Abstract

Seismic emission tomography is considered as fobe new technique for passive seismic monitoring of real-time data processing. The method is based on adaptive polarization focusing with a high-resolution technique. It works in fully automatic mode with interference noise prooffeature. The method is tested on hydrofrac experimental data obtained with the use of multilevel 3C vertical cables. This paper is focused on the applied processing techniques.

Keywords

seismic emission tomography, real-time data processing, hydraulic fracturing,

Reference

  •  1) Aleksandrov S. I., 1999, Polyarizacionnyy analiz seysmicheskih voln: M., OIFZ RAN.

  •  2) Aleksandrov S. I., Gogonenkov G. N., Mishin V. A., Denver L., 2002, Seysmoemissionnyy monitoring pri razrabotke mestorozhdeniy nefti i gaza. Konferenciya Innovacionnye tehnologii v oblasti poiskov, razvedki i detalnogo izucheniya mestorozhdeniy nefti i gaza, 20 - 22 maya 2002 g.: M., EAGO-CRE.

  •  3) Aleksandrov S. I., 1992, Optimalnye metody prostranstvennogo analiza shumovyh seysmicheskih istochnikov. I. Sintez adaptivnyh konstrukciy: Vulkanologiya i seysmologiya, 1, 70 - 82.

  •  4) Aleksandrov S. I., Rykunov L. N., 1992, Shumovoy monitoring v Yuzhnoy Islandii: Doklady RAN, 326, 5, 808 - 810.

  •  5) Myune Zh., Delil Zh. Yu., 1987, Prostranstvennyy analiz v passivnyh lokacionnyh sistemah s pomoschyu adaptivnyh metodov: TIIER. 75, 11, 21 - 37.

  •  6) Shubik B. M., Kiselevich V. L., Nikolaev A. V., Rykunov L. N., 1991, Mikroseysmicheskaya aktivnost v gidrotermalnoy oblasti: Fizicheskie osnovy seysmicheskogo metoda: M., Nauka, 143 - 158.

  •  7) Maxwell, S. S. and Urbancic, T. /., 2001, The role of passive microseismic monitoring in the instrumented oil field: The Leading Edge, 6, 636 - 639.

  •  8) Oye, V., Roth, M. and Jahren, L., 2002, Automatic real-time processing of induced microseismic data: EAGE 64th Conference & Exhibition, Florence, 236.

  •  9) Walter, L. A., Zinno, R. J., Urbancic, T. /., 2000, Real-time fracture diagnostic - using a multi-level, multi-component, large aperture seismic receiver: Annual Meeting, SEG, Calgary, Expanded Abstracts.

  •  10) Zinno, R. J., Gibson, J., Walker Jr., R. N. and Withers, R. J., 1998, Overview: Cotton Valley Hydraulic Fracture Imaging Project: Annual Meeting Abstracts, SEG, 926 - 929.

Пассивный сейсмический мониторинг. О методике сейсмоэмиссионной томографии

Александров С.И.

Аннотация

Рассматривается новая методика локализации источников сейсмоэмиссионного излучения при пассивном сейсмическом мониторинге - сейсмоэмиссионная томография. Метод основан на адаптивной поляризационной фокусировке волнового поля, использующей технику высокого разрешения. В отличие от стандартного метода он обладает более высокой помехоустойчивостью к интерференционному шуму и позволяет осуществлять обработку данных полностью в автоматическом режиме, что о.твечает необходимому условию при создании обрабатывающих систем реального времени. Метод опробован на экспериментальных материалах, полученных при мониторинге гидроразрыва пласта с использованием скважинной многоуровневой трехкомпонентной регистрации.

Ключевые слова

сейсмоэмиссионная томография, обработка в реальном времени, гидравлический разрыв,

Информация об авторах

Библиографическая ссылка

Александров С.И. Пассивный сейсмический мониторинг. О методике сейсмоэмиссионной томографии // Геофизика. 2010. № 4. С. 26-29.

Список литературы

  •  1) Александров С. И., 1999, Поляризационный анализ сейсмических волн: М., ОИФЗ РАН.

  •  2) Александров С. И., Гогоненков Г. Н., Мишин В. А., Денвер Л., 2002, Сейсмоэмиссионный мониторинг при разработке месторождений нефти и газа. Конференция Инновационные технологии в области поисков, разведки и детального изучения месторождений нефти и газа, 20 - 22 мая 2002 г.: М., ЕАГО-ЦРЭ.

  •  3) Александров С. И., 1992, Оптимальные методы пространственного анализа шумовых сейсмических источников. I. Синтез адаптивных конструкций: Вулканология и сейсмология, 1, 70 - 82.

  •  4) Александров С. И., Рыкунов Л. Н., 1992, Шумовой мониторинг в Южной Исландии: Доклады РАН, 326, 5, 808 - 810.

  •  5) Мюнье Ж., Делиль Ж. Ю., 1987, Пространственный анализ в пассивных локационных системах с помощью адаптивных методов: ТИИЭР. 75, 11, 21 - 37.

  •  6) Шубик Б. М., Киселевич В. Л., Николаев А. В., Рыкунов Л. Н., 1991, Микросейсмическая активность в гидротермальной области: Физические основы сейсмического метода: М., Наука, 143 - 158.

  •  7) Maxwell, S. С. and Urbancic, Т. /., 2001, The role of passive microseismic monitoring in the instrumented oil field: The Leading Edge, 6, 636 - 639.

  •  8) Oye, V., Roth, M. and Jahren, L., 2002, Automatic real-time processing of induced microseismic data: EAGE 64th Conference & Exhibition, Florence, 236.

  •  9) Walter, L. A., Zinno, R. J., Urbancic, T. /., 2000, Real-time fracture diagnostic - using a multi-level, multi-component, large aperture seismic receiver: Annual Meeting, SEG, Calgary, Expanded Abstracts.

  •  10) Zinno, R. J., Gibson, J., Walker Jr., R. N. and Withers, R. J., 1998, Overview: Cotton Valley Hydraulic Fracture Imaging Project: Annual Meeting Abstracts, SEG, 926 - 929.