СПОСОБ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДЛЯ АНАЛИЗА НЕЛИНЕЙНЫХ СВОЙСТВ СРЕДЫ С ЦЕЛЬЮ РАСШИРЕНИЯ СПЕКТРА РЕГИСТРИРУЕМОГО ВОЛНОВОГО СИГНАЛА

1. Способ обработки сейсмических данных, включающий последовательное накопление информации от измерителей параметров геофизических полей, обработку измеренных данных, а также анализ и интерпретацию данных, при этом накопление информации осуществляют в базе данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и в БД материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, а измеренные данные обрабатывают последовательно в несколько этапов, отличающийся тем, что измеренные данные обрабатывают, последовательно выполняя совокупность операций, включающую шесть основных этапов а)-е):
а) производят первичную увязку материалов ГИС и сейсморазведки;
б) проводят фильтрацию материалов ГИС в искомом диапазоне частот;
в) формируют оптимальный фильтр материалов сейсморазведки и проводят анализ проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра;
г) рассчитывают поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот;
д) осуществляют расширение спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировку по материалам ГИС;
е) выполняют финальную увязку материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а анализ и интерпретацию данных с вынесением суждения о нелинейных свойствах геологической среды, наличии углеводородов, целесообразности их разработки, мониторинга и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемой площади проводят по совокупности материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что этап в) обработки данных включает операцию формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, а оптимальность фильтра определяют путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражением
i
i
i
где IP(t) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени t; F(t) - огибающая сигнала после применения фильтра.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе г) обработки данных проводят расчет полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением
pp
где R(t) - коэффициенты отражения продольных волн;
i
i-1
i
i-1
IP(t), IP(t) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t (на один дискрет раньше), при этом IP(t)-IP(t)=ΔIP - малая величина.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе д) обработки данных проводят объединение спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняют балансировку широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что на этапе е) финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки возвращаются к этапу б) обработки данных и проводят необходимое количество итераций вычислений.
6. Технологический комплекс для обработки сейсмических данных, содержащий последовательно соединенные блок 2 накопления информации от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей и блок 3 обработки данных, выходы которого подключены к входам блока 4 анализа и интерпретации данных, при этом блок 2 накопления информации содержит базу 5 данных (БД) геофизических исследований скважин (ГИС) и БД 6 материалов сейсморазведки в окрестности опорных скважин, блок 3 обработки данных включает последовательно соединенные каналы обработки данных, отличающийся тем, что блок 3 обработки данных включает шесть последовательно соединенных каналов 7-12 обработки данных (КОД) соответственно этапам обработки, выполненных в виде программируемых вычислительных устройств: КОД 7 первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, КОД 8 фильтрации материалов ГИС в искомом диапазоне частот, КОД 9 формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки и анализа проявления нелинейных эффектов изучаемой среды в полосе пропускания фильтра, КОД 10 расчета поля упругих импедансов (жесткостей) / скоростей пробега упругих волн в искомом диапазоне частот, КОД 11 расширения спектра записи материалов сейсморазведки и его балансировки по материалам ГИС, КОД 12 финальной увязки материалов ГИС и сейсморазведки с учетом расширенного спектра сигнала, а блок 4 анализа и интерпретации данных включает субблок 13 для хранения и отображения материалов сейсморазведки с расширенным диапазоном частот и субблок 14 для хранения и отображения результатов широкополосной увязки материалов ГИС и сейсморазведки, входы которых соединены с выходом блока 3 обработки данных.
7. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 7 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм первичной увязки материалов ГИС и сейсморазведки путем расчета синтетических сейсмотрасс и их увязки по одному реперному, наиболее ярко выраженному горизонту.
8. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 8 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм фильтрации материалов ГИС во временной области в искомом диапазоне частот.
9. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 9 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм формирования оптимального фильтра материалов сейсморазведки, в полосе пропускания которого наиболее отчетливо выражены нелинейные эффекты, проявляемые изучаемой средой, при этом оптимальность фильтра определяется путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла огибающей фильтрованного сигнала и кривой упругой жесткости в точках опорных скважин в соответствии с выражением
i
i
i
где IP(t) - упругие жесткости по скважинным данным в моменты времени t; F(t) - огибающая сигнала после применения фильтра.
10. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 10 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм расчета полей упругих импедансов (жесткостей) по приближенной формуле решения обратной динамической задачи в соответствии с выражением
pp
где R(t) - коэффициенты отражения продольных волн;
1
i-1
i
i-1
IP(t), IP(t) - упругие жесткости соответственно в заданный и предыдущий дискреты времени t (на один дискрет раньше), при этом IP(t)-IP(t)=ΔIP - малая величина.
11. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 11 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм объединения спектров исходного сигнала и искомого сигнала F(t), при этом при суммировании выполняется балансировка широкополосного спектра суммарного сигнала путем минимизации суммы квадратов отклонения интеграла суммарного сигнала и широкополосной записи кривой упругих жесткостей по скважинным данным.
12. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что КОД 12 выполнен в виде вычислительного устройства, реализующего алгоритм финальной увязки суммарного сигнала и данных ГИС, причем при условии недостаточной степени когерентности материалов ГИС и суммарного сигнала сейсморазведки процесс обработки данных возвращается в КОД 8, и проводится необходимое количество итераций.
13. Комплекс по п. 6, отличающийся тем, что блок 2 накопления информации, блок 3 обработки данных и блок 4 анализа и интерпретации данных выполнены в виде блоков программируемого устройства, причем блок 4 анализа и интерпретации данных выполнен с возможностью отображения результатов обработки на графических диаграммах и/или их сохранения на накопителях информации.