Технологический комплекс для геофизических исследований с блоком атрибутивно-регрессионной инверсии (ари) материалов сейсморазведки и модуль многомерной адаптивной регрессии для решения геофизических задач (марг)
Использование: геофизическая разведка месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей, преимущественно, сейсмическая и акустическая разведка.
Сущность: создание технологического комплекса для геофизических исследований, позволяющего построить обработку геофизических данных в два этапа при дополнении традиционной (предварительной, первичной) обработки оптимальной (вторичной) обработкой посредством введения в технологический комплекс блока оптимальной обработки информации, реализующего технологию атрибутивно-регрессионной инверсии (АРИ) материалов сейсморазведки, - модуля МАРГ.
Технический результат: обеспечение высокой детальности и информативности геофизической съемки посредством повышения разрешающей способности, надежности и достоверности данных обработки материалов.
2 с. и 3 з.пп. ф-лы, 4 фиг.
Техническое решение относится к геофизической разведке месторождений углеводородов (УВ) с использованием измерений параметров геофизических полей, преимущественно, сейсмической и акустической разведке, и может быть использовано при обработке данных для определения детальных (тонкослоистых) фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в межскважинном и околоскважинном пространстве.
Известные комплексы (системы, устройства) обработки геофизических данных, основанные на традиционной технологии [11, 15, 16], как правило, преобразуют и оптимизируют аппаратуру и этапы процедуры обработки, реализуемые с помощью вычислительных устройств. При этом информативность обработки может быть повышена при комплексной обработке данных, полученных от совокупности измерителей геофизических полей разной природы.
Постоянное внимание патентованию технологии, в том числе устройств, сейсморазведки и обработки геофизических данных уделяется как за рубежом: фирмы «ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL) [3-5], ВЕСТЕРНДЖЕКО САЙЗМИК ХОЛДИНГЗ ЛИМИТЕД (VG) [6-8], АМОКО КОРПОРЕЙШН (US) [9-11], так и в России [1, 2, 12-14, 17].
Общим признаком известных устройств [3 - 11] обработки геофизических данных является наличие последовательно соединенных блока накопления (хранения) измеренной информации, блока обработки данных (процессора) и блока анализа и интерпретации данных. При этом устройства [3-11] реализуют обработку сейсмических данных только с целью первоначального перспективного поиска УВ (первичную обработку), разрешающая способность которой недостаточна для выявления тонкослоистой структуры залежи, а также для обнаружения маломощной остаточной или «пропущенной» (не выявленной) залежи, разработка которой может оказаться, в ряде случаев, достаточно эффективной. Кроме того, известные устройства [3-11] не предусматривают комплексной обработки данных с другой геофизической информацией, например с данными геофизических исследований скважин (ГИС), что снижает информативность и надежность оценки залежей УВ.
Известные системы [12, 13] по патентам RU 22830 U1 и RU 22831 U1 позволяют обрабатывать информацию комплексных данных, например сейсмики и ГИС, однако обработка данных включает лишь традиционную технику повышения информативности посредством «избыточных» измерений, без использования этапов взаимного преобразования геофизических полей различного типа (например, псевдоакустического преобразования данных сейсморазведки с учетом ГИС), что ограничивает возможности систем такого типа для детального определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов УВ.
Известная технологическая система [2, 17] по патенту RU 114175 U1 и заявке RU 2011148308 А позволяет построить по материалам ГИС и сейсморазведки последовательно среднеслоистые и тонкослоистые модели литологии и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов УВ. Однако посредством оптимальной вторичной обработки данных, использующей технологию математической статистики и регрессионного анализа, может быть реализовано дальнейшее повышение разрешающей способности, надежности и достоверности данных обработки.
Известная система [1] по патенту RU 63071 U1, корректно реализующая в наиболее обобщенном виде технологический комплекс для геофизических исследований и принятая за прототип, включает модуль измерителей параметров геофизических полей, блок накопления информации и блок обработки данных (ОД), выход которого подключен к входу блока анализа и интерпретации данных.
Структура системы [1], как и у других аналогов, предусматривает лишь первичную обработку информации геофизических данных, что обусловливает недостаточную детальность и информативность геофизической съемки и препятствует обнаружению маломощных и/или «пропущенных» залежей УВ. Как показывают исследования и патентные разработки [2, 15-17], совершенствование устройств геофизической технологии и решения геофизических задач следует формировать на основе адекватных вероятностно-статистических математических методов, например адаптивно-регрессионного анализа.
Сущность предлагаемого технического решения заключается в создании технологического комплекса для геофизических исследований, позволяющего построить обработку геофизических данных в два этапа при дополнении традиционной (предварительной, первичной) обработки оптимальной (вторичной) обработкой посредством введения в технологический комплекс блока оптимальной обработки информации, реализующего технологию атрибутивно-регрессионной инверсии (АРИ) материалов сейсморазведки, что, в свою очередь, позволяет оптимизировать размещение скважин на выявленных нефтегазоперспективных объектах малой мощности, что практически не реализуется при использовании традиционных технологий обработки и интерпретации данных сейсморазведки.
Основной технический результат предлагаемого комплекса -обеспечение высокой детальности и информативности геофизической съемки посредством повышения разрешающей способности, надежности и достоверности данных обработки материалов при выявлении тонкослоистой структуры исследуемой площади и повышение вероятности обнаружения маломощных либо «пропущенных» объектов У В. Комплекс посредством реализации двухэтапной комплексной обработки данных позволяет осуществить синергию обработки данных по новым критериям поиска УВ с традиционной технологией выявления месторождений.
При этом предлагаемый технологический комплекс с блоком, реализующим технологию АРИ при помощи оптимальных локальных связей (связанных выборок стохастически зависимых данных ОГТ и ГИС) параметров и устойчивых атрибутов сейсмического волнового поля (таких как огибающие сигнала в различных окнах фильтрации, скорости ОГТ и др.) рассчитанных модулем МАРГ, обеспечивает получение устойчивого (не подверженного сильному влиянию особенностей обработки полевых материалов) и повторяемого (детерминистического) решения обратной динамической задачи сейсморазведки, устраняя недостатки традиционных [15, 16] и известных [3-14] технологий обработки данных (неустойчивость фильтрации и недостаточная надежность статистической оценки данных, сложность получения абсолютной повторяемости результатов и т.п.). Кроме того, посредством технологического комплекса может быть получена оценка достоверности прогноза для каждого дискрета излучаемого волнового поля.
Технический результат предложенного комплекса для геофизических исследований и входящего в его состав модуля МАРГ достигается следующим образом.
Технологический комплекс для геофизических исследований включает последовательно соединенные модуль измерителей параметров геофизических полей, блок накопления информации и блок обработки данных (ОД), выход которого подключен к входу блока анализа и интерпретации данных.
Отличительной особенностью комплекса является то, что модуль измерителей параметров геофизических полей выполнен в виде измерителей параметров методом общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D сейсморазведки и параметров геофизического исследования скважин (ГИС). Особенность технологического комплекса также заключается в том, что он выполнен в виде устройства с обработкой данных в два этапа и дополнительно к блоку ОД, выполненному в виде блока предварительной (первичной) обработки информации, содержит блок оптимальной (вторичной) обработки информации (ООИ), выполненный с возможностью реализации атрибутивно-регрессионной инверсии (АРИ) материалов сейсморазведки посредством модуля многомерной адаптивной регрессии для решения геофизических задач (МАРГ), при этом входы блока ООИ подключены к выходам блока накопленияинформации и блока ОД, а выход - к блоку анализа и интерпретации данных.
При этом в качестве блока накопления информации, блоков первичной и вторичной обработки информации (блоков ОД и ООИ), блока анализа и интерпретации данных использованы стандартные вычислительные блоки или персональный компьютер, в том числе переносной персональный компьютер ноутбук.
Модуль многомерной адаптивной регрессии для решения геофизических задач (МАРГ) технологического комплекса для геофизических исследований характеризуется тем, что содержит устройство сопряжения для ввода измеренных значений от измерителей параметров сейсморазведки методом общей глубинной точки (ОГТ) и параметров геофизического исследования скважин (ГИС), регистры данных ОГТ и ГИС, схему выбора атрибутов ОГТ и ГИС, коррелометр, формирователь аппроксимирующего функционала, формирователь прогнозных искомых параметров, базу данных опорной скважины, блок базы правил и регистр прогнозных разрезов, причем выходы устройства сопряжения соединены с первыми входами регистров ОГТ и ГИС, вторые входы которых подключены к соответствующим выходам схемы выбора атрибутов ОГТ и ГИС, первый и второй выходы регистра ГИС подключены соответственно к первому входу формирователя аппроксимирующего функционала и первому входу коррелометра, второй вход коррелометра подключен к выходу базы данных опорной скважины, выход коррелометра подключен к второму входу формирователя аппроксимирующего функционала, первый, второй и третий входы формирователя прогнозных искомых параметров подключены соответственно к выходу регистра ОГТ, к выходу формирователя аппроксимирующего функционала и к первому выходу блока базы правил, второй и третий выходы которого подключены соответственно к третьему входу формирователя аппроксимирующего функционала и входу схемы выбора атрибутов, выход формирователя прогнозных искомых параметров подключен к входу регистра прогнозных разрезов, выход которого является выходом модуля МАРГ.
Отличием модуля МАРГ является то, что он выполнен в виде совокупности вычислительных блоков программируемого процессора, реализующего алгоритм преобразования геофизических данных по схеме:
где Рm - прогнозируемые параметры;
FK - аппроксимирующий функционал;
Wm=Wm(K11, K 12, 
,Kmn) - дискреты волнового поля разреза скважины,
Kmn - соответствующие атрибуты, m=1, 2, , n;
ХK=ХK(А1 , А2, , An) - дискреты волнового сейсмического поля An - соответствующие атрибуты, к=1, 2, , n;
- условие аппроксимации прогнозируемых параметров P m функционалом FK при максимальном коэффициенте R=Rmax взаимной корреляции Pm и FK (Wm).
В конкретном случае реализации модуль МАРГ может быть выполнен на базе портативного персонального компьютера ноутбук в составе технологического комплекса для геофизических исследований, заявленного по п.1.
На фиг.1 приведена общая конструктивная схема предложенного технологического комплекса для геофизических исследований, на фиг.2 показана общая конструктивная схема модуля МАРГ. На фиг.3 и 4 представлены графы алгоритмов, иллюстрирующие работу технологического комплекса (фиг.3) и модуля МАРГ (фиг.4).
На чертежах приняты следующие обозначения:
1 - модуль измерителей параметров геофизических полей;
2 - блок накопления информации;
3 - блок предварительной (первичной) обработки информации (ОД);
4 - блок анализа и интерпретации данных;
5 - блок оптимальной (вторичной) обработки информации (ООИ);
6 - устройство сопряжения;
7 - регистр данных сейсморазведки ОГТ;
8 - регистр данных ГИС;
9 - схема выбора атрибутов ОГТ и ГИС;
10 - коррелометр;
11 - формирователь аппроксимирующего функционала;
12 - формирователь прогнозных искомых параметров;
13 - база данных опорной скважины;
14 - база правил обработки данных;
15 - регистр прогнозных разрезов.
Работа технологического комплекса заключается в следующем (фиг.1, 3).
Измеренные модулем 1 параметры геофизических полей ОГТ и ГИС накапливаются в блоке 2 накопления информации (фиг.1). На первом этапе функционирования комплекса в блоке ОД 3 предварительной обработки осуществляется первичная обработка информации, которая проводится в соответствии с традиционной [15, 16] или модернизированной [3-14] технологией. Оптимальная (вторичная) обработка информации выполняется блоком ОСИ 5, который реализует алгоритм атрибутивно-регрессионной инверсии АРИ материалов сейсморазведки посредством модуля МАРГ (фиг.2). Совокупность данных обработки информации с блоков ОДЗ и ООИ5 поступает на блок 4 анализа и интерпретации данных, который выполнен (аналогично [2]) с возможностью отображения совместной обработки данных с блоков 3 и 5 на графических и/или цифровых диаграммах и/или профилях для последующего вынесения суждения о наличии в исследуемом районе и идентификации нефтяных или газовых месторождений, а также для определения их контуров, глубины залегания и толщины слоев флюидов.
Посредством двухэтапной комплексной обработки данных блоками ОДЗ и ООИ 5 (фиг.3) реализуется синергия обработки данных по новым критериям с традиционной (известной) технологией, что обеспечивает повышение детальности, информативности и достоверности геофизической съемки.
Работа модуля МАРГ (фиг.2, 4) в составе технологического комплекса геофизических исследований заключается в реализации технологии атрибутивно-регрессионной инверсии АРИ при использовании оптимальных локальных связей (связанных выборок стохастически зависимых данных ОГТ и ГИС) параметров и устойчивых атрибутов сейсмического волнового поля, например, огибающих сигналов в различных окнах фильтрации, скоростей волнового поля ОГТ или других (фиг.4). Технология АРИ в общем виде основана на технологии регрессионного анализа, описанного, например, в: Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. - М.: Наука, Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986, с.450-451, 464. Совокупность вычислительных блоков программируемого процессора модуля МАРГ реализует алгоритм преобразования геофизических данных в соответствии с выражением (1). Устройство 6 сопряжения служит для соединения модуля МАРГ с блоком 2 накопления информации, полученной от модуля 1 измерителей параметров геофизических полей ОГТ и ГИС. В регистрах ОГТ 7 и ГИС 8 осуществляется промежуточное оперативное хранение информации данных ОГТ и ГИС. Схема 9 выбора атрибутов вырабатывает значения атрибутов для технологии АРИ в соответствии с условиями, заданными блоком 14 базы правил обработки данных. В качестве атрибутов волнового поля могут быть использованы, например, огибающие волнового поля ОГТ в различных частотных диапазонах (окнах фильтрации), скорости ОГТ или другие признаки-атрибуты. Формирователь 11 аппроксимирующего функционала Рm и формирователь 12 прогнозируемых искомых параметров Р^ служат (фиг.2, 4) для построения схемы обработки информации в соответствии с выражением (1), а коррелометр 10 обеспечивает получение максимального коэффициента R=Rmax взаимной корреляции Pm и FK(w) при сравнении информации регистра ГИС 8 и базы 13 данных опорной скважины.
Модуль МАРГ при использовании новых признаков входящих в него блоков обеспечивает получение устойчивого и повторяемого (детерминистического) решения обратной динамической задачи сейсморазведки, устраняя недостатки традиционных [15, 16] и известных запатентованных [1-14] технологий обработки данных.
Таким образом, из описания технологического комплекса и модуля МАРГ и из принципов их работы следует, что достигается их назначение с указанным техническим результатом, который находится в причинно-следственной связи с совокупностью существенных признаков технологического комплекса в целом и модуля МАРГ.
ИСТОЧНИКИ ПО УРОВНЮ ТЕХНИКИ
I. Прототип и аналог:
1. RU 63071 U1, 10.05.2007 (прототип).
2. RU 114175 U1, 10.03.2012 (аналог).
II. Дополнительные источники по уровню техники:
3. RU 2331089 С2, 10.08.2008.
4. RU 2334252 С2, 20.09.2008.
5. RU 2337404 C1,. 27.10.2008.
6. RU 2321025 С2, 27.03.2008.
7. RU 2335787 С2, 10.10.2008.
8. RU 2004104634/28 A, 10.02.2005.
9. RU 2144683 C1, 20.01.2000.
10. RU 97119642/28 A, 27.09.1999.
11. US 5027332, 25.06.1991.
12. RU 22830 U1,.27.04.2002.
13. RU 22831 U1, 27.04.2002.
14. RU 5265 U1, 16.05.1997.
15. Прикладная геофизика / В.М.Телфорд, Л.П.Гелдарт, Р.Е.Шерифф, Д.А.Кейс. - М.: Недра. 1980, 502 с.(с.130-259: Сейсморазведка; с.446-475: Геофизические исследования скважин).
16. Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. - Тверь: Изд-во АИС, 2006, 744 с.(с.369-710: обработка и интерпретация сейсморазведочных данных).
17. RU 2011148308/28 А, 27.02.2012.
1. Технологический комплекс для геофизических исследований, включающий последовательно соединенные модуль измерителей параметров геофизических полей, блок накопления информации и блок обработки данных (ОД), выход которого подключен к входу блока анализа и интерпретации данных, отличающийся тем, что модуль измерителей параметров геофизических полей выполнен в виде измерителей параметров методом общей глубинной точки (ОГТ) 2D/3D сейсморазведки и параметров геофизического исследования скважин (ГИС), технологический комплекс выполнен в виде устройства с обработкой данных в два этапа и дополнительно к блоку ОД, выполненному в виде блока предварительной (первичной) обработки информации, содержит блок оптимальной (вторичной) обработки информации (ООИ), выполненный с возможностью реализации атрибутивно-регрессионной инверсии (АРИ) материалов сейсморазведки посредством модуля многомерной адаптивной регрессии для решения геофизических задач (МАРГ), при этом входы блока ООИ подключены к выходам блока накопления информации и блока ОД, а выход - к блоку анализа и интерпретации данных.
2. Технологический комплекс по п.1, отличающийся тем, что в качестве блока накопления информации, блоков первичной и вторичной обработки информации (блоков ОД и ООИ), блока анализа и интерпретации данных использованы стандартные вычислительные блоки.
3. Модуль многомерной адаптивной регрессии для решения геофизических задач (МАРГ) технологического комплекса для геофизических исследований, характеризующийся тем, что содержит устройство сопряжения для ввода измеренных значений от измерителей параметров сейсморазведки методом общей глубинной точки (ОГТ) и параметров геофизического исследования скважин (ГИС), регистры данных ОГТ и ГИС, схему выбора атрибутов ОГТ и ГИС, коррелометр, формирователь аппроксимирующего функционала, формирователь прогнозных искомых параметров, базу данных опорной скважины, блок базы правил и регистр прогнозных разрезов, причем выходы устройства сопряжения соединены с первыми входами регистров ОГТ и ГИС, вторые входы которых подключены к соответствующим выходам схемы выбора атрибутов ОГТ и ГИС, первый и второй выходы регистра ГИС подключены соответственно к первому входу формирователя аппроксимирующего функционала и первому входу коррелометра, второй вход коррелометра подключен к выходу базы данных опорной скважины, выход коррелометра подключен к второму входу формирователя аппроксимирующего функционала, первый, второй и третий входы формирователя прогнозных искомых параметров подключены соответственно к выходу регистра ОГТ, к выходу формирователя аппроксимирующего функционала и к первому выходу блока базы правил, второй и третий выходы которого подключены соответственно к третьему входу формирователя аппроксимирующего функционала и входу схемы выбора атрибутов, выход формирователя прогнозных искомых параметров подключен к входу регистра прогнозных разрезов, выход которого является выходом модуля МАРГ.
4. Модуль МАРГ по п.3, отличающийся тем, что он выполнен в виде совокупности вычислительных блоков программируемого процессора, реализующего алгоритм преобразования геофизических данных по схеме:
где Pm - прогнозируемые параметры;
FK - аппроксимирующий функционал;
Wm =Wm(K11, K12, , Kmn) - дискреты волнового поля разреза скважины;
Kmn - соответствующие атрибуты, m=1, 2, , n;
ХК=ХК(А1, А 2, , An) - дискреты волнового сейсмического поля;
An - соответствующие атрибуты;
К=1, 2, , n;
- условие аппроксимации прогнозируемых параметров Pm функционалом FK при максимальном коэффициенте R=Rmax взаимной корреляции Pm и FK (Wm).
