Зависящая от частоты обработка и интерпретация (fdpi) сейсмических данных для идентификации, изображения и мониторинга насыщенных флюидом подземных месторождений
Формула / Реферат
1. Способ детального сейсмического исследования подземных пористых или трещиноватых пластов, в котором сейсмические волны направляют на подземные разведываемые пористые или трещиноватые пласты и записывают сейсмические волны, отраженные от подземных разведываемых пористых или трещиноватых пластов, при этом способ содержит стадии
получения множества комплектов зависящих от частоты данных для низкочастотных составляющих данных сейсмических волн,
вычисления для каждого комплекта зависящих от частоты данных по меньшей мере одной функции, выбранной из группы, состоящей из среднего значения относительной отраженной амплитуды, производной от среднего значения амплитуды по частоте и производной среднего значения задержки времени по частоте,
получения изображения пористого или трещиноватого пласта на основе комплектов данных с использованием по меньшей мере одной функции.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных среднего значения относительной отраженной амплитуды и производной среднего значения амплитуды по частоте.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных среднего значения относительной отраженной амплитуды и производной среднего значения времени задержки по частоте.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных производной среднего значения амплитуды по частоте и производной среднего значения времени задержки по частоте.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных среднего значения относительной отраженной амплитуды, производной среднего значения амплитуды по частоте и производной среднего значения времени задержки по частоте.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит стадии калибровки полученных данных с использованием совпадающих полевых данных, полученных с помощью по меньшей мере одной пробуренной скважины.
7. Изображение, полученное способом по п.1.
8. Способ сейсмического исследования подземных пористых или трещиноватых пластов, при котором сейсмические волны направляют на подземные разведываемые пористые или трещиноватые пласты и записывают сейсмические волны, отраженные от подземных разведываемых пористых или трещиноватых пластов, содержащий стадии
вычисления множества комплектов зависящих от частоты данных для низкочастотных составляющих данных,
вычисления скоростей для каждого комплекта зависящих от частоты данных для получения комплекта зависящих от частоты скоростей и
изображения пористого или трещиноватого пласта с использованием производных скоростей по частоте.
9. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее
входной комплект предварительно обработанных входных сигналов данных;
комплект данных зависящей от частоты скорости, определенный для каждого из предварительно обработанных входных сигналов данных, при этом указанный комплект данных обработан для вычисления низкочастотной составляющей данных и высокочастотной составляющей данных, и
вычисленное отношение высокочастотной составляющей данных к низкочастотной составляющей данных, формирующее зависящее от частоты сейсмическое изображение.
10. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее
зависящую от частоты скорость, определенную для каждого комплекта зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных,
комплект зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, дополнительно обработанных с помощью полосовой базисной функции преобразования, для образования изображения зависящих от частоты данных,
вычисленную среднюю относительную отраженную амплитуду для каждого из изображений зависящих от частоты данных,
при этом каждое из изображений зависящих от частоты данных имеет низкочастотную составляющую данных и высокочастотную составляющую данных.
11. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее зависящую от частоты скорость, определенную для каждого комплекта зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, комплект зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, дополнительно обработанных с помощью полосовой базисной функции преобразования для образования изображения зависящих от частоты данных, вычисленную производную отраженной амплитуды по частоте для каждого из изображений зависящих от частоты данных, при этом каждое из изображений зависящих от частоты данных имеет низкочастотную составляющую данных и высокочастотную составляющую данных.
12. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.11, отличающееся тем, что комплект данных дополнительно содержит видимое для наблюдателя выходное изображение вычисленного отношения с соответствующим контрастом выходного изображения.
13. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.12, отличающееся тем, что указанная низкочастотная составляющая данных дополнительно содержит низкую частоту, ограниченную шумовыми пределами, вносимыми в изображение зависящих от частоты данных, и угловую низкую частоту на более высокой частоте, чем нижнее ограничение частоты, выбранную для улучшения соответствующего контраста выходного изображения.
14. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее зависящую от частоты скорость, определенную для каждого комплекта зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, комплект зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, дополнительно обработанных с помощью полосовой базисной функции преобразования, для образования изображения зависящих от частоты данных, вычисленную производную среднего времени задержки по частоте для каждого из изображений зависящих от частоты данных, при этом каждое из изображений зависящих от частоты данных имеет низкочастотную составляющую данных и высокочастотную составляющую данных.
15. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.14, отличающееся тем, что указанный комплект данных дополнительно содержит видимое для наблюдения выходное изображение вычисленного отношения с соответствующим контрастом выходного изображения.
16. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.15, отличающееся тем, что указанная низкочастотная составляющая данных дополнительно содержит низкую частоту, ограниченную шумовыми пределами вносимых в изображение зависящих от частоты данных, и угловую низкую частоту на более высокой частоте, чем нижнее ограничение частоты, выбранную для улучшения соответствующего контраста выходного изображения.
Текст
005692 Предлагается способ с использованием сейсмических волн, отраженных от разведываемых пористых или трещиноватых пластов для идентификации, отображения и мониторинга насыщенных флюидом месторождений. Сейсмические данные обрабатывают в нижних областях полосы сейсмических волн,отраженных от разведываемого пористого слоя. Зависящую от частоты обработку и интерпретацию месторождений осуществляют, когда в отраженном сигнале имеет место увеличение фазовой задержки при приближении частоты к наиболее низкой части записываемого частотного спектра. Дополнительно к этому показано, что при низких частотах амплитуды отражения и уменьшение производной от амплитуды относительно частоты примерно пропорциональны проницаемости месторождения, вязкости флюида и насыщению флюидом пористых или трещиноватых пластов. Ссылки на родственные заявки Данная заявка претендует на приоритет временной заявки на патент США 60/287 446, поданной 30 апреля 2001 г., с названием Зависящая от частоты обработка и интерпретация (FDPI) сейсмических данных для идентификации, отображения и мониторинга насыщенных флюидом подземных месторождений. Заявление о правах на изобретение, сделанное в рамках исследований и разработок, выполняемых на средства правительства Данное изобретение сделано при поддержке правительства США по контрактуDE-AC0376SF00098 между министерством энергетики США и членами правления Калифорнийского университета для управления и работы Национальной лаборатории им. Лоренца Беркли. Правительство США имеет определенные права на данное изобретение. Уровень техники Идентификация, отображение и мониторинг насыщенных флюидом месторождений является очень важным применением сейсмических способов. Это позволяет находить и наносить на карту контуры отложения газа и нефти, которые обычно называют насыщенными флюидом пористыми или трещиноватыми геологическими пластами. Это имеет также важное применение для отображения, оценки подземных резервуаров воды в зонах загрязнения и мониторинга подземных хранилищ газа, а также для исследования глобальной проблемы секвестрирования СО 2. Текущий очень высокий процент сухих пробуренных производственных скважин можно значительно снизить, если найти способ более точного изображения. Широко известно и признано, что тонкие пласты в земле (с толщиной менее доли доминантной длины волны [] сейсмических волн) являются невидимыми для отображения с использованием сейсмических волн. Волны, отраженные от основания и верха такого пласта, имеют противоположные знаки и приблизительно равные амплитуды. В результате такие волны почти исключают друг друга, так что пласт не различим в сейсмических данных. Обычно это означает, что с помощью обычных сейсмических способов нельзя отображать пласты с толщиной менее 10 м. Соотношение между сейсмическим откликом и насыщением флюидом резервуара зависит от многих факторов, таких как пористость и проницаемость коллекторских пород, вязкость и сжимаемость флюида, мощность залежи и физические свойства окружающей среды (см. Затухание сейсмических волн, 1981, Geophysics reprintseries,2: SEG, издатели D. H. Jonson и М. N. Toksoz). Однако имеются некоторые общие зависимости между характером насыщения пористого пласта и сейсмическим откликом. В частности, известны случаи сравнения насыщения водой и газом, фазовых сдвигов и энергии перераспределения между различными частотами (см. Г.М. Голошубин и др., 1996, Лабораторные эксперименты по сейсмическому мониторингу, 58th EAEGMeeting, Амстердам, и Г.М. Голошубин и А.В. Бакулин, 1998, Сейсмическая отражательная способность тонкого пористого насыщенного флюидом пласта в зависимости от частоты, 68th SEG Meeting, Новый Орлеан, стр. 976-979). Экспериментальные исследования показали, что на внутреннее затухание сильно влияет пористость среды и насыщенность флюидом (см. Hauge, P.S., 1981 Измерения затухания от вертикальных сейсмических профилей, Geophysics, 46, 1548-1558; Raikes, S.A. и White, J.E., 1984 Измерения земного затухания для внутрискважинной и поверхностной сейсмической записи, Geophysical Prospecting, 32, 892919; Затухание сейсмических волн, 1981, Geophysics reprint series,2: SEG, издатели D. H. Jonson и М. N. Toksoz; Sams, M.S. и др., 1997 Измерение скорости дисперсии и зависящего от частоты внутреннего затухания в осадочных породах, Geophysics, 62, 1456-1464; Dasgupta, R. и Clare, R.A. Оценка Q по данным сейсмического отражения от поверхности, Geophysics, 63, 2120-2128; Голошубин Г.М. и Корнеев В.А., 2000, Эффекты низких сейсмических частот для насыщенных флюидом пористых сред, расширенные рефераты, SEG Meeting, Калгари, 976-979). Известно, что безразмерный показатель ослабления добротности Q зависит от частоты и резко понижается при насыщении жидкостью, и может быть менее 10 для осадочных пород (смотри Jones, T.D.,1986, Распространение волн в породах, зависящее от флюидов в порах и частоты, Geophysics, 51, 19391953 и Самс (смотри выше. Флюид может уменьшать Q в метаморфических породах (Pujol, J.M. и др.,Затухание сейсмических волн в метаморфических породах по данным вертикального сейсмического профиля, записанным в континентальной сверхглубокой скважине в Германии, Geophysics, 63, 354-365) до 14 и в известняке (Gadoret, Т. и др., 1998, Влияние распределения флюида на затухание звуковых-1 005692 волн в частично насыщенных известняках, Geophysics, 63, 154-160) с 200 (сухой) до 20-40 (насыщенный водой). Кроме того, в сейсмологии обычно считается, что показатель ослабления добротности Q обычно имеет значения, намного превышающие 20, что означает, что волна должна пройти не более 20 длин волны, прежде чем ее амплитуда уменьшится более чем наполовину от ее исходной величины. Было обнаружено существование очень небольшого, означающего сильное затухание показателя Q добротности (Q5) в качестве локальной величины для насыщенного флюидом пористого или трещиноватого пласта, исследуемого с помощью сейсмических волн низкой частоты. Обычные сейсмические измерения дают намного больший показатель Q добротности в такой области, поскольку они представляют средние эффективные значения, где тонкие слои имеют очень небольшой вклад. Исследования таких слоев в низкочастотной области сейсмических волн возбуждения показывают для тонкого слоя с сильным затуханием (небольшим Q), что волны отражаются от верха и основания слоя с сильно отличающимися амплитудами. Эти отличные амплитуды не уничтожаются взаимно, что делает возможным обнаружение тонкого слоя. Характерно, что для насыщенных пористых слоев затухание увеличивается при уменьшении частоты. Были открыты два других важных наблюдаемых признака сейсмических волн, отраженных от насыщенных флюидом пористых слоев. Во-первых, низкочастотные области возбуждающих сейсмических колебаний содержат более сильные отражения на нижних частотах. Во-вторых, явно аномальная дисперсия скорости происходит в отраженных волнах, где высокие частоты приходят раньше, чем низкие частоты. Эти свойства наблюдались как для лабораторных, так и для полевых сейсмических данных. Приведенное ниже раскрытие изобретения отталкивается от зависящей от частоты отражательной способности насыщенного флюидом слоя с помощью фрикционной модели с низкими, зависящими от частоты величинами Q на низких частотах. Сущность изобретения Ниже поясняется способ идентификации, отображения и мониторинга насыщенных флюидом подземных месторождений с использованием сейсмических волн, отраженных от разведываемых пористых или трещиноватых пластов. Данные отраженных сейсмических волн обрабатываются в низкочастотных областях спектра сейсмических волн, отраженных от разведываемых пористых слоев. Зависящая от частоты обработка и интерпретация (FDPI) основана на использовании одного или нескольких зависящих от частоты свойств отражения вблизи низкочастотного диапазона записанных спектров волн. Эти свойства включают амплитудные спектры А, производную от амплитуды по частоте dA/d, производную от фазы по частоте DP. Было установлено, что изменения всех этих свойств в насыщенных пробах по сравнению с ненасыщенными пробами приблизительно пропорциональны как вязкости флюида, так и насыщению флюидом месторождения. Профилирование насыщения флюидом и содержимого подземного пласта или резервуара делается возможным с помощью двумерной (2D) диаграммы. Была изучена зависимость от частоты сейсмических отражений от тонкого, насыщенного флюидом пористого слоя. Было установлено, что отражения от тонкого, насыщенного водой слоя имеют увеличенную амплитуду и замедленное время прохождения на низких частотах как для ультразвуковых лабораторных данных, так и для сейсмических полевых данных. Затем было выполнено сравнение этих данных с результатами лабораторного моделирования с помощью фрикционно-вязкостной теоретической модели. Данные измерения лучше всего объяснялись низкими величинами (Q5) параметра затухания Q и его уменьшением при приближении частоты к нулю. В большем масштабе было установлено, что обычная обработка данных вертикального сейсмического профилирования обнаруживает минимальные изменения в сейсмическом отклике резервуара хранения газа, когда состав резервуара изменяется от насыщенного газом к насыщенному водой. Однако, в противоположность этому при использовании низкочастотного анализа было установлено значительное изменение характеристик сейсмического отражения в зависимости от частоты. В этом случае изменение характеристик отражения было установлено в диапазоне 15-50 Гц. Для используемых в данном случае низких частот в предлагаемом описании предполагается, что первично имеются очень небольшие величины Q для насыщенных флюидом пористых или трещиноватых пластов в результате внутреннего трения между зернами, порами или стенками трещин. Зависящие от частоты амплитудные и фазовые свойства отражения можно использовать для обнаружения и мониторинга насыщенных жидкостью пластов, прежде всего как результат внутреннего трения между зернами или стенками трещин, а также для обнаружения и мониторинга насыщенных жидкостью зон в тонких пористых пластах. Этот способ использует сейсмические данные u(x,t), записанные в пространстве (х) и времени (t) для обычной регистрации типа поверхность-поверхность или поверхность-скважина после стандартной предварительной обработки сейсмических данных. Волны w(x,t), отраженные от разведываемых пористых пластов, необходимо идентифицировать в u(x,t) с использованием независимых измерений, таких как анализ керна скважины и вертикальное сейсмическое профилирование. Глубину расположения месторождения можно также определить с помощью обычных способов с использованием высокочастот-2 005692 ных составляющих отраженных волн. Волны w(x0,t), записанные в месте х 0 скважины, представляют опорную волну. Где отсутствуют данные скважины, можно в качестве альтернативного решения использовать любую отраженную от мишени волну в качестве опорной волны. Используя спектр Фурье W(x,) и W(x0, ) функций u(x,t) и u(x0,t), анализируют комплексное отношение R(x,) = W(x,)/W(x0,) для первых N надежно записанных низких частот с целью вычисления средней относительной отраженной амплитуды отрицательной производной от среднего времени задержки относительно частоты и производную от среднего времени задержки относительно частоты Число N включает все надежно записанные частоты ниже нижней частоты угловой точки записанных спектров. Под надежно записанными частотами понимаются частоты, амплитуды Фурье которых превышают уровень собственных шумов, найденный в частном комплекте данных. Такой уровень собственных шумов состоит из нескольких источников: шума источника, шума приемника, шума электрической линии,ошибки дискретизации и в данном примере геологии месторождения. В частности, геология месторождения может вносить значительный шум посредством добавления или сокращения четверти длины волны /4. Насыщение флюидом можно отображать с использованием любого из А(х), DA(x) или DP(x) с условиями калибровки А(x0) = 1, DA(x0) = 0 и DP(x0) = 0 в месте х = х 0. Относительное изменение в этих полях приблизительно пропорционально вязкости флюида и насыщению флюидом пористых или трещиноватых пластов. Если данные характеристик насыщения имеются для места х = х 0 в точках пробуренных скважин, то зоны с А(х)1, DA(x)0 и DP(x)0 можно отнести к той же величине насыщения. С целью мониторинга, изменения конфигураций аномальных зон указывают перемещение насыщенных флюидом зон в развитии и распространении. Описание способа Механизм рассеяния внутреннего трения объясняет все указанные выше свойства волн, отраженных от пористых пластов, и обеспечивает эффективную процедуру для изображения таких пластов. Для распространения одномерной волны сжатия уравнение движения имеет вид: где u является вектором перемещения. Первый член представляет инерцию. Второй член уравнения характеризует потери от силы трения. Третий член описывает демпфирование вследствие вязкости. Последний член представляет упругую часть распространения волн. Постоянныеи , соответственно, являются параметрами затухания вследствие трения и вязкости. В частотной области члены уравнения (1) относятся, соответственно, к частотеследующим образом: 22. При уменьшении частоты преобладает рассеивающая сила трения . Физическая интерпретация этих параметров ( и ) является отдельной темой и здесь не обсуждается. Параметрявляется фазовой скоростью в нерассеивающей среде. Аналитическое решение этого уравнения существует и имеет видu = eikx-x eit (2) где k является порядковым номером волны,- коэффициентом затухания и- угловой частотой. Показатель затухания Q определяется по формулеQ = /2 (3) Показатель Q описывает эффективное рассеяние среды.-3 005692 Из структуры уравнения (1) следует, что обусловленный трением член преобладает на низких частотах, в то время как обусловленный вязкостью член преобладает на высоких частотах; поэтому вязкость является главным фактором, ответственным за рассеяние волн. Подстановка уравнения (2) в уравнение КогдаQ/2, в то время как дляполучаем Q/. Когда и Q-1 при низких частотах. Таким образом, уменьшение Q при низких частотах объясняется присутствием механизма рассеяния вследствие трения. В предлагаемом способе используют два вида зависящей от частоты информации о волне, отраженной от разведываемых пластов: явное рассеяние скорости и зависимость амплитуды от частоты. Каждую из функций отображения А(х), DA(x) и DP(x) можно использовать независимо, хотя комбинирование двух или трех из них приводит к более надежным результатам. Все измерения в данном случае необходимо выполнять для нижней части частот сейсмических сигналов, когда толщина пласта значительно меньше доминирующей длины волны. Краткое описание чертежей На чертежах изображено: фиг. 1 А - лабораторный эксперимент с источником (S), генерирующим сейсмическую волну для отражения (R) от пористого слоя, при этом пористый слой имеет только правую часть слоя, насыщенную водой, на виде сбоку; фиг. 1 В, 1 С и 1D - сейсмические профили с использованием общих смещенных выборок с помощью различной фильтрации для случаев сухого (фиг. 1 С) и насыщенного водой слоя (фиг. 1D); фиг. 2 А и 2 В - соответствующие лабораторные модели сухого пористого слоя, медленно заливаемого водой справа налево; фиг. 2 С и 2D - соответствующие вертикальные сейсмические профили сухого пористого слоя и насыщенного пористого слоя, соответствующих фиг. 2 А и 2 В; фиг. 3 - график изменения теоретического и экспериментального значений затухания Q в зависимости от частоты, при этом экспериментальные данные показаны сплошными линиями, а теоретические прерывистыми линиями, демонстрирующий, что затухание больше для насыщенных водой слоев; фиг. 4 - график зависимости относительных коэффициентов отражения от частоты, вычисленных из данных слоя, теоретических данных слоя и теоретических данных для полупространства; фиг. 5 - график зависимости задержки времени прохождения от частоты для насыщенного водой слоя относительно отражения от сухого слоя, при этом верхняя кривая представляет теоретические данные, а нижняя кривая - экспериментальные данные; фиг. 6 - экспериментальный макет для пористого слоя, имеющего сухие части, насыщенные водой части и насыщенные нефтью части; фиг. 7 А, 7 В и 7 С - соответственно высокочастотный, низкочастотный и очень низкочастотный вертикальные сейсмические профили для экспериментального макета согласно фиг. 6; фиг. 8 - двумерный суммарный сейсмический разрез на основе реальных данных западносибирского нефтепромысла с использованием стандартно обработанных данных отражения при сейсмических изыскательских работах скважины, где была обнаружена нефть, обозначены черными точками, не было-4 005692 обнаружено нефти - белыми точками, символом Acii обозначен резервуар из пористого песчаника, символом Juo - резервуар из трещиноватого сланца; фиг. 9 - то же, что и на фиг.8, однако с применением обработки данных отражения для низких частот согласно данному изобретению; фиг. 10 - карта отображения низкочастотных откликов от границы вода-нефть и содержимого скважин с изображением региона и пределов насыщенной нефтью пористой зоны, где волнистая линия изображает границу вода-нефть, черные точки - нефть, белые точки - воду, черно-белые точки - воду и нефть, при этом скважины 9, 76, 91, 95 использовались для калибровки сейсмических характеристик флюида, скважины 3, 6, 63, 74, 75, 77, 78, 79, 86, 96, 101 использовались только для проверки; фиг. 11 - спектр распределения амплитуд отраженного сигнала с низкочастотной составляющей, заключенной в низкочастотной части спектра, на 3 дБ меньшей максимальной величины; фиг. 12 - гипотетический спектр Фурье амплитуд отраженного сигнала с низкочастотной составляющей данных, заключенной между низкой частотой, ограниченной уровнем собственных шумов, и низкой частотой углового участка спектра; фиг. 13 А - блок-схема обычного сейсмического анализа с использованием обработки данных входного сигнала с последующей стандартной технологией обработки для получения выходного изображения; фиг. 13 В - блок-схема сейсмического анализа, согласно фиг. 13 А, модифицированного путем трансформации с помощью базисной функции и анализа скоростей стандартной обработки, с последующим суммированием изображений на основе низкочастотной составляющей трансформированных выходных данных для получения выходного изображения, зависящего от частоты; фиг. 13 С - способ сейсмического анализа, показанный на фиг. 13 А, дополненный зависящей от частоты обработкой и интерпретацией согласно данному изобретению. Подробное описание изобретения Используемая терминология Компьютер: любое устройство, способное выполнять стадии, разработанные в данном изобретении,для определения оптимального закачивания водного потока, включающее, но не ограничиваясь этим: микропроцессор, цифровой конечный автомат, программируемую по полю вентильную матрицу (FGPA),цифровой процессор обработки сигналов, систему памяти, интегрированную с микропроцессором и аналоговым или цифровым выходным устройством, связанных с протоколами обработки цифровых или аналоговых сигналов. Считываемые компьютером носители информации: любой источник организованной информации,которую можно обрабатывать с помощью компьютера с целью выполнения стадий, разработанных в данном изобретении для обеспечения оптимального закачивания водного потока, включая, но не ограничиваясь этим: магнитная считываемая система хранения; оптически считываемые носители информации,такие как перфокарты или печатная информация, считываемая с помощью непосредственных способов или способов распознавания оптических знаков; другие оптические носители информации, такие как компакт-диск (CD), универсальный цифровой диск (DVD), перезаписываемый CD и/или DVD, электрически считываемые носители информации, такие как программируемые постоянные запоминающие устройства (PROM), электрически стираемая программируемая постоянная память (EEPROM), программируемые по полю вентильные матрицы (FGPA), флэш-память с произвольным доступом (flash RAM) и дистанционно считываемая информация, переданная с помощью электромагнитных или оптических способов. Стандартная обработка означает обработку комплекта входных данных, имеющих одинаковый период времени выборки. Первоначально комплект данных обрабатывают в соответствии с обычными способами. Затем данные подвергают анализу скоростей для обследования частного геологического слоя. После анализа скоростей выполняют последующий анализ с целью вычисления выходного изображения,полезного для разведки нефти или анализа резервуара нефтеносного месторождения. Эти последующие аналитические технологии включают суммирование, миграцию и обработку амплитуды в зависимости от удаления (AVO). Предварительная обработка означает применение обычных операций очистки сигнала, используемых в геологическом анализе для исправления изменений амплитуды, сдвигов во времени, смещения напряжения и т.д. так, чтобы комплект предварительно обработанных данных был готов для ввода без дополнительной модификации в средства стандартной обработки. Преобразование с помощью базисной функции означает математическое преобразование или отображение входного сигнала в виде линейной комбинации математических функций, ортогональных в определенном интервале. Такие базисные функции могут быть синусными или косинусными волнами,как в спектральном анализе Фурье, или другими полиномными функциями, такими как функции Бесселя,Лежандра, тригонометрическими или гиперболическими функциями. Стандартным справочником по таким ортогональным функциям является Таблица интегральных рядов и произведений Градштайна и Рыжика, Academic Press Inc., 1965. В последнее время применяют в сейсмическом анализе преобразова-5 005692 ние сейсмического сигнала (wavelet transformation), которое используют для фильтрации входного сигнала в линейную комбинацию пакетов волн, имеющих разные центральные частоты и временные формы. Зависимость от частоты Была изучена зависимость от частоты сейсмических откликов (отражений) от тонкого, насыщенного флюидом, пористого или трещиноватого слоя. Отражения от тонкого, насыщенного водой слоя имеют увеличенную амплитуду и задержку по времени прохождения на низких частотах как для ультразвуковых лабораторных данных, так и для сейсмических полевых данных. Результаты лабораторного моделирования сравнивались с фрикционно-вязкостной теоретической моделью, и было установлено, что небольшие (Q5) величины показателя Q затухания и его монотонное возрастание с частотой объясняют наблюдения. В широком масштабе обычная обработка данных вертикального сейсмического профиля обнаруживает минимальные изменения в сейсмическом ответе резервуара хранения газа, когда резервуар изменяется с насыщенного газом на насыщенный водой. Однако низкочастотный анализ обнаруживает значительное изменение характеристик сейсмического отражения в зависимости от времени в диапазоне около 15-50 Гц. Эти наблюдения соответствуют ранее измеренным эффектам лабораторных данных и теории. Диапазон частот ниже 15 Гц был исключен вследствие соизмеримости с уровнем собственных шумов этой инструментальной системы и резервуара. Предложенное объяснение предполагает очень низкие величины Q для пористых или трещиноватых насыщенных флюидом слоев, в первую очередь в результате внутреннего трения между зернами или стенками трещин. Независимые от частоты амплитудные и фазовые свойства отраженных сигналов,имеющиеся в этом случае, можно использовать для обнаружения и мониторинга пластов, для обнаружения и мониторинга насыщенных жидкостью зон в тонких пористых и трещиноватых слоях. Был использован ряд ультразвуковых лабораторных экспериментов для исследования волновых полей, отраженных и пропускаемых пористым слоем с изменяющимся насыщением жидкостью от источника S к приемнику R. Физическая модель (см. фиг. 1 А) образована из двух плексигласовых листов Р толщиной 3 мм с герметизированным полым пространством, заполненным пористым искусственным песчаником. Искусственный песчаник А был подготовлен с использованием смеси природного песка и глины. Толщина плиты из искусственного песчаника составляла 3 мм, что значительно меньше длины волны. Поэтому было использовано двумерное физическое моделирование, при этом плексиглас представлял гомогенную фоновую среду, в которой волна распространяется с постоянной скоростью. Во всех случаях пористый слой L был выполнен из искусственного песчаника с одинаковыми размерами зерен песка и глины и был герметично закрыт с возможностью его насыщения флюидом. В ходе эксперимента было установлено, что акустический импеданс насыщенного водой песчаника выше импеданса ненасыщенного песчаника. Плексиглас имеет наименьший импеданс. Ожидаемый коэффициент отражения насыщенного водой песчаника был выше, чем для сухого песчаника. Данные физического моделирования были записаны как для сухого, так и насыщенного водой песчаника с использованием экспериментального устройства, показанного на фиг. 1. Слой имел размер по вертикали 7 мм, пористость 0,32 и проницаемость около 300 мДарси. Скорости и плотности используемых материалов составляли: Vp = 1700 м/с, Vs = 1025 м/с, D = 1800 кг/м 3 (сухой слой), Vp = 2100 м/с, Vs = 1250 м/с, D = 2500 кг/м 3 (насыщенный водой слой) и Vp = 2300 м/с, Vs = 1340 м/с, D = 1200 кг/м 3 (плексиглас). Записывались волны, отраженные от слоя. Значительное различие наблюдалось между сейсмическим откликом пористой, насыщенной водой зоной и ненасыщенной (сухой) зоной (см. фиг. 1 В). Насыщенная водой зона выделяется фазовым сдвигом и потерей высокочастотной энергии. Низкочастотная яркая точка связана с насыщением водой (см. фиг. 1D). Геометрия вертикального сейсмического профиля, показанная на фиг. 2 В - 2D, иллюстрирует один пример из серии экспериментов. Как показано на фиг. 2 А и 2 В, коэффициент отражения тонкого (7 мм) слоя был исследован с использованием модели, аналогичной показанной на фиг. 1 А. В данном случае источник S излучает к приемникам R1 и R2. Геометрия вертикального сейсмического профиля показана на фиг. 2 С и 2D для, соответственно, сухого и насыщенного водой слоев. Смещение было намного меньше, чем глубина до слоя, а угол отражения равнялся практически нулю. Имеется существенное различие между исходящим вверх от насыщенного водой слоя волновым полем и исходящим вверх от сухого слоя волновым полем, в то время как проникающее поле не проявляет такого различия. Записывались данные физического моделирования с использованием экспериментальной установки, показанной на фиг. 1, для измерения показателя Q в зависимости от частоты в толстом пористом слое как для сухого, так и насыщенного водой слоя. Слой имел толщину 40 см и пористость 0,32. Для измерения Q в виде функции частоты был проведен ряд специальных экспериментов для толстого пористого слоя, где волны отражения и преломления можно обнаруживать без интерференции. Это было выполнено как в случае сухого, так и насыщенного водой слоя с использованием системы для наблюдения вертикального сейсмического профиля, показанной на фиг. 2 А и 2 В. Пористый слой из искусственного песчаника был подготовлен с тем же составом из песка и глины, как в предыдущем эксперименте. В обоих случаях излучаемая волна использовалась для определения Q. Измеренные величины Q вместе с их тео-6 005692 ретическими приближениями показаны на фиг. 3. Следует обратить внимание на зависящие от частоты низкие значения Q. На фиг. 3 показаны графики Q в зависимости от частоты для сухих слоев (верхний график) и для насыщенных водой слоев (нижний график). Каждый комплект графиков имеет экспериментальные данные (сплошные линии) и теоретические данные (штриховые линии). Значимость Q существенно уменьшается с ростом частоты. На фиг. 4 показаны зависимости относительных коэффициентов отражения от частоты. Кривая 14 действительных данных совпадает с кривой 16 теоретических данных. На фиг. 5 показан график изменения в микросекундах задержки времени прохождения отраженного сигнала от насыщенного слоя относительно отражения от сухого слоя в функции частоты. Действительным данным соответствует кривая 20. Теоретическим данным соответствует кривая 22. На фиг. 6 показана экспериментальная модель, аналогичная показанной на фиг. 1 А и фиг. 2 А и 2 В. Строение слоя L и используемая модель те же, что и на фиг. 1. Содержание флюида включает воду W, за которой следует нефть О. Данные отражения физического моделирования записывались с использованием экспериментальной установки с постоянным смещением поверхности, показанной на фиг. 6, для испытаний тонкого пористого слоя для сухого, насыщенного водой и насыщенного нефтью случаев. Слой имел толщину 7 мм, пористость 0,32 и проницаемость около 300 мДарси. Скорости и плотности материалов составляли: VP = 1700 м/с, Vs = 1025 м/с, D = 1800 кг/м 3 (сухой пористый слой) и VP = 2300 м/с, Vs = 1340 м/с, D = 1200 кг/м 3(плексиглас). На фиг. 7 А показан график для высоких частот с использованием обычных выборок смещения с помощью различной фильтрации для сухого, насыщенного водой и насыщенного нефтью случаев. На фиг. 7 В показан график для низких частот. В этом случае высота слоя L составляет между 1 и 0,2 длины волныиспользуемых частот. Наконец, на фиг. 7 В показан график для очень низкой частоты, где высота слоя L составляет менее 0,2 длины волныиспользуемых частот. Следует отметить, что на фиг. 7 В показан слой воды. Аналогичным образом, на фиг. 7 С для очень низкой частоты показан слой нефти О. После лабораторных испытаний были взяты реальные данные западносибирского месторождения нефти. На фиг. 8 показаны стандартно обработанные данные отражения. Показаны как добывающие воду, так и добывающие нефть скважины. На фиг. 9 показаны данные того же западносибирского месторождения нефти, взятые на низкой частоте, согласно данному изобретению. Можно видеть, что стандартно обработанные данные, показанные на фиг. 8, имеют плохую корреляцию с характером насыщения нефтяного месторождения. При сравнении этих данных с данными отражения, обработанными способом согласно изобретению, показанными на фиг. 9, можно увидеть, что названная последней диаграмма дает лучшее отображение содержания нефти. Как показано на фиг. 10, низкочастотная обработка сейсмических данных отражения в трех измерениях обеспечивает отображение контура границы нефть/вода внутри другого западносибирского тонкого месторождения нефти. Скважины 9, 76, 91, 95 использовались для сейсмической калибровки характеристик флюида. Показана информация для скважин 3, 5, 63, 74, 75, 77, 78, 79, 86, 96, 101 после обработки и интерпретации для целей испытания. Это испытание показало очень хорошую пригодность этого способа для отображения контура границы нефть/вода. За счет использования калибровки характеристик флюида в местах, где найдена нефть, можно видеть, что примерно в виде впадины зона нефти на фиг. 10 обозначена границей нефть/газ. Эту информацию можно использовать для управления месторождением так, чтобы первичная добыча первоначально обеспечивала возможно большее количество нефти, а также в последующих вторичных операциях добычи с затоплением водой. Из последующего описания будет понятно, что можно повысить эффективность обработки согласно данному изобретению путем калибровки с использованием разведочных скважин. В частности, используя данные для всего резервуара или нефтяного поля, можно сравнивать данные сейсмического анализа с данными, определенными с помощью отдельных скважин. Использование сейсмических данных скважин позволяет приравнивать возможное содержимое и насыщение аналогичных анализируемых сейсмических данных для месторождения нефти содержимому и насыщению, установленному для скважин. В формуле изобретения реконструкция отраженных сейсмических волн для образования распознаваемых изображений подземных геологических структур называется стандартной обработкой записанных отраженных сейсмических волн. Это понятие включает обычно используемые процедуры обработки сейсмических данных, такие как поправка на геометрическое расхождение, деконволюция, анализ скоростей, поправка на нормальное приращение времени и на глубинное приращение времени, суммирование, и более сложную реконструкцию сейсмических сигналов, такую как миграция, а также анализ амплитуды в зависимости от сейсмического сноса. Понятие функции изображения включают результаты стандартной обработки сейсмических данных, представленные одной или двумя горизонтальными пространственными координатами и временем и/или глубиной, такие как скоростные модели, суммар-7 005692 ные отрезки времени и глубины, и характеристики изменения амплитуды в зависимости от сейсмического сноса (AVO). Дополнительно к этому используется понятие комплект зависящих от частоты данных. Это относится к разложению представленной во времени низкочастотной части записанного сейсмического отражения в набор независящих от частоты, отфильтрованных в полосе низких частот, представленных во времени составляющих данных. Понятие низкочастотная составляющая данных относится к использованию низкочастотной части записанных сейсмических сигналов, подвергнутых преобразованию Фурье,в формате спектральной амплитуды видеоданных от частоты и к использованию данных, обнаруженных в левой части графика зависимости амплитуды от частоты, полученного из записанных спектров частот сейсмических волн ниже угловой низкой частоты этих спектров. Низкочастотная составляющая данных начинается у самой низкой нешумовой частоты, при этом пренебрегают более низкими частотами, амплитуда которых соизмерима с амплитудами шумов системы. Верхний конец низкочастотной составляющей данных также известен как угловая низкая частота. Угловая низкая частота обычно граничит с максимальной частотой, которая является более низкой частотой, чем частота максимальной амплитуды спектра, и определяется в точке максимального контраста полученного результирующего изображения резервуара. Для спектральных кривых в соответствии с законом Гаусса, угловая низкая частота обычно соответствует амплитуде на 3 дБ меньшей максимальной амплитуды на частоте ниже частоты максимальной амплитуды. Для данных реального резервуара с резонансными эффектами спектрального подавления и усиления, обусловленными геологическими пластами, угол может быть пропорционально меньшим, и может быть ограничен пиковой величиной первой локальной максимальной амплитуды спектральных данных. Все заявленные здесь способы сейсмической интерпретации подземных пористых или трещиноватых пластов, содержащие следующие предварительные стадии, направленные на получение результатов обработки зависящих от частоты данных, используются для последовательного отображения и называются здесь получением зависящих от частоты функций изображения. На фиг. 11 показаны низкочастотные составляющие отраженных сейсмических сигналов. Показанный график отображает амплитуду в зависимости от частоты для идеально отраженной сейсмической волны. Обычно амплитудные спектры сейсмических отражений имеют множество форм, которые зависят от многих физических параметров,обычно включающих характеристики источника и приемника, скальную породу и расстояние распространения волн и затухание вблизи как нижнего, так и верхнего концов частотной шкалы. Можно видеть,что показанная кривая содержит среднюю М и низкочастотную L части. Низкочастотная часть L определяется в данном случае как часть всей показанной кривой, которая на 3 дБ меньше общей средней величины в части М данных. Если в формуле изобретения используется понятие низкочастотные составляющие данных, то имеется в виду низкочастотная часть L. Эта величина составляет примерно 0,7 (или 70%) от средней величины в части М для этого идеального спектрального распределения по закону Гаусса. Эта терминология совпадает с терминологией Энциклопедического справочника геофизической разведки, третье издание Роберта Е. Шериффа, 1991, общества геофизической разведки, в частности, относительно определения фильтрации в части полосовой фильтрации. На фиг. 12 показана спектральная кривая, менее соответствующая закону Гаусса. Показан уровень собственных шумов и показательная выборка низкочастотной составляющей данных. Уровень собственных шумов определяется с помощью спектрального анализа или других способов в виде амплитуды, которую генерирует испытываемая система в соответствии с обычными инженерными и принятыми в нефтепромысловой отрасли способами. После достижения уровня собственных шумов спектральная кривая отклика пересекается с линией уровнем собственных шумов с образованием Низкой частоты и Высокой частоты. Для целей зависящей от частоты обработки и интерпретации (FDPI) определяют Максимальную используемую частоту на половине интервала между низкими и высокими частотами. Для большинства целей это наивысшая частота, которая используется в качестве Низкочастотной составляющей данных. Следует отметить, что если необходимо использовать полный спектр сигнала от низкой до высокой частот, то зависящая от частоты обработкаи интерпретация с использованием стандартной обработки в зависимости от частоты приведет к тому же результату анализа, что и обычная стандартная сейсмическая обработка. Поскольку ранее было показано, что тонкие слои уменьшают отклик с увеличением частоты,то данное изобретение обеспечивает наибольшее преимущество на низких частотах. Другой путь для описания этой низкочастотной части относится к концепции величины полной ширины на уровне полумаксимума распределения частот (FWHM). Однако, в данном случае в качестве угловой низкой частоты используется величина низкой частоты при примерно семидесяти процентах(70%) от максимальной величины (уменьшение амплитуды примерно на 3 дБ) кривой. Тогда низкочастотная часть кривой является зоной от или ниже угловой низкой частоты. Полная ширина на уровне полумаксимума обычно является разницей между частотами на каждой стороне спектральной кривой линии, в которых величина частоты достигает половины максимальной величины, или уменьшается при-8 005692 мерно на 6 вБ по амплитуде (см. McGraw-Hill, Словарь научных и технических терминов, пятое издание, 1993). Таким образом, раскрыт способ сейсмической интерпретации подземных пористых или трещиноватых пластов, в котором сейсмические волны направляют на подземные разведываемые пористые или трещиноватые слои и записывают сейсмические волны, отраженные от подземных разведываемых пористых или трещиноватых пластов, в соответствии с фиг. 11. Сначала вычисляют множество комплектов зависящих от частоты данных для низкочастотных составляющих данных при или ниже величины частоты полной ширины на уровне полумаксимума. Как показано на фиг. 11, предпочтительно вычисляют 6 подкомплектов зависящих от частоты данных. После этого вычисляют скорость для каждого комплекта зависящих от частоты данных с целью получения зависящей от частоты скорости. Наконец, отображают эти зависящие от частоты скорости с использованием частоты и средней производной скоростей относительно частоты. Как было описано выше применительно к фиг. 9 и 10, полученные данные можно подвергать калибровке с использованием данных отдельных скважин. На фиг. 13 А, В и С показана взаимосвязь между зависящей от частоты обработкой и обычной технологией сейсмического анализа. На фиг. 13 А показан обычный сейсмический анализ, при котором предварительно обработанные данные сигналов подают на вход стандартного пакета обработки. После анализа скорости выполняют второй анализ с использованием суммирования, миграции или зависимости амплитуды от сейсмического сноса (AVO) для создания выходного изображения. В обычной стандартной обработке используют предварительно обработанные данные входных сигналов как единственный комплект данных. На фиг. 13 В к обычной технологии сейсмического анализа согласно фиг. 13 А добавлено первоначальное преобразование с помощью базисной функции перед анализом скорости. На фиг. 13 А, В и С показаны упрощенные функциональные блоки с целью иллюстрации. Действительный код вычислений,представляющий конкретное осуществление, является значительно более сложным и поэтому более сложным для понимания из-за многократно вложенных циклов и оптимизации с целью уменьшения времени вычислений для минимальной низкочастотной составляющей данных, где это возможно. Упрощенные функциональные блоки более четко указывают границы между уровнем техники и данным изобретением. Как показано на фиг. 13 В, базисная функция преобразует предварительно обработанные сигналы входных данных, зависящих от времени, в комплект данных, зависящих от полосы частот. Эти базисные функции могут быть любого типа, если только они создают фильтрованный выход вокруг некоторой заданной частоты. Например, можно использовать преобразования с помощью импульсов для каждой из центральных частот, начиная с l/Т и до n/Т для данных i = 1,2,n. Таким образом, предварительно обработанные сигналы входных данных, зависящих от времени, эффективно фильтруются в полосе вокруг центральной частоты короткого волнового цуга. Этот полученный комплект фильтрованных данных затем проходит через анализ скорости, в результате чего получают одну составляющую трансформированного выходного изображения. Когда обработают частоты низкочастотной составляющей данных и сложат их вместе, то получают результирующее выходное изображение. Поскольку каждая из составляющих фильтрованной в полосе частот скорости представляет скорость при специфической центральной частоте, то последовательно трансформированные выходные изображения можно численно дифференцировать в соответствии с широко известной технологией числового анализа с целью получения изображения производной относительно частоты. На фиг. 13 показано наиболее полное осуществление данного изобретения. В данном случае входные сигналы предварительно обработанных данных, преобразованных с помощью базисной функции на частной центральной частоте, проходят анализ скорости, затем попадают на суммирование, миграцию или анализ амплитуды в зависимости от сноса (AVO) для создания единственного зависящего от частоты кадра трансформированного выходного изображения. В ходе изменения центральной частоты внутри спектрального диапазона низкочастотной составляющей данных накапливают дополнительно кадры трансформированного выходного изображения. После обработки всех кадров низкочастотной составляющей данных отдельные кадры суммируют для создания выходного изображения. Как указывалось выше, угловая низкая частота низкочастотной составляющей данных может быть увеличена вплоть до максимальной используемой частоты или уменьшена до низкой частоты для создания выходного изображения с наилучшим контрастом. Показанный на фиг. 13 С способ можно использовать для создания выходного изображения с оптимальным контрастом для суммирования, миграции и AVO. Дополнительно к этому можно также использовать производную скорости относительно частоты для создания выходного изображения с оптимальным контрастом. Опыт изобретателей учит, что в зависимости от геологии резервуара и его данных каждый из этих аналитических способов может создавать наилучшее из выходных изображений с оптимальным контрастом. Кроме того, способ сейсмической интерпретации подземных пористых и трещиноватых пластов включает вычисление множества комплектов зависящих от частоты данных для низкочастотных составляющих данных. Стандартная обработка изображения для каждого комплекта зависящих от частоты данных используется для получения функций зависящих от частоты изображений. После этого получают-9 005692 функции зависящих от частоты изображений для низкочастотных составляющих данных. Наконец, используют отображение пористого или трещиноватого пласта с использованием частотной средней производной функций изображения по частоте. Полученные данные из скважин можно снова использовать для калибровки. Кроме того, способ сейсмической интерпретации подземных пористых или разломанных пластов снова включает вычисление множества комплектов зависящих от частоты данных для низкочастотных составляющих данных. После этого используют стандартную обработку каждого комплекта зависящих от частоты данных для получения функций зависящих от частоты изображений. Что касается низкочастотных составляющих данных, то для них получают функции зависящих от частоты изображений. Отображение пористого или трещиноватого пласта осуществляют с использованием частотного усреднения функции изображения. Раскрыт также способ сейсмического картографирования подземных пористых или разломанных пластов. Согласно этому способу отражение от цели выбирают из сейсмической карты подземных пористых или трещиноватых пластов. После этого выполняют выборку опорных амплитуд и опорных моментов времени прихода отражения от цели с использованием функций, вычисленных для частот свыше угловой низкой частоты. Затем получают функции зависящих от частоты изображений для отражения от цели для низкочастотных составляющих данных. Наконец, выполняют картографирование пористого или трещиноватого пласта с использованием отношения усредненного по частоте изображения низкочастотных составляющих данных к опорной амплитуде. Кроме того, и как описано в описанном последнем варианте выполнения этого способа, отражение от цели можно выбирать из функции изображения для сейсмического картографирования подземных пористых или трещиноватых пластов. Опорную амплитуду и опорные моменты времени прихода отражения от цели выбирают с использованием функций изображения, вычисленных для частот выше угловой низкой частоты. После этого получают функции зависящих от частоты изображений для отражения от цели для низкочастотных составляющих данных. Наконец, выполняют картографирование пористого или трещиноватого пласта с использованием разницы усредненного по частоте изображения низкочастотных составляющих данных и опорных амплитуд. В качестве дополнительного варианта выполнения способ сейсмического отображения подземных пористых или трещиноватых пластов включает выбор отражения от цели в функции изображения. После этого, получают моменты времени прихода отражения от цели с использованием функций изображения,вычисленных для частот выше угловой низкой частоты. Затем создают функции зависящих от частоты изображений для отражения от цели для использования низкочастотных составляющих данных. Затем следует выборка моментов времени прихода низких частот отражения от цели с использованием функции зависящего от частоты изображения. Наконец, выполняют картографирование пористого или трещиноватого пласта с использованием разницы усредненных по частоте моментов времени прихода низких частот и опорных моментов времени прихода. Как и во всех описанных выше вариантах выполнения,можно снова использовать действительные данные скважин для обработки и калибровки изображения. Следует обратить внимание на фиг. 9 и 10. Эти изображения подземных пористых или трещиноватых пластов никогда не существовали до появления технологии, описанной в данной заявке. Впервые имеется возможность надежно изображать узкие подземные пористые или трещиноватые пласты. Кроме того, за счет использования информации существующих скважин и корреляции этой информации с полученными изображениями можно распространять с высокой вероятностью обнаружение жидкости в скважине на другие части изображения. Таким образом, полученные изображения (или карты) сейсмических данных являются очень полезными изделиями, полученными с использованием этой технологии. Очевидно, что показанное на фиг. 10 изображение является особенно информативным в этом отношении. Изображение поля пористых или трещиноватых пластов станет без сомнения предметом уровня техники усовершенствованной технологии извлечения нефти. Эти технологии будут включать бурение на нефть и закачивание флюидов (обычно содержащих воду) для поддержки извлечения нефти. Извлечение нефти в неправильном месте ограничивает полезный срок службы скважины и может быть вредным для потенциальной производительности всего поля. Кроме того, закачивание флюида в неправильном месте может укорачивать время полезности пробуренной скважины и может быть даже вредным для полной возможной добычи из нефтяного поля. Изображение, созданное с помощью этой технологии, уравнивает возможности специалистов в области добычи нефти или газа получать точное трехмерное топографическое изображение разведываемого поля. Это позволяет принимать наилучшие решения как по добыче нефти, так и по нагнетанию флюида в сейсмически разведанное месторождение в соответствии с данным раскрытием. Хотя в данном случае не делается попытка раскрыть, как следует принимать такие решения, предлагается высококачественное изображение, на котором может базироваться такое решение. Полное содержание всех публикаций, патентов и патентных заявок, упомянутых в данном описании, включаются в данное описание, как если бы было указано для каждой публикации или патентной заявки специально или отдельно, что их полное содержание включается в данное описание.- 10005692 Приведенное здесь описание и наилучшие пути выполнения операций изобретения не должны ограничивать объем изобретения. Можно использовать многие модификации, альтернативные конструкции и эквиваленты без отхода от объема и идеи изобретения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ детального сейсмического исследования подземных пористых или трещиноватых пластов, в котором сейсмические волны направляют на подземные разведываемые пористые или трещиноватые пласты и записывают сейсмические волны, отраженные от подземных разведываемых пористых или трещиноватых пластов, при этом способ содержит стадии получения множества комплектов зависящих от частоты данных для низкочастотных составляющих данных сейсмических волн,вычисления для каждого комплекта зависящих от частоты данных по меньшей мере одной функции,выбранной из группы, состоящей из среднего значения относительной отраженной амплитуды, производной от среднего значения амплитуды по частоте и производной среднего значения задержки времени по частоте,получения изображения пористого или трещиноватого пласта на основе комплектов данных с использованием по меньшей мере одной функции. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных среднего значения относительной отраженной амплитуды и производной среднего значения амплитуды по частоте. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных среднего значения относительной отраженной амплитуды и производной среднего значения времени задержки по частоте. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных производной среднего значения амплитуды по частоте и производной среднего значения времени задержки по частоте. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что стадия вычисления содержит вычисление для каждого комплекта зависящих от частоты данных среднего значения относительной отраженной амплитуды, производной среднего значения амплитуды по частоте и производной среднего значения времени задержки по частоте. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно содержит стадии калибровки полученных данных с использованием совпадающих полевых данных, полученных с помощью по меньшей мере одной пробуренной скважины. 7. Изображение, полученное способом по п.1. 8. Способ сейсмического исследования подземных пористых или трещиноватых пластов, при котором сейсмические волны направляют на подземные разведываемые пористые или трещиноватые пласты и записывают сейсмические волны, отраженные от подземных разведываемых пористых или трещиноватых пластов, содержащий стадии вычисления множества комплектов зависящих от частоты данных для низкочастотных составляющих данных,вычисления скоростей для каждого комплекта зависящих от частоты данных для получения комплекта зависящих от частоты скоростей и изображения пористого или трещиноватого пласта с использованием производных скоростей по частоте. 9. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее входной комплект предварительно обработанных входных сигналов данных; комплект данных зависящей от частоты скорости, определенный для каждого из предварительно обработанных входных сигналов данных, при этом указанный комплект данных обработан для вычисления низкочастотной составляющей данных и высокочастотной составляющей данных, и вычисленное отношение высокочастотной составляющей данных к низкочастотной составляющей данных, формирующее зависящее от частоты сейсмическое изображение. 10. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее зависящую от частоты скорость, определенную для каждого комплекта зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных,комплект зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, дополнительно обработанных с помощью полосовой базисной функции преобразования, для образования изображения зависящих от частоты данных,вычисленную среднюю относительную отраженную амплитуду для каждого из изображений зависящих от частоты данных,при этом каждое из изображений зависящих от частоты данных имеет низкочастотную составляющую данных и высокочастотную составляющую данных.- 11005692 11. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее зависящую от частоты скорость, определенную для каждого комплекта зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, комплект зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, дополнительно обработанных с помощью полосовой базисной функции преобразования для образования изображения зависящих от частоты данных, вычисленную производную отраженной амплитуды по частоте для каждого из изображений зависящих от частоты данных, при этом каждое из изображений зависящих от частоты данных имеет низкочастотную составляющую данных и высокочастотную составляющую данных. 12. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.11, отличающееся тем, что комплект данных дополнительно содержит видимое для наблюдателя выходное изображение вычисленного отношения с соответствующим контрастом выходного изображения. 13. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.12, отличающееся тем, что указанная низкочастотная составляющая данных дополнительно содержит низкую частоту,ограниченную шумовыми пределами, вносимыми в изображение зависящих от частоты данных, и угловую низкую частоту на более высокой частоте, чем нижнее ограничение частоты, выбранную для улучшения соответствующего контраста выходного изображения. 14. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти, содержащее зависящую от частоты скорость, определенную для каждого комплекта зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, комплект зависящих от частоты предварительно обработанных входных сигналов данных, дополнительно обработанных с помощью полосовой базисной функции преобразования, для образования изображения зависящих от частоты данных, вычисленную производную среднего времени задержки по частоте для каждого из изображений зависящих от частоты данных, при этом каждое из изображений зависящих от частоты данных имеет низкочастотную составляющую данных и высокочастотную составляющую данных. 15. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.14, отличающееся тем, что указанный комплект данных дополнительно содержит видимое для наблюдения выходное изображение вычисленного отношения с соответствующим контрастом выходного изображения. 16. Зависящее от частоты сейсмическое изображение для обнаружения нефти по п.15, отличающееся тем, что указанная низкочастотная составляющая данных дополнительно содержит низкую частоту,ограниченную шумовыми пределами вносимых в изображение зависящих от частоты данных, и угловую низкую частоту на более высокой частоте, чем нижнее ограничение частоты, выбранную для улучшения соответствующего контраста выходного изображения.
МПК / Метки
МПК: G01V 1/28
Метки: изображения, насыщенных, интерпретация, обработка, частоты, подземных, данных, месторождений, fdpi, флюидом, зависящая, сейсмических, идентификации, мониторинга
Код ссылки
<a href="https://eas.patents.su/19-5692-zavisyashhaya-ot-chastoty-obrabotka-i-interpretaciya-fdpi-sejjsmicheskih-dannyh-dlya-identifikacii-izobrazheniya-i-monitoringa-nasyshhennyh-flyuidom-podzemnyh-mestorozhdenijj.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Зависящая от частоты обработка и интерпретация (fdpi) сейсмических данных для идентификации, изображения и мониторинга насыщенных флюидом подземных месторождений</a>
Предыдущий патент: Применение иономеров для уплотнения изоляционных материалов
Следующий патент: Способ обработки сейсмических данных
Случайный патент: Морской кессон