Система и способ для определения отношения (vp/vs) скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины

СИСТЕМА И СПОСОБ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОШЕНИЯ (Vp/Vs) СКОРОСТЕЙ ПРОДОЛЬНОЙ И ПОПЕРЕЧНОЙ ВОЛН В ОБЛАСТИ, УДАЛЕННОЙ ОТ БУРОВОЙ СКВАЖИНЫ В некоторых аспектах описания изобретения раскрыт способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области (130),удаленной от буровой скважины (110), с использованием транспортируемого каротажного прибора(140). В некоторых аспектах способ включает в себя размещение первого источника (105) в буровой скважине и генерирование управляемого пучка энергии упругих волн на первой частоте; размещение второго источника (115) в буровой скважине (110) и генерирование управляемого пучка энергии упругих волн на второй частоте, чтобы управляемый пучок на первой частоте и управляемый пучок на второй частоте пересекались в месте (130), находящемся на расстоянии от буровой скважины (110); прием в буровой скважине (110) датчиком (135) третьей упругой волны,создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения, с частотой, равной разности между первой и второй частотами, и направлением распространения к буровой скважине. Джонсон Пол А., Ву Кунг, Тен Кейт Джеймс А., Гайер Роберт, Ле Ба ПьерИв, Нихеи Курт Т., Шмитт Денис П.,Скелт Кристофер (US) Медведев В.Н. (RU)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ШЕВРОН Ю.Эс.Эй., ИНК.; ЛОС АЛАМОС НЭШНЛ СЕКЬЮРИТИ ЭлЭлСи (US) Перекрестная ссылка на родственные заявки В соответствии с 119(е) раздела 35 кодекса законов США по заявке на данный патент испрашивается преимущество приоритета заявки 12/463796 на патент США, поданной 11 мая 2010 г., по которой испрашивается приоритет предварительной заявки 61/170070 на патент США, поданной 16 апреля 2009 г., которые обе полностью включены в эту заявку путем ссылки. Права государства Это изобретение было сделано при поддержке государства в соответствии с соглашением о совместной научно-исследовательской работе и конструкторских разработках (CRADA) по контрактуDE-AC52-06NA25396, заключенному с министерством энергетики США. Государство может иметь определенные права на это изобретение. Область техники В общем настоящее изобретение относится к сейсмическому исследованию породных формаций и более конкретно - к созданию трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины, с использованием комбинации источников в буровой скважине, выполненных с возможностью создания энергии упругих волн и приема и анализа результирующей третьей волны, образуемой в соответствии с процессом трехволнового смешения. Уровень техники Существует тенденция ограничения акустического исследования подземных объектов размером и мощностью практических источников, и на практике выходная мощность скважинных акустических преобразователей ограничена потенциальной возможностью передачи электрической энергии по каротажному кабелю. Высокочастотные сигналы имеют относительно небольшую глубину проникновения,тогда как для низкочастотных сигналов обычно требуются большие источники, прижатые к стенке буровой скважины для максимизации передачи энергии в формацию и минимизации нежелательных сигналов в стволе скважины. В настоящее время акустические скважинные приборы проектируют с акустическими источниками в буровой скважине для обнаружения возвращающихся акустических волн, которые распространяются вдоль стенок буровой скважины или рассеиваются на неоднородностях линейных свойств породных формаций, окружающих буровую скважину. В патенте США 7301852 (Leggett, III etal.) раскрыт прибор каротажа в процессе бурения, предназначенный для обнаружения границ породной формации, с двумя решетками акустических источников, излучающими из буровой скважины, при этом третья волна генерируется в соответствии с предполагаемым нелинейным смешением в породах в месте пересечения акустических сигналов. Третья волна рассеивается на неоднородностях свойств геологической среды, а рассеиваемый сигнал обнаруживается датчиками в каротажном приборе. Без какого-либо дальнейшего описания раскрыто только то, что решетки источников должны быть направленными. В области разведки нефти и газа делались попытки определять из буровых скважин нелинейные свойства формации, но каждая имела присущие ей ограничения. Например, в патенте США 5521882(D'Angelo et al.) раскрыт акустический прибор, предназначенный для регистрации приемниками давления нелинейных волн, которые распространяются вдоль стенки буровой скважины с ограниченным проникновением в окружающую породную формацию и преломляются в обратном направлении в скважинный флюид. В патенте США 6175536 (Khan) раскрыт способ оценивания степени нелинейности подземных формаций на основании спектрального анализа сейсмических сигналов, передаваемых в формацию из одной буровой скважины и принимаемых во второй буровой скважине. В свете этих предшествующих попыток имеется необходимость в установке и способе для формирования трехмерных изображений нелинейных свойств в удаленной от буровой скважины области. Краткое изложение В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрывается способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора. Способ включает в себя размещение в особой пространственной конфигурации первого источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн на первой частоте; размещение второго источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн на второй частоте,чтобы два управляемых пучка пересекались в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины; прием решеткой датчиков в буровой скважине вступления третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения в породной формации, с частотой, равной разности между первой и второй первичными частотами, которая распространяется в обратном к буровой скважине конкретном направлении; определение местоположения области трехволнового смешения на основании размещения первого и второго источников и на основании свойств сигнала третьей волны и создание трехмерных изображений нелинейных свойств с использованием данных, регистрируемых при повторении этапов генерирования, приема и определения местоположения по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине. В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрывается способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, с использо-1 021800 ванием транспортируемого каротажного прибора. Способ включает в себя размещение в особой пространственной конфигурации первого источника в буровой скважине и генерирование первичной волны упругой энергии на первой частоте; размещение второго источника в буровой скважине и генерирование первичной волны упругой энергии на второй частоте; прием решеткой трехкомпонентных датчиков в буровой скважине вступления третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения, с частотой, равной разности между первой и второй первичными частотами, которая распространяется обратно к буровой скважине; определение направления распространения третьей волны на основании сигналов, принимаемых решеткой датчиков; построение изображения геометрического места области трехволнового смешения на основании размещения первого и второго источников и направления распространения третьей волны и создание трехмерных изображений нелинейных свойств с использованием данных, регистрируемых при повторении этапов генерирования, приема, определения и построения изображения по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине. В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрыты дальнейшие способы создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора. В них используют обычную конфигурацию двух источников и решетки датчиков, а отличие заключается в том, что один или другой из источников может генерировать управляемый пучок или волну упругой энергии, а блок датчиков в решетке может быть комбинацией ненаправленных и трехкомпонентных устройств. Способ включает в себя размещение в особой пространственной конфигурации первого источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн или первичной волны упругой энергии на первой частоте; размещение второго источника в буровой скважине и генерирование управляемого первичного пучка энергии упругих волн или первичной волны упругой энергии на второй частоте, чтобы энергия от двух источников смешивалась в местах, находящихся на расстоянии от буровой скважины; прием решеткой датчиков в буровой скважине прямого вступления третьей упругой волны, создаваемой в соответствии с процессом трехволнового смешения, с частотой, равной разности между первой и второй первичными частотами, которая распространяется обратно к буровой скважине в конкретном направлении; определение местоположения области трехволнового смешения на основании размещения первого и второго источников и на основании свойств сигнала третьей волны и создание трехмерных изображений нелинейных свойств с использованием данных, регистрируемых при повторении этапов генерирования,приема и определения местоположения по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине. В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения трехмерные изображения нелинейных свойств формаций, окружающих буровую скважину, преобразуют в свойства коллектора, используя соответствующие соотношения между нелинейностью формации и указанными свойствами. Изображения могут быть свойствами в момент каротажа или могут представлять изменения между двумя спусками каротажного прибора, разделенными промежутком времени. В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрыты способы создания трехмерных изображений отношения скоростей продольной и поперечной акустических волн в породах, окружающих буровую скважину. Эти способы являются вариантами способов создания трехмерных изображений нелинейных свойств, рассмотренных в приведенных выше абзацах. В соответствии с некоторыми аспектами описания изобретения раскрыта установка для создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в породных формациях, удаленных от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора. Установка включает в себя первый источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования управляемого пучка или волны упругой энергии на первой частоте; второй источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования управляемого пучка или волны упругой энергии на второй частоте, чтобы пучки или волны на первой частоте и второй частоте пересекались в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины; и ненаправленную или трехкомпонентную решетку датчиков, выполненную с возможностью приема третьей упругой волны, если нелинейные свойства представляющей интерес области приводят к созданию третьей упругой волны в соответствии с процессом трехволнового смешения, имеющей частоту, равную разности первой и второй частот, и конкретное направление распространения обратно к буровой скважине; первый процессор, размещенный в буровой скважине для управления возбуждением источников и регистрации третьей упругой волны; устройство, выполненное с возможностью передачи вверх по стволу скважины по каротажному кабелю для спускаемого на кабеле прибора; и второй процессор, размещенный для создания трехмерных изображений на основании, отчасти, свойств принимаемой третьей волны и размещения первого и второго источников. Эти и другие объекты, признаки и характеристики настоящего изобретения, а также способы работы и функции связанных элементов структуры и комбинации частей и организация производства станут более очевидными при рассмотрении нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения с обращением к сопровождающим чертежам, которые все образуют часть этого описания, при этом одина-2 021800 ковыми позициями обозначены соответствующие части на различных фигурах. Однако должно быть определенно понятно, что чертежи представлены исключительно с целью иллюстрации и описания и не предполагаются определяющими пределы изобретения. Используемые в описании и формуле изобретения формы в единственном числе включают также ссылки на них во множественном числе, если контекст ясно не указывает иное. Краткое описание чертежей На чертежах: фиг. 1 - конфигурация, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с различными аспектами раскрытия; фиг. 2 - конфигурация, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с аспектами раскрытия; фиг. 3 - конфигурация, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с аспектами раскрытия; фиг. 4 - блок-схема последовательности действий при создании трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, в соответствии с различными аспектами раскрытия; фиг. 5 а, 5b и 5 с - результаты численного моделирования правила 1 выбора для двухпучкового взаимодействия из табл. 1 в случае, когда две первичные волны являются пучками; фиг. 6 - иллюстрация геометрии генерирования третьей волны разностной частоты путем нелинейного смешения двух первичных акустических волн, управляемых в соответствии с правилом выбора нелинейного смешения; фиг. 7 - иллюстрация применения аспектов раскрытия для построения изображения с использованием пучка и широкого пучка или плоской волны. Подробное описание На фиг. 1 показана одна из нескольких возможных конфигураций, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины, согласно различным аспектам раскрытия. Первый источник 105 размещен в буровой скважине 110 для генерирования управляемого первичного пучка энергии акустических волн на первой частоте f1. Второй источник 115 также размещен в буровой скважине 110 для генерирования управляемого первичного пучка энергии акустических волн на второй частоте f2. В качестве неограничивающего примера первый источник 105 и второй источник 115 могут быть источниками в виде фазированных решеток и могут быть выполнены с возможностью генерирования управляемых пучков продольных или поперечных волн. Как показано на фиг. 1, первый источник 105 размещен на первом корпусе 120 прибора и второй источник 115 размещен на втором корпусе 125 прибора. Однако раскрытие не ограничено таким образом, поскольку первый корпус 120 прибора и второй корпус 125 прибора также могут быть размещены совместно на общем корпусе прибора (непоказанном). Корпусы 120 и 125 прибора размещены с возможностью независимого перемещения внутри буровой скважины 110 по меньшей мере с двумя степенями свободы, включая прямолинейное перемещение вдоль продольной оси 150 буровой скважины 110 и вращение 155 по азимуту вокруг продольной оси буровой скважины 110. В буровой скважине 110 первый источник 105 может быть размещен выше или ниже второго источника 115. В буровой скважине 110 корпусы 120 и 125 прибора могут быть размещены на транспортируемом каротажном приборе (непоказанном). При заданной азимутальной ориентации первого источника 105 и второго источника 115 пучку, генерируемому вторым источником 115, и пучку, генерируемому первым источником 105, придают такую конфигурацию, что пучки сходятся и пересекаются в зонах 130 смешения, удаленных от буровой скважины 110. Сочетая независимо управляемые пучки и изменяя расстояние между источниками 105, 115,зоны 130 смешения перемещают в плоскости, задаваемой пучками и продольной осью 150 буровой скважины, при этом регулируют угол пересечения. Расстояние зон 130 смешения от буровой скважины 110 можно изменять от почти края буровой скважины 110 до около 300 м в окружающую подземную породную формацию. В качестве неограничивающего примера разность фаз и/или временные задержки между соседними элементами в решетке излучателей, упомянутой ранее, можно изменять для фокусировки энергии акустических волн первичных пучков в конкретную зону смешения. Нелинейные свойства геологической среды в месте между двумя волнами приводят к генерированию третьей упругой волны. Третья упругая волна является результатом процесса трехволнового смешения, который происходит в нелинейных материалах, в этом случае в породных формациях. В этом процессе две сходящиеся неколлинеарные волны разных частот, f1 и f2, также называемые первичными волнами, смешиваются с образованием дополнительных волн на гармонических и интермодуляционных частотах f1-f2, f1+f2, 2f1 и 2f2 и т.д. Интенсивность третьей волны является функцией нелинейности пород в зонах смешения. В качестве неограничивающего примера, когда первичная продольная (Р) волна с частотой f1 и первичная поперечная (SV) волна с частотой f2 пересекаются в нелинейной среде, генерируется третья продольная (Р) или поперечная (SV) волна с частотой f1-f2. Дальнейшее описание см. вJohnson et al. (1987) и Johnson and Shankland (1989), и эти источники полностью включены в это изобретение путем ссылки. Как также рассматривается в описании ниже, в соответствии с правилами выбора распространения вектор распространения третьей волны является копланарным с векторами распространения двух первичных волн. Определенные сочетания угла пересечения, отношения f1/f2 и отношения скоростей продольной и поперечной волн приводят к образованию третьей упругой волны с частотой f1-f2, распространяющейся в определенном угле относительно первичных пучков обратно к буровой скважине 110. Решетку 135 приемников или датчиков размещают на определенном месте в буровой скважине 110,чтобы обнаруживать третью волну, возвращающуюся к буровой скважине 110. Как показано на фигуре,согласно некоторым аспектам раскрытия решетка 135 датчиков содержит два или более датчика, размещенных в виде решетки датчиков на корпусе 140 прибора с датчиками и отделенных от корпусов 120 и 125 прибора. Датчик 135 выполнен с возможностью независимого перемещения внутри буровой скважины 110 вдоль продольной оси 150 буровой скважины 110. Согласно некоторым аспектам корпус 140 прибора с датчиками размещен ниже корпусов 120 и 125 прибора или размещен выше или ниже корпусов 120 и 125 прибора. Согласно некоторым аспектам корпус 140 прибора с датчиками соединен с одним из двух или с обоими корпусами 120 и 125 прибора. Третья волна обнаруживается в буровой скважине 110 решеткой 135 датчиков. На фиг. 2 показана компоновка, подобная показанной на фиг. 1, в которой приемник 135 заменен трехкомпонентным геофоном 145, прижатым к стенке буровой скважины. Результирующий сигнал разлагают при обработке по углу наклона и азимуту, чтобы добавить избыточность системе при определении направления прихода вступления третьей волны. Согласно некоторым аспектам первый процессор (непоказанный), сконфигурированный для выполнения машиночитаемых команд, может быть размещен в буровой скважине 110 для выполнения различных задач обработки, таких как управление возбуждением источников и сжатие или фильтрация данных,регистрируемых решеткой 135 датчиков. Второй процессор (непоказанный), сконфигурированный для выполнения машиночитаемых команд, может быть размещен за пределами буровой скважины 110 для содействия первому процессору или выполнения задач обработки, отличающихся от задач первого процессора. Например, второй процессор может выполнять часть или всю обработку данных при создании трехмерных изображений. Передатчик или приемопередатчик (непоказанный) может быть размещен в буровой скважине 110 для передачи данных вверх по стволу скважины по каротажному кабелю (непоказанному). При заданной глубине одного из источников 105, 115 вдоль буровой скважины качание пучков по углу наклона при постоянном относительном пеленге для пространственного сканирования зоны смешения в плоскости, проходящей через ось буровой скважины, вращение источников по азимуту для вращательного сканирования области смешения и перемещение всего узла вдоль буровой скважины 110 имеют результатом сканирование трехмерного объема зон смешения вокруг буровой скважины для получения нелинейных свойств. В случае расположения источников 105, 115 и решетки 135 датчиков на независимых корпусах прибора можно получать высокую избыточность данных и можно изменять глубину исследования. Таким образом, трехмерный объем пород, окружающих буровую скважину, можно детально исследовать на нелинейные свойства, а трехмерные изображения нелинейных свойств можно вычислять и обрабатывать на основании отраженных сигналов. На фиг. 3 показана еще одна компоновка, предназначенная для создания трехмерных изображений нелинейных свойств в области, удаленной от буровой скважины, согласно различным аспектам раскрытия. Компоновка из фиг. 3 аналогична компоновке из фиг. 2, при этом основное различие заключается в том, что источники размещены в буровой скважине 110 для создания упругих волн вместо управляемых пучков. Что касается фиг. 3, то первый источник 305 размещен в буровой скважине 110 на первом корпусе 320 прибора для генерирования первой упругой волны акустической энергии на первой частоте f1. Второй источник 315 размещен в буровой скважине 110 на втором корпусе 325 прибора для генерирования второй упругой волны акустической энергии на второй частоте f2. Первая и вторая упругие волны,создаваемые источниками 305, 315, ориентируются для пересечения на расстоянии от буровой скважины 110 в различных зонах 130 смешения. Приемники 145 размещены внутри буровой скважины 110 для приема третьей волны, которая создается в зонах 130 смешения в соответствии с процессом трехволнового смешения, рассмотренным выше и дополнительно рассматриваемом ниже. Поскольку волны, создаваемые источниками 305, 315, являются по существу ненаправленными, смешение волн происходит непрерывно во всей области зон 130 смешения, которая также продолжается от плоскости фигуры, а для приемников 145 характерна тенденция иметь направленные характеристики. В качестве неограничивающего примера для этой цели можно использовать решетку трехкомпонентных геофонов. При обработке результирующий сигнал разлагают на многочисленные сигналы вступлений в диапазоне углов наклона,и азимутов, и времен пробега. При наличии местоположений источников и приемников, времен пробега и направлений каждого разлагаемого направленного вступления имеется достаточная информация для применения правил выбора, описываемых ниже для однозначного определения зоны смешения, где генерировалась третья волна. Это однозначное отображение позволяет выполнять построение трехмерного изображения на основании свойств принимаемого сигнала. На фиг. 4 показан способ создания трехмерных изображений нелинейных свойств и отношения скоростей продольной и поперечной волн в области, удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора. Способ начинают на этапе 405, на котором первый источник размещают в буровой скважине для генерирования управляемого пучка энергии упругих волн на первой частоте и второй источник размещают в буровой скважине для генерирования управляемого пучка энергии упругих волн на второй частоте. Управляемые пучки на первой и второй частотах ориентируют для пересечения в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины. По существу, второй пучок генерируют по тому же азимуту, что и первый пучок, но по другому углу наклона относительно продольной оси буровой скважины. Способ продолжают на этапе 410, на котором третью упругую волну принимают в буровой скважине решеткой датчиков. Как рассматривалось выше, третья упругая волна создается в соответствии с процессом трехволнового смешения, при этом частота равна разности между первой и второй частотами, а распространение направлено к буровой скважине. На этапе 415 место трехволнового смешения, находящееся на расстоянии от буровой скважины, определяют на основании размещения первого и второго источников и свойств третьей волны путем обращения к правилам выбора, рассматриваемым ниже. На этапе 420 создают трехмерные изображения нелинейных свойств, используя данные,регистрируемые при повторении генерирования из этапа 405, приема из этапа 410 и определения из этапа 415 по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений внутри буровой скважины. В случаях взаимодействия продольных и поперечных волн на этапе 425 анализируют принимаемые сигналы для получения отношения (Vp/Vs) скоростей продольной и поперечной волн. На этапе 430 нелинейные свойства преобразуют в физические свойства коллектора, такие как насыщение флюидом, эффективное напряжение, плотность трещин и минералогия. Согласно некоторым аспектам настоящего раскрытия первый и второй источники могут быть источниками пучка лучей или цилиндрических или сферических волн, а решетка датчиков может быть любой комбинацией ненаправленных однокомпонентных датчиков и трехкомпонентных геофонов. Альтернативные перестановки составных частей обеспечивают различные степени избыточности при обработке сигналов и построении изображения. Экспериментальные доказательства нелинейного смешения двух акустических волн в твердом теле представили, например, Rollins, Taylor и Todd (1964), Johnson и соавторы (1987), а также Johnson иShankland (1989), и их статьи полностью включены в эту заявку путем ссылки. В особом случае, когда первичная продольная (Р) волна с частотой f1 и первичная поперечная (S) волна с частотой f2 пересекаются в нелинейной среде, образуется третья продольная или поперечная волна с частотой f1-f2. Если первичная продольная и поперечная волны представляют собой пучки с волновыми векторами k1 и k2, соответственно, а нелинейное свойство формации является однородным, из кинематики взаимодействия волн следует, что результирующая третья волна должна быть плоской волной с волновым вектором k3, который удовлетворяет правилу k1-k2=k3 выбора. Правилом выбора налагается очень строгое ограничение на допустимые углы пересечения первичных волн и на конкретное направление распространения третьей волны. Общая кинематическая теория нелинейного смешения двух линейных плоских волн, и правила выбора, и амплитудные характеристики изложены в публикациях Jones and Kobett (1963), Rollins, Tayloret al. (1964), и в более поздних, Korneev, Nihei and Myer (1998), все они полностью включены в эту заявку путем ссылки, где также предложены конкретные соотношения между нелинейными параметрами среды смешения и интенсивностью нелинейного смешения сигналов. Например, из уравнений 53 и 54, предложенных Korneev, Nihei и Myer, видно, что интенсивность смешения Р и SV (вертикально поляризованных поперечных) плоских волн пропорциональна конкретному сочетанию нелинейных параметров пород. Правила выбора, предложенные Korneev, Nihei и Myer, определяющие нелинейное взаимодействие двух упругих плоских волн, можно использовать как руководство по взаимодействию двух упругих пучков. Из этих правил выбора плоских волн следует, что при следующих шести взаимодействиях создаются волны обратного рассеяния. Правила выбора, определяющие нелинейное взаимодействие двух упругих плоских волн В таблице и в других местах описания f1 больше f2. На фиг. 5 а, 5b и 5 с показаны результаты численного моделирования правила 1 выбора из таблицы для случая, когда две первичные волны представляют собой пучки от двухпучкового взаимодействия. Пучок продольной волны 25 кГц, показанный на фиг. 5 а, и пучок поперечной волны 18 кГц, показанный на фиг. 5b, смешивали для образования третьего пучка, показанного на фиг. 5 с, с частотой 7 кГц=25 кГц 18 кГц. В этом примере согласно прогнозам плоских волн Korneev, Nihei и Myer третий пучок обратно распространяющейся продольной волны с частотой (f1-f2) под углом 133 к волне P(f1), генерировался при нелинейном смешении в области, где пучки P(f1) и SV(f2) перекрывались. Кинематика нелинейных взаимодействий пучков приводит к образованию конкретных комбинаций волновых векторов и частот. Третья волна возвращается в конкретное время пробега и с конкретными частотами f3 и волновыми векторами k3, такими как f3=f1-f2 и k3=k1-k2. Для комбинации f1, f2, k2 и k3 имеется хорошо определенный волновой вектор k3 распространения третьей волны в одной и той же плоскости, задаваемой k1 и k2. Имеется прямое соответствие между сигналом, обнаруживаемым в конкретной точке приема, и местом, где происходит нелинейное смешение двух первичных волн k1 и k2. Интенсивность сигнала приемника пропорциональна степени нелинейности пород в зоне смешения, наряду с другими факторами, и достигает максимума для приемника, лежащего на векторе k3. Поэтому, как показано на фиг. 1, интенсивность сигналов на приемниках можно геометрически отображать на нелинейность пород вдоль траектории пучка. Геометрическая теория распространения волн показывает, что пучок, генерируемый в каждой зоне взаимодействия, по прошествии определенного времени задержки должен приходить в буровую скважину на конкретный приемник, определяемый геометрией трех волновых векторов k1, k2 и k3. Интенсивность возвращающегося в определенное время сигнала на конкретное место в буровой скважине зависит от степени нелинейности в месте взаимодействия и, следовательно, можно построить во временной области изображение относительной величины нелинейных свойств пород вдоль пучка. Величина амплитуды возвращающегося сигнала на приемниках сама является показывающей определенные петрофизические свойства зоны смешения. Если сканировать пучок и плоскую волну по азимуту и углу наклона,сохраняя необходимый угол сходимости, можно получать локализованное круговое и радиальное трехмерное изображение нелинейных свойств пород, окружающих буровую скважину. Перемещая весь узел вверх и вниз в буровой скважине, получают повторные трехмерные изображения нелинейных свойств пород, окружающих буровую скважину. Образуя взвешенные суммы этих повторных изображений, путем последующей компьютерной обработки можно выполнять построение конечного изображения нелинейных свойств пород, окружающих всю буровую скважину. Кроме того, если источники и приемники являются частью трех отдельных корпусов прибора, один или два корпуса можно перемещать, оставляя третий корпус неподвижным (например, оставлять источники неподвижными и в то же время перемещать вверх и вниз корпус прибора с приемниками). Как вариант можно делать несколько спусков в скважину при различных расстояниях между корпусами прибора. В случае нелинейного смешения упругого пучка и более широкого пучка (квазиплоской волны) правило выбора является менее строгим. Третьи волны частотой f1-f2, центрированные вокруг волнового вектора k3=k1-k2, генерируются непрерывно вдоль первичного пучка, если ширина пучка составляет около десяти длин волн третьей волны. Интенсивность результирующего сигнала в случае f3=f1-f2 является функцией средних нелинейных свойств области смешения, среднего отношения скорости распространения f1 и средней скорости распространения f1 (заметим, что f1 и f2 могут относиться к продольным или поперечным волнам), объема зоны смешения и геометрии смешения. Эта функция может быть вычислена для различных режимов смешения. Например, интенсивность сигнала для конкретного важного режима смешения, например продольной волны Р в случае f1 и вертикально поляризованной поперечной в случае f2 дается формулой где U является амплитудой смещения третьей волны, принимаемой в буровой скважине; А 1 представляет продольную поляризацию продольной волны; B2 представляет поперечную поляризацию поперечной волны;является функцией параметров Ландау-Лифшица, А, В и С, представляющих нелинейность пород в зоне смешения; v представляет объем зоны смешения; r представляет расстояние от зоны смешения до приемника. F является геометрическим форм-фактором первого порядка, который зависит от геометрии падающих пучков и для конкретной геометрии может быть численно вычислен на основании теории Korneev, Nihei и Myers.является форм-фактором правила выбора, который представляет собой численно вычисляемую функцию волновых векторов k1, k2 и k3 и является значимым, если только геометрия взаимодействия удовлетворяет правилам выбора. Нижний индекс PSVP в формуле относится к взаимодействию продольных и поперечных волн, при котором генерируется продольная волна. В соответствии с определенными аспектами этого раскрытия, изображение отношения скоростей продольной и поперечной волн можно построить следующим образом. Когда один из источников генерирует продольную волну (Р-волну) с частотой f1 и другой источник генерирует вертикально поляризо-6 021800 ванную поперечную волну с частотой f2 и обе волны направляются к определенному объему смешения,то, как показано на фиг. 6, направление распространения третьей продольной волны (Р-волны) с разностной частотой f3=f1-f2 определяется средним отношением Vp/Vs в естественном залегании пород в зоне смешения, подчиняющимся правилам выбора. На основании измерений сигнала на решетке 145 трехкомпонентных приемников из фиг. 2 или 3 можно определять направление этой третьей волны и таким образом, можно вычислять отношение Vp/Vs в естественном залегании зоны смешения. Если пучок и плоскую волну сканировать по азимуту и углу наклона, сохраняя необходимый угол сходимости, можно получать локализованное круговое и радиальное трехмерное изображение отношения Vp/Vs в естественном залегании пород, окружающих буровую скважину. Перемещая весь узел вверх и вниз по стволу буровой скважины, можно получать повторные трехмерные изображения отношения Vp/Vs в естественном залегании пород, окружающих буровую скважину. Образуя взвешенную сумму этих повторных изображений, путем последующей компьютерной обработки можно выполнять построение конечного изображения Vp/Vs в естественном залегании пород, окружающих всю буровую скважину. Как вариант можно делать несколько спусков в скважину при различных расстояниях между корпусами прибора. В некоторых аспектах этого раскрытия альтернативное определение отношения VP/Vs получают,сканируя отношение f1/f2 частот первичных пучков. На фиг. 6 показана геометрия взаимодействия двух пучков, таких как пучки, генерируемые в конфигурации из фиг. 1, которые можно анализировать, используя векторную математику и тригонометрию, описанные выше. Длины k1 и k2 векторов k1 и k2 определяются отношением их соответствующих частот и скоростей. Как показано на фиг. 6, уголвозврата является функцией f1/f2, отношения Vp/Vs и углапересечения двух первичных пучков. Кроме того, физические правила выбора обеспечивают возможность возбуждения третьей волны при конкретных комбинациях f1/f2, отношения Vp/Vs и углапересечения, таких как в примере, показанном на фиг. 5. При использовании символа r для отношения Vp/Vs и членов, определенных на фиг. 6, величина k3 вектора k3 дается векторной суммой k1 и -k2, т.е. а также теоремой косинусов, ко торая гласит, что Объединение двух уравнений и подстановка f1/Vp вместо k1 и f2/Vs вместо k2 приводит к формулировке геометрических условий, налагаемых правилами выбора. Квадратичное уравнение можно решить относительно r, отношения Vp/Vs для зоны смешения. Это приводит к неограничивающему альтернативному способу измерения отношения Vp/Vs в естественном залегании конкретной области смешения в соответствии со следующей последовательностью: а) запись стандартной каротажной диаграммы с акустическими волновыми сигналами для определения Vp и Vsвблизи ствола скважины, чтобы регистрировать данные для оценивания разности фаз между соседними элементами в фазированной решетке источников, чтобы направлять пучки примерно в угле сходимости для геометрии планируемого измерения; b) направление источников продольной волны и вертикально поляризованной поперечной волны для сходимости при управляемом углеи смешение в конкретной области пространства, окружающего буровую скважину; с) изменение f2 при фиксации f1 и измерение амплитуды принимаемого сигнала на разностной частоте f1-f2 на датчиках в буровой скважине; d) идентификация частоты, при которой сигнал каждого приемника в решетке доходит до величины максимальной амплитуды; и е) определение угловина основании геометрии источников и приемников. Путем качания пучков по углу наклона, вращения по азимуту и перемещения всего узла вверх и вниз по стволу буровой скважины и повторения приведенной выше процедуры детально исследуют отношение Vp/Vs для трехмерного объема вокруг буровой скважины и благодаря этому могут быть получены трехмерные изображения отношения Vp/Vs в естественном залегании пород, окружающих буровую скважину. Способами, описанными выше, предоставляются преимущества, заключающиеся в том, что разностная частота f1-f2 является очень конкретной, что позволяет выполнять спектральный анализ для повышения отношения сигнала к шуму в результатах измерений. Кроме того, при одновременном пропорциональном изменении обеих частот f1 и f2 по линейному закону, получающийся сигнал разностной частотыf1-f2 также будет хорошо определенным сигналом с линейной частотной модуляцией. Изменяющийся во времени код может включать в себя одно или несколько из изменения амплитуды, изменения частоты и/или изменения фазы первого, второго пучка или обоих, первого и второго, пучков или волн. Третья разностная волна может иметь широкую полосу частот, если качание одной из первичных частот происходит в диапазоне частот при сохранении отношения частот фиксированным. Поэтому качание частотыf2-f1 третьего результирующего пучка будет происходить в широком диапазоне частот при сохранении одного и того же направления. Это позволяет повышать отношение сигнала к шуму стандартной автокорреляцией сигнала с линейной частотной модуляцией или кодированного сигнала. Поскольку волновой вектор k3=k1-k2 является хорошо определенным, различение на фоне шума сигнала регистрируемой третьей волны от приемников 135 можно дополнительно улучшать путем использования трехкомпонентных приемников в буровой скважине. Сигналы из трех составляющих можно регулировать для получения конкретной направленности таким способом, как анализ диаграммы смещения частиц. В некоторых аспектах настоящего раскрытия отношение сигнала к шуму можно повышать повторением изложенных выше этапов при обратной полярности (при сдвиге фазы на 180) и сложением результатов. Возвращающийся сигнал разностной частоты будет добавляться когерентно, поскольку его амплитуда пропорциональна произведению амплитуд двух первичных волн и поэтому не будет в обратной полярности, когда полярность первичного источника изменяется на обратную, тогда как любые линейные шумы, создаваемые в системе первичными волнами, будут в обратной полярности и будут компенсироваться при сложении. Можно придумать варианты способов с различными неисключительными сочетаниями пучков и волн. В качестве неограничивающего примера способ формирования изображений путем компьютерной обработки акустических и сейсмических сигналов включает в себя следующие этапы. Сначала выполняют спектральный анализ частотного состава регистрируемой третьей волны и применяют правила выбора сигнала разностной частоты, чтобы выделить сигнал третьей волны, генерируемый в соответствии с нелинейным процессом смешения. В случае, когда датчики включают в себя трехкомпонентные геофоны, для определения направления третьей волны, приходящей в буровую скважину, используют способы ориентации. При продолжении способа анализируют амплитуду регистрируемой третьей волны как функцию отношения частот первичных смешивающихся волн и определяют место смешения, в котором возникают сигналы третьей волны, на основании правил выбора неколлинеарного смешения в нелинейных средах, волновых чисел первого и второго пучков и третьей волны и местоположений двух источников пучков и решетки датчиков. При продолжении способа создают сейсмограммы, определяемые взаимной корреляцией принимаемых сигналов с излучаемыми сигналами с линейной частотной модуляцией для каждого сочетания источник-приемник. При продолжении способа выполняют построение трехмерных изображений во времени или по глубине, или как во времени, так и по дистанции, с использованием всего массива данных, чтобы получать трехмерные изображения нелинейных свойств формации, окружающей буровую скважину. Способы формирования изображений на основании сейсмограмм являются известными, например, Hill и соавторы предложили общую методологию для специального случая построения изображений на основании пучков, указанный источник включен в эту заявку путем ссылки. Еще один вариант неограничивающего способа построения изображения показан на фиг. 7, на которой отражен случай взаимодействий узкого 705 и широкого (с большим разрывом) 710 пучков. С учетом модели гладкого фона для Vp и Vs в исследуемом объеме применение правил выбора делает возможным геометрическое отображение энергии, обнаруживаемой на местах 735 нахождения приемников,на зоны 730 смешения вдоль узкого пучка. Поэтому изображение во временной области нелинейного свойства можно построить вдоль узкого пучка. При вращении по азимуту и перемещении узла вдоль буровой скважины во временной области можно построить трехмерное изображение объема, центрированного относительно буровой скважины. Последовательное повторение измерения при различных наклонах пучков и изменении отношениячастот f1 и f2 дает набор трехмерных изображений во временной области. Эта избыточность в построении изображений обеспечивает дополнительную детализацию модели гладкого фона и трехмерного изображения в пространственной области. Было обнаружено, что нелинейные параметры пород связаны с рядом важных параметров коллектора углеводородов, таких как изменения насыщения газом, нефтью и водой, эффективное напряжение,плотность трещин и минералогическое содержание. Например, см. Ostrovsky и Johnson, 2001, источник включен в это изобретение путем ссылки. В некоторых аспектах этого раскрытия трехмерные изображения нелинейных свойств, построенные этим способом, преобразуют для получения количественной информации о распределении этих свойств вокруг ствола скважины во время регистрации. Кроме того, последовательные повторения этого способа используют для обнаружения изменений свойств коллектора с течением времени для решения задач мониторинга. Записи принимаемых волновых сигналов обрабатывают для формирования изображения нелинейных характеристик формации. Направленность пучка и время пролета, используя которые можно фиксировать места, где возбуждаются рассеиваемые волны, отличают этот способ от обычных способов построения акустических изображений с использованием ненаправленных монопольных и дипольных источников. Хотя с целью иллюстрации изобретение было подробно описано на основании осуществлений, считающихся в настоящее время наиболее практичными и предпочтительными, должно быть понятно, что такие подробности приведены исключительно с этой целью и что изобретение не ограничено раскрытыми осуществлениями, а наоборот, предполагается охватывающим модификации и эквивалентные компоновки, которые находятся в рамках сущности и объема прилагаемой формулы. В качестве дальнейшего примера должно быть понятно, что в настоящем изобретении предполагается возможным объединение,по мере возможности, одного или нескольких признаков одного осуществления с одним или несколькими признаками из любого другого осуществления. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ определения отношения (Vp/Vs) скоростей продольной и поперечной волн в области,удаленной от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора, и этот способ содержит этапы, на которых размещают первый источник в буровой скважине и генерируют энергию упругих волн на первой частоте; размещают второй источник в буровой скважине и генерируют энергию упругих волн на второй частоте, при этом энергии упругих волн на первой и второй частотах пересекаются в зоне смешения, расположенной на расстоянии от буровой скважины; принимают решеткой датчиков в буровой скважине третью упругую волну, создаваемую в соответствии с процессом трехволнового неколлинеарного смешения в нелинейной зоне смешения, с частотой,равной разности между первой и второй частотами, и направлением распространения к буровой скважине; определяют местоположение трехволновой зоны смешения на основании размещения первого и второго источников, направления энергии упругих волн на первой частоте и направления энергии упругих волн на второй частоте, направления третьей волны и правил выбора, определяющих неколлинеарное смешение в акустически нелинейных средах; вычисляют отношение Vp/Vs, используя данные, регистрируемые посредством сканирования энергии упругих волн на первой частоте и энергии упругих волн на второй частоте при угле наклона, азимуте и продольном положении, и повторения генерирования энергии упругих волн на первой частоте и на второй частоте, приема третьей энергии упругих волн и определения местоположения зоны трехволнового смешивания по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений первого источника, второго источника или обоих источников в буровой скважине. 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий создание трехмерных изображений отношения Vp/Vs с использованием данных, регистрируемых при повторении генерирования, приема и идентификации по множеству азимутов, углов наклона и продольных положений в буровой скважине. 3. Способ по п.1, в котором первый источник и второй источник выполняют с возможностью генерирования энергии упругих волн, выбираемой из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и сочетаний их. 4. Способ по п.3, в котором первый источник и второй источник представляют собой решетку источников. 5. Способ по п.3, в котором первый источник, второй источник и решетку датчиков размещают на общем корпусе прибора или на отдельных приборных корпусах транспортируемого каротажного прибора. 6. Способ по п.5, в котором отдельные корпусы прибора можно перемещать независимо вдоль продольной оси буровой скважины. 7. Способ по п.3, в котором решетка датчиков содержит трехкомпонентные датчики, прижатые к стенке буровой скважины. 8. Способ по п.3, содержащий концентрирование энергии волны на первой частоте и/или волны на второй частоте по выбираемым азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины. 9. Способ по п.3, содержащий генерирование волны на второй частоте в диапазоне частот f2 видаf2=f1 и качание значений . 10. Способ по п.9, содержащий повторение концентрирования энергии волны на второй частоте по выбираемым азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волны на второй частоте в диапазоне частот f2 вида f2=f1 и качания значенийпосле поворота второго источника до выбранного азимута относительно продольной оси буровой скважины. 11. Способ по п.9, содержащий повторение концентрирования энергии волны на второй частоте по выбираемым азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волны на второй частоте в диапазоне частот f2 вида f2=f1 и качания значенийпосле поворота второго источника до выбранного азимута относительно продольной оси буровой скважины, после перемещения источников и/или решетки датчиков вдоль продольной оси буровой скважины. 12. Способ по п.9, содержащий повторение с обратной полярностью концентрирования энергии волны на второй частоте по выбираемыми азимуту и углу наклона относительно продольной оси буровой скважины, генерирования волны на второй частоте в диапазоне частот f2 вида f2=f1 и качания значенийпосле поворота второго источника до выбранного азимута относительно продольной оси буровой скважины, после перемещения источников и/или решетки датчиков вдоль продольной оси буровой скважины. 13. Способ по п.9, содержащий получение множества радиальных сканирований путем изменения расстояний между первым и/или вторым источниками и/или решеткой датчиков для изменения глубины исследования и разрешающей способности трехмерных изображений. 14. Способ по п.9, содержащий линейную частотную модуляцию или кодирование, или линейную частотную модуляцию и кодирование энергии акустических волн, излучаемой первым источником или вторым источником или обоими источниками. 15. Способ по п.9, содержащий модуляцию амплитуды, фазы, периода или любого сочетания их энергии акустических волн на первой частоте или энергии акустических волн на второй частоте. 16. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которых изменяют одну из первой или второй частоты, фиксируя другую частоту, и измеряют амплитуду принимаемой третьей упругой волны; идентифицируют частоту, при которой принимаемый сигнал достигает максимальной величины по амплитуде на каждом приемнике в решетке датчиков; измеряют отношение Vp/Vs в естественном залегании конкретной области смешения, находящейся на расстоянии от буровой скважины, определяя угол пересечения пучков продольных волн на первой частоте и пучков поперечных волн на второй частоте и угол возвращения третьей упругой волны на основании геометрии первого и второго источников, решетки датчиков и правил выбора, определяющих нелинейные и неколлинеарные свойства смешения. 17. Установка для определения отношения Vp/Vs для породных формаций, удаленных от буровой скважины, с использованием транспортируемого каротажного прибора, содержащая первый источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования энергии упругих волн на первой частоте; второй источник, размещенный в буровой скважине и выполненный с возможностью генерирования энергии поперечных упругих волн на второй частоте, при этом энергии на первой частоте и на второй частоте пересекаются в месте, находящемся на расстоянии от буровой скважины; решетку датчиков, выполненную с возможностью приема третьей упругой волны, причем третья упругая волна сформирована в соответствии с процессом нелинейного смешения из энергии упругих волн на первой частоте и энергии упругих волн на второй частоте в нелинейной зоне смешения, причем третья упругая волна имеет частоту, равную разности между первой и второй частотами, и направление распространения к буровой скважине; процессор, выполненный с возможностью определения местоположения зоны смешения на основе размещения первого и второго источников, направления энергии упругих волн на первой частоте и направления энергии упругих волн на второй частоте, и направления третьей волны и на основе правил выбора неколлинеарного смешения в акустической нелинейной среде, выполненный с возможностью определения отношения Vp/Vs на основании, отчасти, принимаемой упругой волны и размещения первого и второго источников, и направления энергии упругих волн на первой частоте и направления энергии упругих волн на второй частоте. 18. Установка по п.17, в которой процессор также размещен для создания трехмерных изображений на основании, отчасти, свойств принимаемой третьей волныи размещения первого и второго источников. 19. Установка по п.17, дополнительно содержащая устройство, выполненное с возможностью передачи данных вверх по стволу скважины по каротажному кабелю спускаемого на кабеле прибора; дополнительный процессор, размещенный в буровой скважине для управления регистрациями третьей упругой волны. 20. Установка по п.17, в которой первый источник и второй источник выполнены с возможностью генерирования энергии упругих волн, выбранной из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и сочетаний их. 21. Установка по п.17, в которой первый источник и второй источник представляют собой решетку источников. 22. Установка по п.17, в которой первый источник, второй источник и решетка датчиков размещены на общем корпусе прибора или на отдельных корпусах прибора. 23. Установка по п.22, в которой первый источник, второй источник и решетка датчиков расположены на отдельных корпусах прибора, причем отдельные корпусы прибора могут перемещаться независимо вдоль продольной оси буровой скважины. 24. Установка по п.17, в которой решетка датчиков содержит один или несколько гидрофонов, установленных на корпусе прибора, или один или несколько трехкомпонентных геофонов, или акселерометров, прижатых к стенке буровой скважины, или трехкомпонентных геофонов и акселерометров. 25. Установка по п.17, в которой азимут и угол наклона относительно продольной оси буровой скважины направлений распространения волн, генерируемых одним или обоими источниками, могут регулироваться. 26. Установка по п.17, в которой решетка датчиков и источники размещены с возможностью перемещения совместно или независимо вдоль продольной оси буровой скважины. 27. Установка по п.17, в которой множество радиальных сканирований получается изменением расстояния между источниками и решеткой датчиков. 28. Установка по п.17, в которой множество радиальных сканирований получается изменением расстояния между источниками. 29. Установка по п.17, в которой при заданном местоположении буровой скважины второй источник выполнен с возможностью регулирования диапазона частот f2 вида f2=f1, качания значений . 30. Установка по п.17, в которой любая из первой и второй волн или обе волны являются волнами с линейной частотной модуляцией или кодированными или как с линейной частотной модуляцией, так и кодированными. 31. Установка по п.30, в которой первая или вторая волна является модулированной, а модуляция выбрана из группы, состоящей из амплитуды, фазы, периода или любого их сочетания. 32. Установка по п.17, в которой в каждом положении, связанном с единственными азимутом, углом наклона и продольным положением, управление источниками повторяется еще раз с обоими сигналами в противоположной полярности. 33. Установка по п.17, в которой процессор также сконфигурирован и размещен для идентификации частоты, при которой принимаемый сигнал достигает максимальной величины по амплитуде на каждом приемнике в решетке датчиков, и для измерения отношения Vp/Vs в естественном залегании конкретной области смешения, находящейся на расстоянии от буровой скважины, путем определения угла пересечения пучков волн на первой частоте и пучков волн на второй частоте и угла возвращения третьей упругой волны на основании геометрии первого и второго источников, решетки датчиков и правил выбора, определяющих нелинейные и неколлинеарные свойства смешения. 34. Реализуемый компьютером способ, приспособленный для выполнения обработки третьей волны, генерируемой с помощью процесса трехволнового смешения двух неколлинеарных первичных пучков в удаленной нелинейной области формации, окружающей буровую скважину, и регистрируемой в буровой скважине, для определения отношения Vp/Vs в формации, окружающей буровую скважину, содержащий определение частотного состава регистрируемой третьей волны путем спектрального анализа и выбора сигнала, соответствующего разностной частоте, для выделения сигнала третьей волны, генерируемого в соответствии с процессом нелинейного смешения; определение амплитуды регистрируемой третьей волны как функции отношений частот первичных смешивающихся пучков или волн и определение места смешения, где возникают сигналы третьей волны,на основании правил выбора неколлинеарного смешения в нелинейной среде, волновых чисел первого и второго пучков или волн и третьей волны и местоположений двух первичных источников и решетки датчиков; подтверждение направления третьей волны, падающей на буровую скважину и регистрируемой решеткой датчиков, на основании определения третьей упругой волны, обнаруживаемой на решетке датчиков; определения отношения Vp/Vs для зоны взаимодействия двух неколлинеарных первичных пучков или волн на основании амплитуды и направления вступлений третьей упругой волны. 35. Реализуемый компьютером способ по п.34, дополнительно содержащий построение изображения, относящегося ко всему массиву данных, для получения трехмерных изображений во времени и по дистанции отношения Vp/Vs для пласта, окружающего буровую скважину. 36. Реализуемый компьютером способ по п.34, дополнительно содержащий определение местоположения нелинейной области, где происходит процесс трехволнового смешения. 37. Реализуемый компьютером способ по п.34, в котором первый источник и второй источник выполняются с возможностью генерирования энергии упругих волн, выбираемой из группы, состоящей из управляемых пучков, волн с ограниченной направленностью и сочетаний их. 38. Реализуемый компьютером способ по п.34, дополнительно содержащий определение направления третьей волны, падающей на буровую скважину, если датчики включают в себя трехкомпонентные геофоны. 39. Реализуемый компьютером способ по п.34, в котором регистрируемые сигналы, получаемые в результате двух последовательных с противоположными полярностями возбуждений источников, складываются для подавления шума и для повышения амплитуды нелинейной третьей волны. 40. Устройство по п.17, в котором упругая энергия волн на первой частоте представляет собой продольную энергию волн и упругая энергия волн на второй частоте представляет собой поперечную энергию волн.