EA 32502B1 20190628

	Патентная документация ЕАПВ
Запрос:	ea000032502b*\id
Результат:	ID\|Номер и дата охранного документа

больше ...

Термины запроса в документе

Реферат

[RU]

1. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий: (a) выбор управляемого источника, содержащего выполненный с ним цельно сжимающий поршень; (b) выбор диаграммы свип-сигнала; (c) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала, причем указанный свип-сигнал характеризуется связанной продолжительностью; (d) измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной диаграммой свип-сигнала во время прохождения указанного свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной диаграммы свип-сигнала; (e) вычисление по меньшей мере одного смещения положения сжимающего поршня Р на основе указанного по меньшей мере одного отклонения частоты и истории смещений, причем по меньшей мере одно смещение положения сжимающего поршня применяется к положению сжимающего поршня по умолчанию для корректировки указанного по меньшей мере одного отклонения частоты; (f) регулирование положения указанного сжимающего поршня в указанном управляемом источнике во время создания указанного свип-сигнала на основе указанного смещения положения сжимающего поршня для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала; (g) записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом; (h) использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.

2. Способ сейсмической разведки по п.1, в котором стадии (c)-(g) выполняют множество раз для получения множества разных свип-сигналов.

3. Способ сейсмической разведки по п.1, в котором, по меньшей мере, стадии (d)-(f) выполняют непрерывно во время прохождения указанного свип-сигнала, получая тем самым множество смещений положения сжимающего поршня.

4. Способ сейсмической разведки по п.2, в котором стадия (е) предусматривает: (e1) вычисление истории смещений Р (sweep_time) на основе по меньшей мере одного из указанного смещения положения сжимающего поршня Р, где sweep_time - это время в течение прохождения свип-сигнала, причем история смещений Р (sweep_time) включает множество значений Р от предыдущих значений sweep_time; (е2) составление набора историй смещений P _l (sweep_time), где P _l (sweep_time) - история смещений, вычисленная для i-го свип-сигнала, причем 1 ≤i ≤N, N ≥2 - номер свип-сигнала из указанного множества и sweep_time - время в течение прохождения указанного свип-сигнала; (е3) вычисление усредненной по множеству истории смещений P _avg (sweep_time), где P _avg (sweep_time) - компиляция из двух или более указанных P _l (sweep_time); (е4) вычисление new_DSPP (sweep_time) =old_DSPP (sweep_time)+SF*P _avg (sweep_time), где new_DSPP (sweep_time) - обновленная траектория положения сжимающего поршня по умолчанию в зависимости от указанного sweep_time, old_DSPP (sweep_time) - текущая траектория положения сжимающего поршня по умолчанию в зависимости от указанного времени sweep_time и SF - коэффициент стабилизации в диапазоне от 0 до 1 включительно, причем стадия (f) предусматривает (f1) регулирование указанного положения сжимающего поршня до положения, по меньшей мере, приблизительно равного указанному new_DSPP (sweep_time) положению в зависимости от указанного времени sweep_time во время прохождения указанного свип-сигнала для использования указанной обновленной траектории сжимающего поршня по умолчанию для регулирования указанного положения указанного сжимающего поршня в указанном резонаторе.

5. Способ сейсмической разведки по п.1, в котором указанный управляемый источник выбирают из группы, состоящей из резонатора для морской сейсмической разведки, резонатора для наземной сейсмической разведки и скважинного резонатора.

6. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий: (a) выбор регулируемого управляемого источника; (b) выбор параметра, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника, причем указанный параметр выбирают из группы, состоящей из давления газа, когда поршень газовой пружины находится в состоянии покоя, площади поршня газовой пружины, глубины буксирования управляемого источника и общей длины пространства газовой пружины в управляемом источнике; (c) выбор диаграммы свип-сигнала; (d) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала; (e) измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной диаграммой свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной диаграммы свип-сигнала; (f) регулирование указанного параметра, связанного с указанной резонансной частотой указанного управляемого источника во время прохождения указанного свип-сигнала на основе указанного по меньшей мере одного отклонения частоты для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала, причем указанный параметр регулируется для минимизации указанного по меньшей мере одного отклонения частоты; (g) записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом; (h) использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.

7. Способ сейсмической разведки по п.6, в котором указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки, причем указанный резонатор для морской сейсмической разведки содержит поршень газовой пружины.

8. Способ сейсмической разведки по п.6, в котором указанный определенный параметр, связанный с резонансной частотой указанного управляемого источника, представляет собой общую длину пространства газовой пружины, причем указанную общую длину пространства газовой пружины регулируют с помощью по меньшей мере одного сжимающего поршня, при этом стадия (f) предусматривает следующие стадии: (f1) вычисление поправки на смещение положения сжимающего поршня ΔР: ΔP= Δf/ER'(SP), где Δf - указанное отклонение частоты, SP - положение указанного сжимающего поршня, ER' - градиент ожидаемой зависимости резонансной частоты указанного управляемого источника от положения сжимающего поршня; (f2) вычисление new_P=old_P+ ΔР*SF,где SF- коэффициент стабилизации в диапазоне от 0 до 1, old_Р - текущее смещение положения сжимающего поршня и new_P - новое смещение положения указанного сжимающего поршня; (f3) перемещение указанного сжимающего поршня в положение, по меньшей мере, приблизительно равное new_P+DSPP, где DSPP - текущее положение сжимающего поршня по умолчанию, от которого выполняют смещение для регулирования указанного положения указанного по меньшей мере одного сжимающего поршня в указанном резонаторе.

9. Способ сейсмической разведки по п.6, в котором указанный управляемый источник выбирают из группы, состоящей из резонатора для морской сейсмической разведки, резонатора для наземной сейсмической разведки и скважинного резонатора.

10. Способ сейсмической разведки по п.6, в котором указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки, причем указанный резонатор для морской сейсмической разведки содержит поршень газовой пружины.

11. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий: (а) выбор управляемого источника, содержащего выполненную с ним цельно газовую пружину; (b) определение требуемой резонансной частоты указанного управляемого источника; (c) установку глубины буксирования указанного управляемого источника таким образом, чтобы резонансная частота указанного управляемого источника, по меньшей мере, приблизительно равнялась указанной требуемой резонансной частоте, причем указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки; (d) выбор диаграммы свип-сигнала; (e) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала; (f) измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной диаграммой свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной диаграммы свип-сигнала; (g) регулирование глубины буксирования указанного управляемого источника на основе указанного по меньшей мере одного отклонения частоты, регулируя тем самым резонансную частоту указанного управляемого источника для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала, при этом глубину буксирования регулируют для минимизации указанного по меньшей мере одного отклонения частоты; (h) создание второго свип-сигнала указанного управляемого источника на основе указанной отрегулированной глубины буксирования; (i) записывание сейсмических данных, созданных указанным вторым свип-сигналом; (j) использование указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.

12. Способ сейсмической разведки по п.11 в котором стадии (d)-(i) выполняют множество раз для получения множества разных свип-сигналов.

13. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий: (а) выбор управляемого источника, содержащего выполненную с ним цельно газовую пружину; (b) определение по меньшей мере одного параметра, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника, причем указанный по меньшей мере один параметр выбран из группы, состоящей из давления газа, когда поршень газовой пружины находится в состоянии покоя, глубины буксирования управляемого источника и общей длины пространства газовой пружины в управляемом источнике сейсмических волн; (c) выбор диаграммы свип-сигнала; (d) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала; (e) во время прохождения указанного свип-сигнала; (e1) непрерывное определение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной выбранной диаграммой свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной выбранной диаграммы свип-сигнала, (е2) непрерывное регулирование по меньшей мере одного из указанных параметров, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника на основе указанного по меньшей мере одного определенного отклонения частоты, таким образом получая отрегулированную резонансную частоту указанного управляемого источника для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала, причем указанный по меньшей мере один из указанных параметров регулируют для минимизации указанного по меньшей мере одного отклонения частоты; (f) записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом; (g) использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.

14. Способ сейсмической разведки по п.13, в котором указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки, причем указанный резонатор для морской сейсмической разведки содержит поршень газовой пружины.

Полный текст патента

(57) Реферат / Формула:

Евразийское
патентное
ведомство
032502
(13) B1
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.06.28
(21) Номер заявки 201592095
(22) Дата подачи заявки 2014.10.15
(51) Int. Cl.
G01V 1/00 (2006.01) G01V1/133 (2006.01)
(54)
СИСТЕМА И СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ РЕЗОНАТОРА ПОСРЕДСТВОМ АКТИВНОЙ ОБРАТНОЙ СВЯЗИ
(31) 61/894,729
(32) 2013.10.23
(33) US
(43) 2016.05.31
(86) PCT/US2014/060673
(87) WO 2015/061098 2015.04.30
(71) (73) Заявитель и патентовладелец:
БИПИ КОРПОРЕЙШН НОРД АМЕРИКА ИНК. (US)
(72) Изобретатель:
Харпер Марк Френсис Люсьен, Деллинджер Джозеф Энтони (US)
(74) Представитель:
Гизатуллина Е.М. (RU)
(56) US-A-6035257 US-A-4782446 US-A-3854118 US-A-5491306 WO-A2-2009153595 US-A1-2012155217
(57) В настоящем документе раскрыта система и способ создания усовершенствованного сигнала от сейсмического источника посредством применения механизма обратной связи, активного адаптивного управления для возмущения резонатора в реальном времени, таким образом, создается возможность следить за тем, чтобы общая траектория прохождения свип-сигнала не отклонялась от заданной, даже если точные данные каждого колебания источника не ограничены. В соответствии с вариантом осуществления предлагается способ регулирования сжимающего поршня или глубины буксирования источника сейсмических волн в виде поршневого резонатора для установки резонансной частоты на требуемое значение. Следовательно, полученный в результате сейсмический сигнал значительно лучше по сравнению с сейсмическими сигналами, полученными с помощью резонаторов, в которых не используются предлагаемые решения.
Ссылки на родственные заявки
Согласно настоящей заявке испрашивается приоритет в соответствии с предварительной заявкой на выдачу патента США № 61/894729, поданной 23 октября 2013 г., озаглавленной "System and Method for Resonator Frequency Control by Active Squeeze Position Feedback", которая включена в настоящий документ во всей полноте посредством ссылки.
Заявление об исследованиях и разработках, финансируемых из федерального бюджета
Нет данных.
Область техники, к которой относится настоящее изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к сейсморазведочным геофизическим методам, в частности к способам управления источниками сейсмических волн для получения точных изображений земных недр с целью сейсморазведки и сейсмических наблюдений.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
Сейсмическая разведка предполагает попытку получения изображений или картирования земных недр посредством передачи энергии звуковых волн вглубь земных пластов и записи "эхо-сигналов", возвращаемых от залегающих слоев пород. Распространяющаяся вниз энергия звуковых волн может происходить, например, от взрывов или вибрационных источников сейсмических волн на суше или от пневматических пушек в морской среде. При выполнении сейсмической разведки источник энергии располагают на различных участках вблизи поверхности земли над исследуемой геологической структурой. При активации источник генерирует сейсмический сигнал, который распространяется вниз через толщу земли. Затем "эхо" от этого сигнала записывают во множестве пунктов на поверхности. После этого множество полученных комбинаций источника/результатов записей складывают и строят квазинепрерывный разрез, который может иметь многокилометровую длину. Для двухмерной (2-D) сейсмической разведки пункты приема располагают главным образом вдоль одной прямой линии, а для трехмерной (3-D) разведки пункты приема распределяют по всей поверхности в виде сетки. Говоря проще, вдоль сейсмического профиля при 2-D разведке строится разрез (вертикальный срез) земных слоев, залегающих непосредственно под пунктами приема. В свою очередь, 3-D разведка предоставляет "куб" или массив данных, который, хотя бы теоретически, дает 3^-изображение земных пластов, залегающих под площадью исследований. На самом же деле как 2-D, так и 3-D сейсморазведка исследует некоторый объем земных пластов, расположенных под исследуемой площадью. Наконец, 4-D (или повторная) сейсморазведка производится на одной и той же площади последовательно два или более раз. Очевидно, что при сравнении последовательно полученных изображений недр любые изменения (с учетом отличий в форме колебаний, генерируемых каждым источником, приемников, регистрирующих приборов, внешних шумов и т.д.) будут свидетельствовать об изменениях в недрах.
Сейсмическая разведка состоит из огромного количества отдельных сейсмических записей или трасс. Частота дискретизации цифровой записи на сейсмической трассе обычно равна 0,002 с (2 мс), хотя также используются частоты 4 и 1 мс. При использовании традиционных импульсных источников длина трасы составляет 5-16 с, что соответствует 2500-8000 дискретным значениям, полученным с шагом 2 мс. При использовании неимпульсного источника необходимо учитывать дополнительное время активации источника, поэтому длина трассы в целом будет больше или запись может быть непрерывной. Как правило, полученные в результате активации одного источника сейсмических волн данные соответствуют одной трассе, поэтому одна трасса получается для каждой активации системы источник-приемник. В случае непрерывной записи на стадии предварительной обработки трассы могут быть отображением непрерывных данных, и в этом случае последовательно полученные трассы могут накладываться друг на друга во времени. Иногда множество физических источников могут быть активированы одновременно, однако в настоящем документе сигнал составного источника будет называться "источником", независимо от того, был ли он получен от одного или нескольких физических источников.
При проведении 2-D разведки, как правило, получают несколько десятков тысяч трасс, а при проведении 3-D разведки количество отдельных трасс может доходить до нескольких миллионов.
После регистрации сейсмические трассы необходимо обработать, подготовив их таким образом для использования в исследовании. Одной важной составляющей обработки является получение точной оценки скорости распространения волны в разрезе рядом с местом разведки. Точные оценки скорости распространения волны в разрезе очень полезны при проведении сейсмических исследований в различных областях. Например, распределение скорости распространения волны в разрезе земных пластов указывает на геологическую структуру, литологию, состав слоев и т. д. Не менее важно, что такие скорости можно использовать при обработке сейсмических данных для получения изображений залегающих пластов.
Во многих случаях начальная приближенная скоростная модель для земных пластов может быть построена на основе диаграмм геофизических исследований скважины, пиков из анализа скоростей распространения сейсмических волн и т.д., потом эту модель уточняют, используя зарегистрированные сейсмические данные. Ранее главный способ обновления скоростной модели для построения глубинных сейсмических изображений в районах со сложным геологическим строением основывался на лучевой отражательной томографии. Но недавно для обновления скоростных моделей стали применять способ,
известный как полноволновая инверсия (FWI). Однако ввиду нелинейности инверсной задачи при FWI обычно используется многоуровневый подход, т.е. сначала инвертируют низкочастотные данные, а потом инвертируют данные с постепенно увеличивающимися частотами.
При применении способа FWI для стандартных сейсмических данных возникает одна неоднозначность, заключающаяся в том, что рисунок колебаний источника сейсмических волн представляет собой неизвестную переменную, которую необходимо определить в рамках инверсной задачи. Более того, ни источник, ни сейсмические данные не характеризуются достаточно низкими частотами (например, менее приблизительно 4 Гц), которые можно было бы успешно использовать в способе FWI, не обладая при этом a priori полной информацией о скоростной модели, характерной для земных пластов. Следовательно, источники сейсмических волн были созданы или модифицированы таким образом, чтобы предоставлять дополнительную энергию сейсмических волн в частотных диапазонах, которые играют немаловажную роль при построении изображений.
К источникам, удовлетворяющим такие требования, можно отнести управляемые источники сейсмических волн для применения на суше или в морской среде. Используемый в настоящем документе термин "управляемый источник" означает акустический источник сейсмических волн, который передает звук главным образом в конкретный момент времени на одной частоте, частотный профиль которого в зависимости от времени после начала свип-сигнала является управляемым и непрерывным и физические ограничения которого ограничивают амплитуду его выходного сигнала, которая, как правило, меняется в зависимости от частоты. К управляемым источникам можно отнести, исключительно в качестве примера, вибросейсмические источники для наземной сейсмической разведки и резонаторы для использования в морской среде для разведки в море и т.д.
Особенное внимание в настоящей заявке уделяется управляемым источникам сейсмических волн в виде поршневого резонатора для морской сейсмической разведки. Информацию касательно такого устройства можно найти, например, в предварительной заявке на выдачу патента США №61/290611 и выделенной РСТ заявке PCT/US 2010/062329, раскрытие который включено в настоящий документ во всей полноте посредством ссылки.
Вибрационный управляемый источник сейсмических волн, как правило, создает точно заданный свип-сигнал. В идеале каждым действием источника можно управлять, поэтому получаемая в результате форма колебаний волны совпадает с требуемой. Однако источник сейсмических волн для морской разведки типа резонатора, в свою очередь, меняет свою конфигурацию заданным образом, таким образом меняя со временем резонансную частоту вдоль требуемой траектории, но точные данные свип-сигнала не ограничены. Так, например, резонансный источник в идеале должен создавать свип-сигнал заданной частоты в зависимости от времени, но его фаза может быть задана с меньшей точностью. Если условия не совпадают с заданными, свип-сигнал может отклоняться от требуемого характера приращения частоты, а полученный в результате сигнал может и не характеризоваться требуемой зависимостью частоты от времени, а в некоторых случаях может даже и не содержать требуемый частотный спектр.
Таким образом, необходим способ генерирования сейсмического сигнала посредством управляемого источника, который бы обеспечивал получение сигнала, характеристики которого позволят использовать его для построения изображений земных пластов.
Из этого можно сделать вывод, который собственно и сделали авторы изобретения, что продолжает существовать необходимость в способе регистрации сейсмических данных, который позволит устранить описанные недостатки.
Перед тем, как приступить к подробному описанию, в первую очередь необходимо отметить, что приведенное далее раскрытие, а также прилагаемые фигуры, не должны рассматриваться как ограничивающие, так как они приведены исключительно в качестве примера (или как варианты осуществления). Также специалисты в области техники, к которой относится настоящее изобретение, смогут определить другие варианты его осуществления, входящие в объем прилагаемой формулы изобретения.
Краткое раскрытие настоящего изобретения
В настоящем документе раскрыта система и способ создания усовершенствованного сигнала от сейсмического источника посредством применения в соответствии с вариантом осуществления механизма обратной связи, активного адаптивного управления, для возмущения резонатора в реальном времени, таким образом следя за тем, чтобы общая траектория прохождения свип-сигнала не отклонялась от заданной, даже если точные данные каждого колебания источника не ограничены. Следовательно, полученный в результате сейсмический сигнал значительно лучше по сравнению с сейсмическими сигналами, полученными с помощью резонаторов, в которых не используются предлагаемые решения.
В соответствии с вариантом осуществления предлагается способ контроля возникновения пиков амплитуды резонатора в соответствующие периоды времени. Таким образом значение средней частоты должно сохраняться абсолютно или почти абсолютно правильным. Даже в этом случае фаза сигнала, которая увеличивается по интегралу частоты от времени от начала передачи, может отклоняться от заданного значения, в частности к концу передачи. Однако, поскольку работа источника не зависит от абсолютной точности частоты, более того для его работы фаза также не должна быть абсолютно точной, ошибки при превышении цикла (360°) могут допускаться в зависимости от области применения. Ожида
ется, что оптимальный коэффициент жесткости, описанный далее, также будет меняться каждый день, а опытный оператор сможет быстро приспособиться и установить нужное значение для текущих условий.
В соответствии с вариантом осуществления в настоящем документе предлагается способ сейсмической разведки на площади, характеризующейся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий выбор управляемого источника, содержащего выполненный с ним цельно сжимающий поршень; выбор характеристики свип-сигнала; создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной характеристики свип-сигнала, причем указанный свип-сигнал характеризуется связанной с ней продолжительностью; измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной характеристикой свип-сигнала во время прохождения указанного свип-сигнала; использование по меньшей мере одного из указанного по меньшей мере одного измеренного отклонения частоты и указанной характеристики свип-сигнала для определения смещения положения сжимающего поршня от состояния равновесия; во время создания указанного свип-сигнала использование указанного определенного смещения положения сжимающего поршня от состояния равновесия для регулирования положения указанного сжимающего поршня в указанном управляемом источнике; записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом; и использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается резонатор для морской сейсмической разведки с резонирующим элементом в виде поршня, содержащий корпус; газовую пружину, расположенную внутри указанного корпуса; сжимающий поршень, расположенный внутри указанного корпуса и соединенный с указанной газовой пружиной посредством жидкости; и микропроцессор, связанный с указанной газовой пружиной и указанным сжимающим поршнем посредством электронных средств связи, причем указанный микропроцессор содержит компьютерные команды, обеспечивающие выполнение требуемой характеристики свип-сигнала с помощью указанной газовой пружины; измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанной требуемой характеристикой свип-сигнала и фактической полученной характеристикой свип-сигнала; использование по меньшей мере одного из указанного по меньшей мере одного отклонения частоты для регулирования положения указанного сжимающего поршня в указанном резонаторе и выполнение указанной требуемой характеристики свип-сигнала после регулирования положения указанного сжимающего поршня в указанном резонаторе.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения в настоящем документе предлагается способ сейсмической разведки на площади, характеризующейся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий выбор регулируемого управляемого источника; выбор параметра, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника; выбор характеристики свип-сигнала; создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной характеристики свип-сигнала; во время прохождения указанного свип-сигнала измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной характеристикой свип-сигнала; во время прохождения указанного свип-сигнала использование указанного по меньшей мере одного отклонения частоты для регулирования указанного параметра, связанного с указанной резонансной частотой указанного управляемого источника; записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом; использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.
В соответствии с другим вариантом осуществления предлагается способ сейсмической разведки на площади, характеризующейся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий выбор управляемого источника, содержащего выполненную с ним цельно газовую пружину; определение требуемой резонансной частоты указанного управляемого источника; установку глубины буксирования указанного управляемого источника таким образом, чтобы резонансная частота указанного управляемого источника, по меньшей мере, приблизительно равнялась указанной требуемой резонансной частоте; выбор характеристики свип-сигнала; создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной характеристики свип-сигнала; измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной характеристикой свип-сигнала; использование по меньшей мере одного из указанного по меньшей мере одного отклонения частоты для регулирования глубины буксирования указанного управляемого источника, тем самым регулируя резонансную частоту указанного управляемого источника; создание второго свип-сигнала указанного управляемого источника на основе указанной отрегулированной глубины буксирования; записывание всех сейсмических данных, созданных указанным вторым свип-сигналом; использование указанных записанных сейсмических данных для исследования земных пластов на указанной площади.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ сейсмической разведки на площади, характеризующейся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматри
вающий выбор управляемого источника, содержащего выполненную с ним цельно газовую пружину; определение по меньшей мере одного параметра, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника; выбор характеристики свип-сигнала; создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной характеристики свип-сигнала; во время прохождения указанного свип-сигнала непрерывное определение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной выбранной характеристикой свип-сигнала и непрерывное использование указанного по меньшей мере одного определенного отклонения частоты для регулирования по меньшей мере одного из указанных параметров, связанных с резонансной частотой указанного управляемого источника, таким образом получая отрегулированную резонансную частоту указанного управляемого источника; записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом; использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ сейсмической разведки на площади, характеризующейся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий выбор регулируемого резонансного источника сейсмических волн; выбор по меньшей мере одного регулируемого параметра, связанного с резонансной частотой указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн; выбор характеристики свип-сигнала; создание свип-сигнала посредством указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн на основании указанной характеристики свип-сигнала; во время прохождения указанного свип-сигнала измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной характеристикой свип-сигнала и использование указанного по меньшей мере одного отклонения частоты для регулирования указанного по меньшей мере одного регулируемого параметра указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн в режиме реального времени, таким образом регулируя указанную резонансную частоту указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн; записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом; и использование указанных записанных сейсмических данных для исследования земных пластов на указанной площади.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предлагается способ сейсмической разведки на площади, характеризующейся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий выбор регулируемого резонансного источника сейсмических волн; выбор по меньшей мере одного регулируемого параметра, связанного с резонансной частотой указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн; выбор характеристики свип-сигнала; создание свип-сигнала посредством указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн на основании указанной характеристики свип-сигнала; измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной характеристикой свип-сигнала; использование любого указанного по меньшей мере одного отклонения частоты для регулирования по меньшей мере одного указанного регулируемого параметра указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн, таким образом регулируя указанную резонансную частоту указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн; создание второго свип-сигнала указанного регулируемого резонансного источника сейсмических волн после регулирования указанной резонансной частоты; записывание всех сейсмических данных, созданных указанным вторым свип-сигналом; и использование указанных записанных сейсмических данных для исследования земных пластов на указанной площади.
Также объем настоящего изобретения предусматривает и другие варианты осуществления и изменения, понятные специалистам в области техники настоящего изобретения на основании приведенного в настоящем документе раскрытия.
Далее в настоящем документе с использованием широких по своему значению терминов описаны наиболее существенные признаки настоящего изобретения, которые обеспечивают более полное понимание идей и стараний авторов изобретения.
Настоящее изобретение не ограничивается этой заявкой, приведенными в описании или показанными на фигурах особенностями конструкции и расположением компонентов. Настоящее изобретение предусматривает другие варианты осуществления или может быть реализовано на практике другими способами, не указанными специально в настоящем документе. Также следует понимать, что термины и выражения, использованные в настоящем документе, являются описательными и не ограничивают объем настоящего изобретения.
Краткое описание фигур
Другие цели и преимущества станут понятными после ознакомления с приведенным ниже подробным описанием со ссылками на фигуры.
На фиг. 1 в целом показана среда регистрации и обработки сейсмических данных.
На фиг. 2 показан вариант осуществления управления источником с помощью компьютера активного управления положением поршня.
На фиг. 3 показан пример операционной логики в соответствии с вариантом осуществления алго
ритма компьютера активного управления положением поршня.
На фиг. 4 схематически показан вариант осуществления аппаратной части.
Подробное раскрытие настоящего изобретения
Настоящее изобретение предполагает осуществление различных его вариантов, однако в настоящем документе подробно будут описаны только некоторые характерные варианты осуществления. Следует понимать, что раскрытие настоящего изобретения приводит примеры его основных идей и не ограничивает его осуществление описанными вариантами или алгоритмами.
На фиг. 1 приведен общий вид варианта осуществления и связанной с ним среды. Как показано на фигуре, в блоке 110 составляют проект сейсмической разведки для построения изображений целевого участка или площади земных пластов в соответствии со способами, которые хорошо известны специалистам в области техники настоящего изобретения. Под сейсмической разведкой может подразумеваться, например, вертикальное сейсмическое профилирование (VSP), наземная сейсмическая разведка, морская сейсмическая разведка или некоторые их комбинации. Специалистам в области техники настоящего изобретения понятен принцип проведения разведывательных работ и, в частности, способ построения изображений конкретного целевого участка земных пластов.
Этот процесс предусматривает ввод программно-реализованных алгоритмов 140 в ЦП 150, причем ЦП может представлять собой любое традиционное или нетрадиционное программируемое вычислительное устройство. Алгоритмы могут содержать стандартные модули обработки сейсмических данных, а также они могут представлять собой алгоритмы, оптимизированные для использования источников сейсмических волн с активно регулируемой частотой. В соответствии с вариантом осуществления доступность таких усовершенствованных источников благоприятно влияет на процесс 110.
Во время разведки сейсмические данные будут собираться с учетом задачи такой разведки (блок 120). Сюда входит размещение источника и приемников, по меньшей мере, приблизительно по целевому назначению и записывание активаций источника, как это обычно делается. Записанные сейсмические волны (т.е. сейсмические данные) могут быть (а могут и не быть) подвержены полевой обработке до того, как они будет переданы в центр обработки, где обычно выполняют целую группу операций по обработке. В отличие от традиционных источников, в соответствии с одним или несколькими вариантами осуществления после активации 200 выполняют процесс 260 с обратной связью, таким образом сохраняя точность их частот независимо от внешних возмущений, что будет более подробно описано на примере согласно фиг. 2.
Обычно в центре обработки выполняют начальную обработку, чтобы связать каждую сейсмическую запись с поверхностью или другим пунктом (блок 130), хотя некоторые аспекты, характерные для этого блока, также могут выполняться, пока данные еще не попали в центр обработки. Как бы то ни было, компьютерная система 150, функцию которой может выполнять рабочая станция, сервер, центральный процессор, параллельный компьютер, соединенные в сеть компьютеры или рабочие станции и т.д., будет использоваться для дополнительной обработки данных, чтобы их можно было использовать при разведке.
Традиционно обрабатываемые сейсмические данные отображаются на экране компьютера, например на экране рабочей станции 170. Выходной сигнал сейсмической обработки можно использовать для составления карт или графиков сейсмических данных и/или сейсмических атрибутов 180 в соответствии со способами, хорошо известными специалистам в области техники настоящего изобретения.
Очень часто способы, изложенные в настоящем документе, в блоке 110 могут использоваться в качестве компонента проектирования сейсморазведочных работ, а затем использоваться при проведении самой разведки (блок 120).
На фиг. 2 показан пример варианта осуществления, основные идеи которого, описанные в настоящем документе, могут быть реализованы в источнике сейсмических волн в виде поршневого резонатора с регулируемой частотой для морской сейсмической разведки. Номинальные параметры 210 свип-сигнала будут использоваться как для приведения источника 220 в действие, так и в качестве регулируемых пользовательских параметров в алгоритме 240 управления с обратной связью. Алгоритмы 240, описанные в настоящем документе, могут храниться на локальном или удаленном жестком диске или на каком-либо энергонезависимом устройстве хранения данных (например, флэш-накопитель). Алгоритмы 240 могут использоваться в ЦП 250 управляющего компьютера, который обычно физически связан с подводным источником сейсмических волн, но также может находиться на буксирующем судне (не показано). В соответствии с этим вариантом осуществления ЦП 250 управляющего компьютера обеспечивает слежение за работающим источником 230 сейсмических волн, вычисляет необходимое смещение 300 (используя в соответствии с некоторыми вариантами осуществления коэффициент 255 стабилизации) и обновляет внутреннюю конфигурацию резонансного источника для морской сейсмической разведки в соответствии с необходимостью отрегулировать создаваемую частоту до ее номинального значения. (Необязательный дополнительный процесс 270 с обратной связью, который обращается от одного свип-сигнала к следующему, будет описан подробнее ниже.)
В соответствии с вариантом осуществления предлагается система и способ повышения качества изображений, полученных на основе сейсмических данных (переданных и отраженных), за счет повыше
ния прогнозируемости и качества источника сигнала, генерируемого управляемым источником.
В первую очередь вариант осуществления согласно настоящему изобретению предполагает применение источника сейсмических волн в виде поршневого резонатора, характеризующегося по меньшей мере двумя режимами регистрации: одночастотным, "зуммерным" режимом и "режимом изменяющейся частоты". В режиме изменяющейся частоты устройство согласно настоящему изобретению создает сигнал, который похож на сигнал морского вибросейса. В соответствии с вариантом осуществления и одним примером свип-сигнал частотой от приблизительно 2 до приблизительно 8 Гц будет называться "узкополосным" свип-сигналом. Под "узкой полосой" следует понимать полосу пропускания менее двух или трех октав. Такой свип-сигнал с узкой полосой пропускания не подходит для традиционных способов построения изображений, но может быть очень полезным в других областях, например для полноволновой инверсии (FWI).
Регистрация с помощью монохроматического источника с регулируемой частотой в настоящем документе обозначена термином "регистрация зуммерных сигналов", а источник, работающий в таком режиме, "источником зуммерных сигналов". В этом случае ограниченность полосы пропускания определяется устойчивостью частоты источника, продолжительностью активности источника или продолжительностью периода времени, который можно рассматривать как одну "точку возбуждения" с учетом длины волны сигнала и скорости движения источника по регистрационной сетке. Чем уже полоса пропускания, тем больше отношение сигнал-шум в этой полосе пропускания для этого источника с заданной амплитудой и для свип-сигнала заданной длины. Таким образом, повышение устойчивости частоты источника, в частности для регистрации зуммерных сигналов, также улучшает отношение сигнал-шум в выходном сейсмическом сигнале.
Для традиционных вибрационных источников, например для вибрационных источников для морской или наземной сейсмической разведки, под "характеристиками свип-сигнала" подразумевается желаемый или идеальный профиль давления или усилия как функция зависимости от времени или частоты, который должен испускаться источником сейсмических волн во время создания свип-сигнала. Характеристики свип-сигнала могут задаваться проектировщиком разведывательных работ и, как правило, учитывают ограничения используемого источника сейсмических волн, требуемую частоту полосы пропускания и т.д. В целях настоящего изобретения термин "свип-сигнал" следует рассматривать в широком смысле, который предполагает воспроизведение "характеристик свип-сигнала" источником сейсмических волн. Фактический измеренный или записанный свип-сигнал будет отличаться от идеальной характеристики свип-сигнала в виду причин, хорошо известных специалистам в области техники настоящего изобретения. В соответствии с одним вариантом осуществления рассматриваются резонансные источники, для которых задают только амплитуду и частоту, а фазу пропускают.
Традиционные широкополосные свип-сигналы, узкополосные свип-сигналы и зуммерные свип-сигналы являются характерными примерами свип-сигналов, однако другие типы свип-сигналов также допускаются и были учтены авторами настоящего изобретения. Например, в соответствии с некоторыми вариантами осуществления настоящего изобретения можно использовать свип-сигнал с разверткой вниз частотой 8-2 Гц, или свип-сигнал с качающейся частотой, который колеблется между двумя частотами, например 2-8-2-8 Гц, или свип-сигнал, который отклоняется от частоты полуслучайным способом. Вкратце, в способах настоящего изобретения в целом можно использовать свип-сигнал любого типа.
На фиг. 4 схематически показан вариант осуществления резонатора 400 поршневого типа для морской сейсмической разведки с двумя сжимающими поршнями. На этой фигуре излучающий поршень 445 перемещается на величину смещения х, преодолевая давление расположенной снаружи толщи морской воды Pext. Уплотнения (не показаны) между излучающим поршнем 445 и корпусом 451 предотвращают попадание внутрь морской воды. В соответствии с вариантом осуществления устройство показано в состоянии равновесия, х=0, т.е. давление внутри устройства также равно Pext. Излучающий поршень 445 прикреплен к штоку 440, который перемещается в газовой пружине 435 с переменной длиной хода. К штоку прикреплен поршень 420, который свободно перемещается в боковом направлении внутри газовой пружины. Уплотнения (не показаны) по периметру поршня предотвращают движение газа вокруг поршня, создавая с каждой стороны две герметичные камеры, 431 и 411. Два подвижных в боковом направлении поршня 430 и 410 также уплотнены по периметру, за счет чего длина 425 газовой пружины 435 с переменной длиной хода, а следовательно ее жесткость, может меняться. Поршни 430 и 410, которые определяют длину хода 425 газовой пружины 435 с переменной длиной хода, будут называться "сжимающими поршнями". Переменная длина хода газовой пружины, суммарное расстояние двух газовых пространств 411 и 431 между двумя сжимающими поршнями, обозначена как l. Давление внутри герметичных, образованных сжимающими поршнями камер 411 и 431 в состоянии равновесия обозначено ps. Резонатор поршневого типа для морской сейсмической разведки, например обозначенный позицией 400, совершает колебания с собственной частотой, которая определяется такими параметрами, как положения сжимающих поршней (410, 430), давление газа внутри пространств 411, 431, 450, внешнее давление воды Pext (следовательно рабочая глубина устройства), а также в меньшей степени трение об уплотнения и время активации и усилие, например, исполнительного механизма (не показан), например линейного исполнительного механизма, который обеспечивает энергию для колебаний излучающего поршня. Ли
нейный исполнительный механизм может быть, например, закреплен на корпусе 451 и может быть присоединен с возможностью скольжения к штоку 440. Сжимающие поршни 430 и 410 регулируют жесткость газовой пружины 435 с переменной длиной хода за счет изменения равновесного давления ps внутри газовой пружины. Жесткость газовой пружины 435 с переменной длиной хода и газ 450 внутри корпуса позволяют регулировать резонансную частоту резонансного источника 400.
Для создания свип-сигнала с заданной частотой сжимающие поршни перемещаются, меняя период колебаний требуемым образом, в противном случае устройство (в большинстве случаев) совершает колебания с собственной частотой. Как правило, требуемые траектории сжимающих поршней вычисляют до создания свип-сигнала. Устройство 400 должно гарантировать, что сжимающие поршни 410 и 430 будут двигаться по этим траекториям, несмотря на возмущающие силы, возникающие при движении штока 440 и прикрепленных к нему поршней 420 и 445. В качестве примера, движение поршня 420 может менять давления в газовых камерах 411 и 431, что без соответствующей компенсации может привести к соответствующему перемещению сжимающих поршней 410 и 430. Такая компенсация может обеспечиваться тщательным проектированием механической системы, приводящей сжимающие поршни 410 и 430 в движение, или с помощью системы управления. Также этого можно добиться механически с помощью очень жестких исполнительных механизмов, которые способны регулировать положение поршней, например с помощью червячной передачи, управляемой серводвигателем, так что отклонение поршней 410 и 430 от требуемой траектории будет ничтожно мало. Альтернативно этот же эффект можно обеспечить посредством закона управления с обратной связью по умолчанию, согласно которому исполнительные механизмы возвращают поршни 410 и 430 на требуемые траектории, от которых они отклонились. Такой закон управления сжимающими поршнями по умолчанию, например активное увеличение жесткости, позволяет удерживать сжимающие поршни 410 и 430 на соответствующих заранее установленных траекториях несмотря на возмущающие силы, создаваемые работой устройства.
Другой простой закон управления обеспечивает отдельное регулирование возбуждением исполнительного механизма, так что он передает энергию для совершения требуемых колебаний или отбирает ее в зависимости от необходимости.
Несколько более сложный вариант закона управления с обратной связью для сжимающих поршней может предусматривать использование измеренных внутреннего давления газа и температуры, внешнего давления воды и т.д. для изменения траектории сжимающих поршней заданным образом для того, чтобы компенсировать ожидаемые изменения в резонансной частоте, вызванные этими эффектами. Требуемые величины могут быть вычислены (например, внешнее давление может быть вычислено на основании рабочей глубины) или измерены.
Одним из возможных режимов работы резонатора поршневого типа для морской сейсмической разведки может быть одночастотный режим, так называемый "зуммерный режим" работы. В соответствии с вариантом осуществления этот режим может считаться наиболее оптимальным (или почти оптимальным) для FWI в частотной области, поскольку устройство пытается восстановить в полевых условиях форму колебания источника, которая использовалась в алгоритме, т.е. монохроматическую синусоидальную волну. Однако в полевых условиях могут возникать непрогнозируемые усилия, которые будут действовать на устройство, возмущая его обычные пульсации или приводя к сдвигу частоты пульсаций.
Так, например, в соответствии с законом управления по умолчанию сжимающий поршень может располагаться таким образом, что теоретически он должен будет колебаться с частотой 2,0 Гц, однако вместо этого частота его колебаний будет составлять 2,05 Гц, поскольку закон управления, основанный на теоретических выкладках, является лишь приблизительным или же условия не совпадают достаточно точно с предположениями согласно вычислениям по этому закону управления. Это как раз тот тип ошибки, который вариант осуществления согласно настоящему изобретению должен устранить.
Таким образом, в соответствии с вариантом осуществления способов согласно настоящему изобретению предлагается регулирование положения сжимающего поршня посредством активной обратной связи для удержания частоты устройства максимально близко к требуемой частоте для того, чтобы пик спектра устройства максимально совпадал с требуемой частотой несмотря на то, что кратковременные возмущения могут незначительно расширять пик спектра.
В соответствии с вариантом осуществления активное адаптивное управление применяется для удержания резонансных колебаний источника сейсмических волн максимально близко к требуемой частоте. В соответствии с этим вариантом осуществления для регулирования управляемого параметра используется контур с обратной связью, который позволяет уменьшить расхождения между требуемым и измеренным состоянием. В соответствии с одним вариантом осуществления процесс можно стабилизировать, умножив вычисленное смещение от состояния равновесия на коэффициент стабилизации от 0 до 1. При необходимости во время работы этот коэффициент стабилизации можно изменить. В соответствии с этим вариантом осуществления контур с обратной связью использует градиент, оценку того, насколько сильно небольшое изменение управляемого параметра повлияет на такое расхождение.
В качестве примера рассмотрим разность (Af) ожидаемой частоты устройства и фактической рабочей частоты как функцию от задержки после начала качания частоты. Вычислить ее можно различными способами, известными специалистам в области техники обработки и анализа сигналов, например вы
числением мгновенной частоты, подгоняя синусоидальную волну к кратковременному движущемуся окну сигнала, или посредством наблюдения за интервалами между пересечениями нулевой отметки. Согласно этому примеру временное окно (TW) включает один цикл колебаний источника в зависимости от указанной задержки. В соответствии с альтернативным вариантом осуществления временное окно (TW) соответствует участку от первого пика после начального нарастания свип-сигнала до последнего пика или предыдущим 30 с в зависимости от того, что короче.
Управляемым параметром в этом варианте осуществления является смещение положения от состояния равновесия (Р), которое можно использовать для заранее вычисленного положения сжимающего поршня по умолчанию (DSPP). Например, положение сжимающего поршня (SP) может находиться на один сантиметр дальше (Р=-0,01 м) установленного законом управления по умолчанию для случаев без смещения положения от состояния равновесия (например, в математическом выражении, SP=Р+DSPP).
Также согласно этому же примеру ожидаемое отношение (ER) между положением сжимающего поршня (SP) и резонансной частотой (Гц) выглядит как
Гц = ER(SP)
и его можно дифференцировать для получения требуемого градиента (ER'). В математическом выражении ожидаемое изменение частоты Af, вызванное изменением dSP положения сжимающего поршня SP, подчиняется формуле
4f~dSP*ER'(SP)
Здесь символ обозначает приближенное равенство. Чем меньше будет величина dSP, тем точнее будет уравнение, и это хорошо известно для стандартных дифференциальных уравнений. Равенство является приблизительным еще и потому, что ожидаемое отношение ER представляет собой аппроксимацию характеристик физического устройства. Управление с обратной связью для этого примера будет выглядеть следующим образом
AP = Afl ERXSP),
где АР - требуемое расчетное движение, применимое для текущего положения сжимающего поршня для поправки ошибки резонансной частоты. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления смещение положения от состояния равновесия Р, примененное к положению сжимающего поршня по умолчанию, обновляют в соответствии с заданным графиком времени (TI), например каждые несколько секунд, на основании такой формулы
new_P = old_P + АР * SF
где SF - коэффициент стабилизации, установленный пользователем, причем 0 Такой основной алгоритм предусматривает несколько обобщений. Способ предполагает работу с более сложными свип-сигналами, чем простые одночастотные. В соответствии с некоторыми вариантами осуществления предусмотрена одновременная работа двух (или более) контуров с обратной связью, каждый из которых работает по своей временной шкале, например один работает при условии, что TW=1 мин и TI=10 с, а второй при условии, что TW=5 с и TI=1 с, причем для каждого характерен свой коэффициент стабилизации. Ожидаемая функция зависимости ER может содержать, а может и не содержать условия для внутреннего давления, внешнего давления и т.д. Функция ER может медленно обновляться на основе последних измерений. Максимальное допустимое изменение смещения положения от состояния равновесия АР может быть ограничено.
В частности, для выполнения FWI в частотной области в соответствии с некоторыми вариантами осуществления преимущественно иметь данные, предоставленные источником, который поддерживает постоянную частоту, т.е. пики амплитуды возникают в правильные периоды времени. Описанные варианты осуществления способов можно использовать для сохранения средней частоты, по меньшей мере, приблизительно правильной. Некоторые варианты осуществления могут допускать смещение фазы, что является меньшей проблемой, поскольку обычно алгоритмы выполнения FWI в частотной области не требуют, чтобы фаза была абсолютно точной, для этого нужна только частота. Т.е. поскольку фаза сигнала увеличивается по интегралу частоты по времени от начала передачи, допустимо малая частотная ошибка все же может создавать сильную ошибку в фазе, т.е. превышение на четверть цикла (90°). Ожидается, что оптимальный коэффициент жесткости SF также будет меняться каждый день, а опытный оператор сможет быстро приспосабливаться и устанавливать нужное значение для текущих условий.
Наконец, в соответствии с одним вариантом осуществления градиент ER' ожидаемого отношения между положением сжимающего поршня и резонансной частотой можно рассчитать следующим образом. На начальной стадии ER можно получить на основе модели системы. Эта модель может быть математической, и она позволяет выразить ER в конечном виде в зависимости от параметров системы, или же численной компьютерной моделью, которая обуславливает применение моделирования по временным интервалам для определения состояния системы в заданный период времени во время прохождения свип-сигнала, или это может быть эмпирическая модель, созданная на основе подгона функции под дан
ные, измеренные во время предыдущей эксплуатации устройства. Также возможно применение комбинации этих моделей. Затем можно рассчитать градиент ER'.
В соответствии с некоторыми вариантами осуществления ожидаемое отношение (ER) между положением сжимающего поршня (SP) и резонансной частотой (Гц) время от времени может обновляться на основе измеренных значений, взятых из архива записей устройства, а эта обновленная функция может использоваться для улучшения текущей оценки градиентной функции ER'.
Рассмотрим пример математической модели, позволяющей выразить ER в конечном виде, а также получить производные этой функции в конечном виде, рассчитанной для устройства с двумя поршнями 435 газовой пружины с переменной длиной хода, как, например, показано на фиг. 4.
В этом примере будем считать, что газ внутри пружины подчиняется адиабатическому закону в течение периода действия резонанса, т.е. четверть периода резонансных колебаний является недостаточным периодом для существенного переноса тепловой энергии между металлической конструкцией и газом внутри газовой пружины 435 с переменной длиной хода. Жесткость газовой пружины при малом смещении можно определить как изменение длины, необходимое для создания противодействия наблюдаемому изменению резонансной частоты.
Согласно этому примеру для смещения поршня газовой пружины на расстояние х от равновесного положения х=0 поршень газовой пружины должен приложить усилие, определяемое таким уравнением:
F = PA
У (
//2
/2+xJ
где
х - смещение поршня газовой пружины от центрального положения,
ps - давление газа внутри газовой пружины с переменной длиной хода, когда поршень находится в состоянии покоя,
As - площадь поршня газовой пружины,
l - общая длина газового пространства газовой пружины (т.е. сумма длин обеих сторон поршня), Y - показатель адиабаты (отношение теплоемкостей) газа в газовой пружине.
Дифференцирование по х и оценивание результата при условии, что х=0, позволяет выразить жесткость к газовой пружины с переменной длиной хода:
к_ dF _AypsAs
При определении изменения жесткости с использованием длины (т.е. положение сжимающего поршня) согласно этому варианту осуществления необходимо делать поправку на получаемое в результате изменение давления газа. Таким образом, можно сделать следующее допущение, что по шкалам времени, по которым меняется длина газовой пружины, газ может приходить в термодинамическое равновесие с металлом, а частная производная (dps/dl) подчиняется закону Бойля-Мариотта (т.е. произведение давления ps и объема А1 является постоянным, и следовательно
Ф, = Л д! I
В результате получаем:
дк дк dps _ 4ypsAs
- - +
4К- Ps
=-2т
dl dPs dl Г
Для того чтобы применить предыдущее выражение для моделирования системы управления в соответствии с этим вариантом осуществления, также необходимо составить модель влияния жесткости газовой пружины на резонансную частоту. Эту модель можно получить следующим образом. Резонансная частота системы в целом зависит от массы штока (излучающий поршень и остальные прикрепленные к нему элементы, включая шток и поршень газовой пружины), массы корпуса (корпус и прикрепленные к нему элементы) и жесткости газовой пружины. Также она зависит от упругости газа в корпусе 451, в котором находится третья герметичная заполненная газом камера 450. Заполненная газом камера 450, с одной стороны связанная со свободно движущимся излучающим поршнем 445, действует как вторая газовая пружина. Следует отметить, что в отличие от газовой пружины 435 с переменной длиной хода, эта вторая газовая пружина не регулируется подвижным сжимающим поршнем.
Обе жесткости будут рассматриваться в этом примере параллельно для двух масс. Для резонансной угловой частоты колебательной системы с двумя параллельными пружинами существует такая формула:
О) ¦
i J
Здесь
kv - упругость газа внутри корпуса (dFv/dx),
Fv - усилие, действующее на излучающий поршень в результате сжатия газа внутри корпуса; m1 - масса штока и m2 - масса корпуса.
Изменение длины газовой пружины можно определить следующим образом:
dm _ dm dk _ -1 CD ^ к _ ~°°
~df~~dk~df~T(k+kv) 1~ (\+(^/к)1
Для линейной частоты f, вместо угловой частоты со:
df _ -f
Предыдущее уравнение содержит одно выражение для описанной выше величины ER', выраженной для общей длины разделения сжимающих поршней.
Для того, чтобы ввести в модель kv, предположим, что газ подчиняется адиабатическому закону в течение четверти периода, и теперь можем использовать выражение, аналогичное выражению для жесткости газовой пружины с переменной длиной хода:
, ГРех1Л уРех!А 1
где L - "эквивалентная длина" газового пространства в корпусе, равная равновесному объему V, деленному на площадь поршня А. Коэффициент 4 отсутствует, поскольку в этом случае имеется только одно газовое пространство 450.
На фиг. 3 показано, как указанные уравнения могут быть использованы в соответствии с вариантом осуществления.
В соответствии с вариантом осуществления определяют описанные ранее параметры резонатора (блок 305). Некоторые из этих параметров могут описывать тип используемого резонатора, а остальные, возможно, понадобится определять для каждого резонатора отдельно. Кроме того, в некоторых случаях могут определяться параметры, вычисляемые на основании установленных выше параметров, т.е. для резонатора необходимо определить набор параметров, на основании которых будут определены параметры, описанные выше. Параметры, как правило, зависят от требуемого свип-сигнала и в более общем смысле от текущей конфигурации устройства.
В блоках 315 и 320 в соответствии с вариантом осуществления вычисляют некоторые параметры, описанные в настоящем документе. Некоторые из этих величин вычисляют только один раз для всего исследования. Остальные параметры могут определяться повторно для каждого измерения, например если температура устройства меняется с течением времени, или же они могут вычисляться непрерывно во время прохождения каждого свип-сигнала, поскольку при перемещении сжимающих поршней меняется внутреннее давление и жесткость, которые используются в алгоритме. Следует понимать, что в некоторых случаях некоторые из этих величин могут вычисляться по нескольку раз в зависимости от ситуации.
В блоке 220 для этого примера закон управления по умолчанию (без возмущений) используют для определения начального положения сжимающего поршня. Такое положение можно регулировать в зависимости от выбранного типа разведки (например, одночастотная, узкополосный свип-сигнал и т.д.) и с учетом используемых частот.
В соответствии с блоком 230 создается свип-сигнал, соответствующий требуемой характеристике свип-сигнала. Таким образом, во время прохождения указанного свип-сигнала в соответствии с вариантом осуществления измеряется фактическая рабочая частота резонатора, которая сравнивается с требуемым свип-сигналом. В некоторых случаях это осуществляют путем подсчета пересечений нулевой отметки поршня газовой пружины в течение коротких периодов времени с целью установления точности свип-сигнала. В случае когда необходим одночастотный свип-сигнал, частота пересечений нулевой отметки обеспечит непосредственное измерение точности свип-сигнала и отклонение от нее. Если резонатор создает свип-сигналы в некотором диапазоне частот, также можно определить отклонение от требуемого диапазона частот свип-сигнала, поскольку при прохождении свип-сигнала в некотором диапазоне будет известна ожидаемая частота в каждый момент времени и она может использоваться для вычисления ожидаемого количества пересечений нулевой отметки за заданный период времени, которое затем можно сравнить с измеренным количеством пересечений нулевой отметки за указанный период времени. Следует понимать, что помимо подсчета пересечений нулевой отметки существует множество альтернативных способов для установления отклонения частоты поршня газовой пружины от требуемой частоты, и специалисты в области техники настоящего изобретения могут определить их.
Наконец, учитывая некоторые измерения отклонений частоты Af, можно осуществить номинальное (нестабилизированное) регулирование АР (блок 250), используя представленные выше уравнения (блоки 315, 320, и 330), умноженные на текущее значение коэффициента стабилизации SF (блок 255), причем
обновляется текущее смещение положения от состояния равновесия Р относительно положения сжимающего поршня по умолчанию и передача свип-сигнала продолжается. Следует отметить, что компьютерные вычисления, указанные в блоке 330 для АР, будут зависеть от единиц, знака и исходного значения параметра положения сжимающего поршня Р для конкретного используемого устройства. Например, если Р измеряли от центра газовой пружины симметрично к каждому сжимающему поршню, то значение АР может принимать простой вид: АР=А1/2. В блоке 250 показано, что смещение положения от состояния равновесия Р обновляется через равные периоды времени, но в других вариантах осуществления обновления могут осуществляться на основании переменного графика, оптимизированного для свип-сигнала, или период времени между обновлениями может представлять собой другую переменную, управляемую пользователем в режиме реального времени наподобие коэффициента стабилизации SF.
В качестве примера рассмотрим некоторые условия, которые могут быть типичными для устройства с двумя сжимающими поршнями (например, в целом обозначенного позицией 400), выполненного с возможностью создания зуммерного сигнала частотой 4 Гц на рабочей глубине 30 м. В данном конкретном случае диаметр излучающего поршня принимают равным 1,38 м, площадь сжимающего поршня -0,25 м2, а внутренний объем устройства составляет 8 м3. Используя приведенные выше уравнения в данном конкретном примере, жесткость может быть вычислена следующим образом:
1=0,66 м (значение, соответствующее резонансу частотой 4 Гц);
ps=Pext=400 000 Па (давление окружающей среды на глубине воды ~30 м);
As=0,25 м2;
А=п(1,38м/2)2 = 1,50м2;
V=8 м3;
у=1,4 (показатель адиабаты азота).
Из этого вытекает, что
k=8,48 105Нм-1
kv=1,58 105Нм-1
или
- = -5,11 Гц1 м
Следует отметить, что предыдущее уравнение можно рассматривать в некотором смысле как уравнение преобразования частотной ошибки в позиционную ошибку, причем позиционную ошибку затем можно отрегулировать в соответствии с принципами, изложенными в настоящем документе.
В рамках указанного примера из этого вытекает, что для корректировки 5% сдвига частоты (обычного для систем данного типа) с помощью двухпоршневой газовой пружины, каждый из сжимающих поршней должен переместиться приблизительно на (0,05)(4Гц)/((5,11Гц/м)(2))=0,0196 м или приблизительно 20 мм. Данное смещение положения от состояния равновесия не должно быть чрезмерно ограниченным для большинства рассматриваемых систем.
Специалистам в области техники настоящего изобретения будет понятно, что предыдущее дифференцирование представляет собой аппроксимацию малой амплитуды, кроме того, может использоваться более сложное дифференцирование, которое имеет большую точность для поршня с большим колебанием амплитуды.
Аналогично специалистам в области техники настоящего изобретения будет понятно, что может быть выполнено эквивалентное дифференцирование для других видов резонансных источников сейсмических волн, например устройства с одним сжимающим поршнем, или в целом для любого резонансного источника сейсмических волн с резонансной частотой, которая может быть отрегулирована путем изменения некоторых управляемых параметров устройства. Например, резонансной частотой устройства 400 можно альтернативным образом управлять путем изменения его рабочей глубины при буксировании и, следовательно, его внешнего давления газа Pext. Изменение Pext приведет к выходу поршня 445 из состояния равновесия, изменяя равновесный объем V таким образом, что равновесное внутреннее давление газа в газовом пространстве 450 станет равным Pext. Также возможны комбинации из любых вышеуказанных элементов, например положением сжимающего поршня можно управлять посредством контура с обратной связью с коротким временем отклика и одновременно на основании рабочей глубины посредством контура с обратной связью с более длинным временем отклика.
Специалистам в области техники изобретения также будет понятно, что предварительно вычисленная траектория положения сжимающего поршня по умолчанию, DSPP(sweeptime), которая определяет номинальный свип-сигнал, смещенный относительно нее, может обновляться на основании недавней истории смещений Р(sweep_time), примененных к ггоедыдущим вариантам того же свип-сигнала, так что положение сжимающего поршня по умолчанию приспосабливается к измеренному недавнему режиму работы устройства. В процессе 270 с обратной связью показан вариант осуществления данного способа (см. фиг. 2). По мере прохождения свип-сигнала текущее смещение Р фиксируется в истории смещений P(sweeptime) указанного свип-сигнала (в блоке 280). После завершения прохождения свип-сигнала полностью составленная история смещений используется для обновления номинальных параметров свип
сигнала (в блоке 290), и в начале следующего повторения свип-сигнала (в блоке 210) эти обновленные параметры свип-сигнала затем становятся новыми номинальными параметрами свип-сигнала.
В других вариантах осуществления история смещений P(sweeptime) может быть сглажена по времени или предварительно откорректирована, что позволяет устройству прогнозировать частотные ошибки и начинать перемещать сжимающие поршни для компенсации ошибок по мере их возникновения, вместо того, чтобы ждать накопление ошибок, обнаружить их и лишь затем отреагировать после некоторой задержки, причем в этом процессе не исключается возможность чрезмерной корректировки. Указанная возможность спрогнозировать и, следовательно, среагировать без задержки, в частности, является необходимой для свип-сигналов, частота которых существенно меняется со временем (т.е. незуммерные свип-сигналы). В одном варианте осуществления предложенные смещения можно вычислить и сохранить, но не применять, в отношении одного или более вариантов одного и того же назначенного свип-сигнала. В этом варианте осуществления, поскольку предложенное смещение АР не применено во время прохождения свип-сигнала, отсутствует возможность "отслеживания" правильного положения сжимающего поршня в течение прохождения свип-сигнала и обновления Р по мере прохождения свип-сигнала. Вместо этого в соответствии с этим вариантом осуществления предложенное обновленное положение сжимающего поршня (SUSPP) вычисляют и сохраняют в соответствии с формулой:
SUSPP(sweepjime) =АР + DSPP (sweepJune),
где АР периодически оценивается и обновляется во время прохождения свип-сигнала, как описано выше. В целом предпочтительно сгладить полученное в результате SUSPP(sweeptime) для обеспечения непрерывности обновления АР. В одном варианте осуществления после такого сглаживания можно определить историю предполагаемых смещений Р для данного свип-сигнала после завершения его прохождения с помощью формулы
Кроме того, в соответствии с этим вариантом осуществления набор из одной или более историй предполагаемых смещений Pl(sweep_time), l = 1, 2, , N, где N -количество свип-сигналов в группе, затем может быть скомбинирован с помощью способов, известных специалистам в области техники настоящего изобретения, причем указанная комбинация может включать, например, 1) исключение выпадающих значений, 2) усреднение или иное комбинирование оставшихся значений и затем 3) сглаживание полученной в результате функции по времени прохождения свип-сигнала. В рамках данного раскрытия термин "компилирование" используется в широком смысле для обозначения таких операций, как упомянутые выше, которые предназначены для получения одного репрезентативного смещения из двух или более смещений, полученных на основании различных свип-сигналов. Например, скомпилированная усредненная по множеству сглаженная история смещений Pavg(sweep_time) впоследствии может использоваться для вычисления обновленной траектории положения сжимающего поршня по умолчанию, DSPP(sweeptime), для данного свип-сигнала:
В одном варианте осуществления в процессе усреднения к группе историй смещения Р(sweep_time)l могут применяться неравные весовые коэффициенты, в частности более поздним по времени свип-сигналам могут назначаться пропорционально более высокие весовые коэффициенты. Затем данный процесс последовательного обновления свип-сигналов может повторяться при необходимости в некоторых вариантах осуществления. Как было описано ранее в отношении принципа обновления в режиме реального времени в течение прохождения свип-сигнала также обычно используют коэффициент стабилизации SF при соблюдении условия 0 В другом варианте осуществления один из свип-сигналов, используемых для вычисления сглаженной усредненной по множеству истории смещений Pavg(sweep_time), может быть текущим, проходящим в данный момент свип-сигналом Pcurrent(sweep_time). Усредненная по множеству история смещений Pavg(sweep_time) впоследствии может применяться в реальном времени к текущему свип-сигналу. Это обеспечивает устойчивость способа к кратковременным отклонениям, не коррелирующим с указанным свип-сигналом, например отклонениям от требуемой рабочей глубины, вызванным прохождением волн, тем не менее приспосабливая его к отклонениям аналогичного периода времени, которые характерны для устройства. Включение текущего проходящего в данный момент свип-сигнала в вычисление среднего по множеству также способствует сохранению требуемого показателя частоты каждого свип-сигнала, по меньшей мере, в течение более продолжительного периода времени.
Следует отметить, что хотя история смещений для текущего свип-сигнала Pcurrent(sweep_time) должна быть усреднена с помощью способов, которые подчиняются законам причинно-следственной связи, история смещений, записанная для предыдущих свип-сигналов P(sweep_time)l, не ограничена этим требованием. Таким образом, в другом варианте осуществления может использоваться другое сглаживание, периоды между обновлениями и коэффициенты стабилизации SF для текущей и предыдущей историй смещений перед их комбинированием с получением средней по множеству истории. В частности, исто
рия смещений для текущего свип-сигнала, Pcurrent(sweep_time), может быть подвергнута фильтрации для удаления компонентов с тем же периодом, что и период океанических волн, но та же история может не подвергаться подобной фильтрации, когда она становится одной из историй смещений предыдущего свип-сигнала в Pl(sweep_time).
Специалистам в области техники кибернетического управления будет понятно, что способ управления должен точно соответствовать рассматриваемому применению. Если смещение Р вычисляют на основании состояния источника во время прохождения предыдущих свип-сигналов, оно должно быть вычислено таким образом, чтобы на него не влияли изменения состояния, которые не сохраняются от одного свип-сигнала к другому, т.е. непрогнозируемые изменения. Например, оно не должно основываться на отклонениях частоты, обусловленных изменениями гидростатического давления, вызванными прохождением океанических волн через источник, которые отличаются во время прохождения каждого свип-сигнала. С такими непрогнозируемыми факторами можно справиться с помощью дополнительной системы обратной связи в режиме реального времени, в которой дополнительное значение к смещению Р вычисляют на основании текущего отклонения частоты и незамедлительно применяют.
Также специалистам в области техники кибернетического управления будет понятно, что в случае если все смещение Р или его часть вычисляют на основании текущего отклонения частоты и незамедлительно применяют, необходимо уделить особое внимание стабильности работы системы обратной связи. Например, система не должна реагировать на компоненты отклонения частоты с периодом, равным удвоенной задержке реакции системы обратной связи. Специалистам в области техники настоящего изобретения хорошо известны средства предотвращения такой нестабильности.
Специалистам в области техники настоящего изобретения будет понятно, что существует множество возможных способов комбинирования обновлений положения сжимающего поршня "в течение прохождения свип-сигнала в режиме реального времени" и "от одного свип-сигнала к другому", и также существует много способов сглаживания, фильтрации или стабилизации обновлений помимо перечисленных выше вариантов осуществления.
В представленных в настоящем документе примерах в целом описана реализация вариантов осуществления в морской среде, в которых источник сейсмических волн содержит резонирующий элемент в виде газовой пружины (например, газовую пружину с переменной длиной хода, жесткость которой управляется посредством сжимающего поршня, или газовую пружину с жесткостью, управляемой глубиной буксирования, или одновременно обе указанные пружины).
Специалистам в области техники настоящего изобретения также будет понятно, что способы в данном раскрытии применимы в более общем смысле к любому регулируемому резонансному источнику сейсмических волн. В рамках данного раскрытия термин "регулируемый резонансный источник сейсмических волн" или "регулируемый источник сейсмических волн" означает любой источник сейсмических волн (для применения для наземной или морской сейсмической разведки) с частотой колебаний, характерной для физической конфигурации устройства (т.е. резонатора), и частотой резонансных колебаний можно дистанционно управлять определенным образом, т.е. он является "регулируемым".
Например, вместо жесткой газовой пружины, создающей резонанс, устройство может содержать жесткую механическую пружину, или сама конструкция устройства может обеспечивать необходимую жесткость для создания резонанса при преодолении внешнего давления воды. Жесткость устройства может быть обеспечена посредством электромеханической колебательной системы, такой как пьезокри-сталл, соединенный с катушкой индуктивности и/или конденсатором.
Резонансную частоту регулируемого резонансного источника сейсмических волн можно регулировать при помощи многих различных способов в зависимости от типа устройства. Устройство, содержащее газовую пружину, может быть настроено с помощью способов, отличающихся от способов настройки посредством сжимающего поршня или на основании глубины буксирования, например путем регулирования состава газа внутри газовой пружины (например, путем изменения показателя адиабаты газа в газовой пружине, путем введения гелия для повышения частоты или гексафторида серы для понижения частоты по сравнению с газовой пружиной, заполненной азотом). Резонансной частотой электромеханической системы, содержащей пьезокристалл, соединенный с конденсатором, можно управлять с помощью конденсатора переменной емкости. В соответствии с вариантом осуществления для реализации способов, изложенных в данном раскрытии, резонансную частоту источника сейсмических волн измеряют в режиме реального времени, и отношение между резонансной частотой и внешним управляющим воздействием по меньшей мере приблизительно известно.
В рамках данного раскрытия в случаях, когда указано, что один параметр или переменная "связан" с другим параметром или переменной, указанное выражение следует толковать в широком смысле, как означающее, что один параметр/одна переменная зависит (возможно, косвенно) от другого параметра/другой переменной или, в более общем смысле, что изменения одного параметра/переменной приведут к изменениям другого параметра/другой переменной. В качестве конкретного примера, когда указано, что параметр связан с резонансной частотой устройства, это означает, что изменение значения параметра приводит к изменению резонансной частоты данного устройства.
На основании вышесказанного следует понимать, что большая часть описания приведена в отноше
нии традиционной морской сейсмической разведки, но это было сделано лишь в иллюстративных целях и не предназначено для ограничения сферы применения принципов данного раскрытия только данными видами разведывательных работ. Специалистам в области техники настоящего изобретения будет понятен способ применения представленных выше вариантов осуществления, например в 2D, 3D, 4D и т.д. разведывательных работах, скважинных исследованиях, наземных разведывательных работах или любой их комбинации, и в случаях излучения акустической энергии управляемыми источниками других типов.
В тех случаях в настоящем документе, где приведена ссылка на способ, предусматривающий две или более определенных стадий, определенные стадии могут быть осуществлены в любом порядке или одновременно (за исключением случаев, в которых контекст исключает такую возможность), и способ также может предусматривать одну или более других стадий, которые осуществляют перед любой из определенных стадий, между двумя из определенных стадий или после всех определенных стадий (за исключением случаев, в которых контекст исключает такую возможность).
Следует понимать, что термины "включающий", "содержащий", "состоящий из" и их грамматические варианты не исключают добавления одного или более компонентов, признаков, стадий или целых чисел или их групп и что указанные термины следует рассматривать как обозначающие компоненты, признаки, стадии или целые числа.
Если в описании или формуле изобретения указан "дополнительный" элемент, это не исключает возможности наличия более одного дополнительного элемента.
Следует понимать, что при указании в формуле изобретения и описании элемента в единственном числе не исключается возможность наличия более одного такого элемента.
Следует понимать, что если в описании указано, что компонент, признак, конструкция или характеристика "может" или "могла" быть включена, данный конкретный компонент, признак, конструкция или характеристика не обязательно должна быть включена.
Там где это применимо, несмотря на то, что для описания вариантов осуществления могут быть использованы диаграммы состояний, блок-схемы или и то, и другое, настоящее изобретение не ограничено этими диаграммами или соответствующими описаниями. Например, процесс может не проходить через каждый изображенный блок или состояние или точно в том же порядке, как изображено и описано.
Способы согласно настоящему изобретению могут быть реализованы путем выполнения или осуществления выбранных стадий или задач вручную, автоматически или в комбинации.
Термин "способ" может относиться к методам, средствам, технологиям и процедурам осуществления поставленной задачи, включая кроме прочего те методы, средства, технологии и процедуры, которые известны или уже выведены из известных методов, средств, технологий и процедур практикующими специалистами в области техники, к которой относится настоящее изобретение.
Термин "по меньшей мере" с последующим числом используется в настоящем документе для указания начала диапазона, начинающегося с указанного числа (который может быть диапазоном с верхним предельным значением или без верхнего предельного значения в зависимости от определенной переменной). Например, "по меньшей мере 1" означает 1 или более 1. Термин "не более" с последующим числом используется в настоящем документе для указания конца диапазона, заканчивающегося указанным числом (который может быть диапазоном, нижнее предельное значение которого равно 1 или 0, или диапазоном без нижнего предельного значения в зависимости от определенной переменной). Например, "не более 4" означает 4 или менее 4, а "не более 40%" означает 40% или менее 40%.
В тех случаях, когда в настоящем документе диапазон задан как "от (первое число) до (второе число)" или "(первое число)-(второе число)", это означает диапазон, нижнее предельное значение которого равняется первому числу, и верхнее предельное значение которого равняется второму числу. Например, диапазон 25-100 следует рассматривать как диапазон, нижнее предельное значение которого равняется 25 и верхнее предельное значение которого равняется 100. Кроме того, следует отметить, что в заданном диапазоне подразумевается любой возможный поддиапазон или интервал, если в контексте не указано иное. Например, если в описании указан диапазон 25-100, то подразумевается, что он включает такие поддиапазоны как 26-100, 27-100 и т. д., 25-99, 25-98 и т.д., а также любые другие возможные комбинации из нижних и верхних значений в пределах указанного диапазона, например 33-47, 60-97, 41-45, 28-96 и т.д. Следует отметить, что целые значения диапазона были указаны в этом абзаце лишь в иллюстративных целях и десятичные и дробные значения (например, 46,7-91,3) также следует рассматривать как возможные конечные значения поддиапазона, если это специально не исключено.
Кроме того, следует отметить, что термины приближения (например, "примерно", "по существу", "приблизительно" и т.д.) следует рассматривать в соответствии с их стандартными и традиционными значениями, используемыми в соответствующем уровне техники, если в настоящем документе не указано иное. При отсутствии точного определения в данном раскрытии и отсутствии стандартного и традиционного применения в соответствующем уровне техники, указанные термины следует рассматривать как находящиеся в пределах 10% в сторону увеличения или уменьшения относительного базового значения.
Дополнительно, если указано, что обработанные или необработанные сейсмические данные могут использоваться в сейсмической разведке, это следует рассматривать в широком смысле как означающее,
что сейсмические данные (обработанные, минимально обработанные или необработанные) используются для предоставления изображений, графиков, отчетов и т.д., которые представляют конфигурацию или свойства земных пластов. Другим словами, источник сейсмических волн содержит созданные сейсмические волны, которые передаются в земные пласты и через них. Прохождение сейсмических волн через земные пласты приводит к их изменению в зависимости от свойств среды, через которую они проходят. Записанные сейсмические волны затем преобразуются из продольных волн, поперечных волн, поверхностных волн и т.д. в электрические импульсы, которые записываются во время разведки. Последующая обработка сейсмических данных обеспечивает дальнейшее преобразование электрических сигналов в изображения, графики, отчеты и т.д., которые используются для проведения исследований и/или принятия решений.
Кроме того, применение слова "непрерывно" в настоящем документе означает, что операция осуществляется постоянно в течение некоторого периода времени. Например, если указано, что количество непрерывно пересчитывается в течение некоторого периода времени, это может означать, что количество пересчитывается каждую секунду, каждые несколько секунд, каждые 10 с, каждые 0,1 с и т.д., причем интервал между повторными подсчетами зависит от длины периода времени и контекста в отношении термина. Дополнительно следует отметить, что операции (вычисления в текущем примере) не должны быть равномерно разнесены друг от друга, а лишь должны быть разнесены в течение рассматриваемого периода времени. В рамках данного раскрытия термин "непрерывно", по сути, означает выполнение с интервалами от 1 с до 1 мин, включая интервалы в 5 с и 10 с, причем фактический промежуток между последовательными операциями может существенно варьировать относительно номинального значения.
Дополнительно следует отметить, что если указано, что операция выполняется "в режиме реального времени", данное выражение следует понимать как означающее, что операция выполняется близко к требуемому моменту времени, в отличие от операций, выполняемых в гораздо более поздний момент времени. В качестве примера регулирование параметра в режиме реального времени во время прохождения свип-сигнала следует понимать как означающее, что регулирование выполняется во время прохождения свип-сигнала, но не после окончания его прохождения.
Хотя системы и способы, изложенные в настоящем документе, были описаны и изображены со ссылкой на конкретные варианты осуществления и в сочетании с прилагаемыми к ним фигурами, специалистами в области техники настоящего изобретения могут быть выполнены различные изменения и дополнительные модификации, отличные от показанных или предложенных в настоящем документе, без отхода от сущности идей изобретения, объем которых определяется представленной далее формулой изобретения.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий:
(a) выбор управляемого источника, содержащего выполненный с ним цельно сжимающий поршень;
(b) выбор диаграммы свип-сигнала;
(c) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала, причем указанный свип-сигнал характеризуется связанной продолжительностью;
(d) измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной диаграммой свип-сигнала во время прохождения указанного свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной диаграммы свип-сигнала;
(e) вычисление по меньшей мере одного смещения положения сжимающего поршня Р на основе указанного по меньшей мере одного отклонения частоты и истории смещений, причем по меньшей мере одно смещение положения сжимающего поршня применяется к положению сжимающего поршня по умолчанию для корректировки указанного по меньшей мере одного отклонения частоты;
(f) регулирование положения указанного сжимающего поршня в указанном управляемом источнике во время создания указанного свип-сигнала на основе указанного смещения положения сжимающего поршня для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала;
(g) записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом;
(h) использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.
2. Способ сейсмической разведки по п.1, в котором стадии (c)-(g) выполняют множество раз для получения множества разных свип-сигналов.
3. Способ сейсмической разведки по п.1, в котором, по меньшей мере, стадии (d)-(f) выполняют непрерывно во время прохождения указанного свип-сигнала, получая тем самым множество смещений положения сжимающего поршня.
2.
4. Способ сейсмической разведки по п.2, в котором стадия (е) предусматривает:
(e1) вычисление истории смещений Р (sweeptime) на основе по меньшей мере одного из указанного смещения положения сжимающего поршня Р, где sweeptime - это время в течение прохождения свип-сигнала, причем история смещений Р (sweep_time) включает множество значений Р от предыдущих значений sweep_time;
(е2) составление набора историй смещений Pl (sweeptime),
где
Pl (sweeptime) - история смещений, вычисленная для i-го свип-сигнала, причем 1 N> 2 - номер свип-сигнала из указанного множества и
sweep_time - время в течение прохождения указанного свип-сигнала;
(е3) вычисление усредненной по множеству истории смещений Pavg (sweeptime),
где Pavg (sweeptime) - компиляция из двух или более указанных Pl (sweeptime);
(е4) вычисление
newDSPP (sweeptime) =old_DSPP (sweep_time)+SF*Pavg (sweeptime), где
new_DSPP (sweep_time) - обновленная траектория положения сжимающего поршня по умолчанию в зависимости от указанного sweep_time,
old_DSPP (sweep_time) - текущая траектория положения сжимающего поршня по умолчанию в зависимости от указанного времени sweep_time и
SF - коэффициент стабилизации в диапазоне от 0 до 1 включительно,
причем стадия (f) предусматривает
(f1) регулирование указанного положения сжимающего поршня до положения, по меньшей мере, приблизительно равного указанному new_DSPP (sweep_time) положению в зависимости от указанного времени sweep_time во время прохождения указанного свип-сигнала для использования указанной обновленной траектории сжимающего поршня по умолчанию для регулирования указанного положения указанного сжимающего поршня в указанном резонаторе.
5. Способ сейсмической разведки по п.1, в котором указанный управляемый источник выбирают из группы, состоящей из резонатора для морской сейсмической разведки, резонатора для наземной сейсмической разведки и скважинного резонатора.
6. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий:
(a) выбор регулируемого управляемого источника;
(b) выбор параметра, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника, причем указанный параметр выбирают из группы, состоящей из давления газа, когда поршень газовой пружины находится в состоянии покоя, площади поршня газовой пружины, глубины буксирования управляемого источника и общей длины пространства газовой пружины в управляемом источнике;
(c) выбор диаграммы свип-сигнала;
(d) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала;
(e) измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной диаграммой свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной диаграммы свип-сигнала;
(f) регулирование указанного параметра, связанного с указанной резонансной частотой указанного управляемого источника во время прохождения указанного свип-сигнала на основе указанного по меньшей мере одного отклонения частоты для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала, причем указанный параметр регулируется для минимизации указанного по меньшей мере одного отклонения частоты;
(g) записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом;
(h) использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.
7. Способ сейсмической разведки по п.6,
в котором указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки,
причем указанный резонатор для морской сейсмической разведки содержит поршень газовой пружины.
8. Способ сейсмической разведки по п.6, в котором указанный определенный параметр, связанный с резонансной частотой указанного управляемого источника, представляет собой общую длину пространства газовой пружины, причем указанную общую длину пространства газовой пружины регулируют с помощью по меньшей мере одного сжимающего поршня, при этом стадия (f) предусматривает следую
8.
щие стадии:
(f1) вычисление поправки на смещение положения сжимающего поршня АР: AP=Af/ER'(SP),
где
Af - указанное отклонение частоты,
SP - положение указанного сжимающего поршня,
ER' - градиент ожидаемой зависимости резонансной частоты указанного управляемого источника от положения сжимающего поршня; (f2) вычисление new_P=old_P+АР * SF, где
SF- коэффициент стабилизации в диапазоне от 0 до 1,
old_Р - текущее смещение положения сжимающего поршня и
new_P - новое смещение положения указанного сжимающего поршня;
(f3) перемещение указанного сжимающего поршня в положение, по меньшей мере, приблизительно равное new_P+DSPP,
где DSPP - текущее положение сжимающего поршня по умолчанию, от которого выполняют смещение для регулирования указанного положения указанного по меньшей мере одного сжимающего поршня в указанном резонаторе.
9. Способ сейсмической разведки по п.6, в котором указанный управляемый источник выбирают из
группы, состоящей из резонатора для морской сейсмической разведки, резонатора для наземной сейсми-
ческой разведки и скважинного резонатора.
10. Способ сейсмической разведки по п.6,
в котором указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки,
причем указанный резонатор для морской сейсмической разведки содержит поршень газовой пружины.
11. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий:
(a) выбор управляемого источника, содержащего выполненную с ним цельно газовую пружину;
(b) определение требуемой резонансной частоты указанного управляемого источника;
(c) установку глубины буксирования указанного управляемого источника таким образом, чтобы резонансная частота указанного управляемого источника, по меньшей мере, приблизительно равнялась указанной требуемой резонансной частоте, причем указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки;
(d) выбор диаграммы свип-сигнала;
(e) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала;
(f) измерение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной диаграммой свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной диаграммы свип-сигнала;
(g) регулирование глубины буксирования указанного управляемого источника на основе указанного по меньшей мере одного отклонения частоты, регулируя тем самым резонансную частоту указанного управляемого источника для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала, при этом глубину буксирования регулируют для минимизации указанного по меньшей мере одного отклонения частоты;
(h) создание второго свип-сигнала указанного управляемого источника на основе указанной отрегулированной глубины буксирования;
(i) записывание сейсмических данных, созданных указанным вторым свип-сигналом;
(j) использование указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.
12. Способ сейсмической разведки по п.11 в котором стадии (d)-(i) выполняют множество раз для получения множества разных свип-сигналов.
13. Способ сейсмической разведки участка над подземным пластом, характеризующимся структурными или стратиграфическими особенностями, благоприятствующими наличию, миграции или накоплению углеводородов, предусматривающий:
(a) выбор управляемого источника, содержащего выполненную с ним цельно газовую пружину;
(b) определение по меньшей мере одного параметра, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника, причем указанный по меньшей мере один параметр выбран из группы, состоящей из давления газа, когда поршень газовой пружины находится в состоянии покоя, глубины буксиро
(a)
вания управляемого источника и общей длины пространства газовой пружины в управляемом источнике сейсмических волн;
(c) выбор диаграммы свип-сигнала;
(d) создание свип-сигнала с помощью указанного управляемого источника на основе указанной диаграммы свип-сигнала;
(e) во время прохождения указанного свип-сигнала;
(e1) непрерывное определение по меньшей мере одного отклонения частоты между указанным созданным свип-сигналом и указанной выбранной диаграммой свип-сигнала, причем указанное по меньшей мере одно отклонение частоты представляет собой разницу между диапазоном частоты указанного созданного свип-сигнала и диапазоном частоты указанной выбранной диаграммы свип-сигнала,
(е2) непрерывное регулирование по меньшей мере одного из указанных параметров, связанного с резонансной частотой указанного управляемого источника на основе указанного по меньшей мере одного определенного отклонения частоты, таким образом получая отрегулированную резонансную частоту указанного управляемого источника для осуществления выбранной диаграммы свип-сигнала, причем указанный по меньшей мере один из указанных параметров регулируют для минимизации указанного по меньшей мере одного отклонения частоты;
(f) записывание сейсмических данных, созданных указанным свип-сигналом;
(g) использование любых из указанных записанных сейсмических данных для исследования указанного участка земных пластов.
14. Способ сейсмической разведки по п.13,
в котором указанный управляемый источник представляет собой резонатор для морской сейсмической разведки,
причем указанный резонатор для морской сейсмической разведки содержит поршень газовой пружины.
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
032502
- 1 -
032502
- 1 -
032502
- 1 -
032502
- 1 -
032502
- 1 -
032502
- 1 -
032502
- 1 -
032502
- 9 -
032502
- 9 -
032502
- 9 -
032502
- 9 -
032502
- 10 -
032502
- 19 -