в пласт. Результаты моделирования можно сравнить с моделируемым пространственным распределением межфлюидного контакта в различные моменты времена, чтобы получить ограничения или скорректировать результаты комплексной интерпретации. Компьютерные программы моделирования пласта имеются в продаже, например,под торговыми марками VIP компании Landmark Graphics Corp., Хьюстон, Техас, или под торговой маркой ECLIPSE компании Schlumberger Technology Corp., г. Sugar Land, Техас. Способы, соответствующие различным аспектам изобретения, могут обеспечить улучшенную интерпретацию структуры и состава геологической среды и увеличить вероятность вхождения пробуриваемой скважины в производительный углеводородный пласт. Хотя изобретение было описано применительно к ограниченному числу вариантов, специалисты в данной области, для которых данное раскрытие изобретения окажется полезным, оценят, что могут быть разработаны другие варианты, которые не выводят за пределы области, охватываемой изобретением, как оно здесь раскрыто. Таким образом, область, охватываемая изобретением, ограничена только прилагаемой формулой изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения пространственного распределения свойств геологической среды, включающий генерацию исходных моделей геологической среды по одной модели для каждого из типов данных: сейсмических данных и данных, полученных при электромагнитной разведке с использованием переходных процессов с управляемым источником (ЭМРпп), которые по каждому типу собирают, по существу, в одной и той же исследуемой области геологической среды, оптимизацию каждой исходной модели по крайней мере по одному параметру модели посредством минимизации разности между ожидаемыми данными, рассчитанными по модели, и измеренными данными; проверку совместимости моделей между собой посредством определения различий между пространственными распределениями границ слоев указанных моделей; корректировку по крайней мере одного параметра модели посредством ограничения его другим весовым коэффициентом и повторение оптимизации и проверки совместимости моделей до тех пор, пока модели не окажутся, по существу, совместимыми. 2. Способ по п.1, в котором по крайней мере один параметр модели является объемом порового пространства. 3. Способ по п.1, в котором по крайней мере один параметр модели является коэффициентом насыщения порового пространства водой. 4. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют измерения, относящиеся по крайней мере к одному из следующих свойств: магнитотеллурическим, гравитационным и свойствам магнитного поля Земли, которые производят в одной и той же, по существу, исследуемой области, и генерацию модели распределения подстилающих пород и наложение на исходные модели геологической среды ограничений, вытекающих из смоделированного распределения подстилающих пород. 5. Способ по п.4, в котором генерация модели распределения подстилающих пород включает генерацию исходной модели подстилающих пород для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля; оптимизацию каждой исходной модели подстилающих пород для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля относительно по крайней мере одного параметра модели; проверку совместимости оптимизированных моделей подстилающих пород для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических,гравитационных и свойств магнитного поля; корректировку по крайней мере одного параметра модели для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля,и повторение оптимизации и проверки совместимости моделей для каждого из следующих свойств: магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля до тех пор, пока модели подстилающей породы, построенные для всех свойств (магнитотеллурических, гравитационных и свойств магнитного поля), не окажутся, по существу, совместимыми. 6. Способ по п.5, который включает наложение на каждую из моделей ограничений, вытекающих из измерений, выполненных в скважине, пробуренной вблизи исследуемой области. 7. Способ по п.6, в котором измерения включают по крайней мере одно из измерений следующих величин: удельного сопротивления, плотности и акустической скорости. 8. Способ по п.1, который дополнительно включает наложение на каждую из моделей, связанных с сейсмическими данными и электромагнитными данными, ограничений, полученных при измерениях,выполненных в скважине, пробуренной в зоне исследуемой области. 9. Способ по п.8, в котором измерения включают по крайней мере одно из измерений следующих величин: удельного сопротивления, плотности и акустической скорости. 10. Способ по п.1, в котором дополнительно осуществляют повторение получения в исследуемой области геологической среды данных по крайней мере одного из следующих видов: сейсмических данных и данных электромагнитной разведки с использованием управляемого источника; повторение генерации исходной модели геологической среды для каждого из следующих типов данных: сейсмических данных и данных электромагнитной разведки с управляемым источником; повторение оптимизации каждой модели по крайней мере по одному параметру модели; повторение проверки совместимости моделей; корректировку по крайней мере одного параметра модели; повторение оптимизации и проверку совместимости до тех пор, пока модели не окажутся, по существу, совместимыми, и определение изменений в пространственном распределении межфлюидного контакта в пласте за время между получением сейсмических данных и данных электромагнитной разведки с управляемым источником и повторным получением данных. 11. Способ по п.10, который дополнительно включает определение объема флюидов, удаленных из пласта и введенных в пласт, с учетом их изменений в пространственном распределении; сравнение опре- 12018423 деленного объема флюидов с измеренным объемом флюидов, извлеченных из пласта или закачанных в пласт, и корректировку пространственного распределения, выполняемую так, чтобы определенный объем, по существу, соответствовал измеренному объему. 12. Способ по п.10, который дополнительно включает сравнение определенного по данным пространственного распределения с моделируемым пространственным распределением, полученным программой моделирования пластов, и исправление определенного по данным пространственного распределения таким образом, чтобы оно соответствовало, по существу, пространственному распределению, полученному посредством программы моделирования пластов.