RU2582480C2 - Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля - Google Patents
Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля Download PDFInfo
- Publication number
- RU2582480C2 RU2582480C2 RU2013119384/28A RU2013119384A RU2582480C2 RU 2582480 C2 RU2582480 C2 RU 2582480C2 RU 2013119384/28 A RU2013119384/28 A RU 2013119384/28A RU 2013119384 A RU2013119384 A RU 2013119384A RU 2582480 C2 RU2582480 C2 RU 2582480C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- data
- sources
- encoded
- simulated
- receivers
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 122
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract description 43
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 92
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 28
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 18
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 17
- 238000005457 optimization Methods 0.000 claims description 12
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract description 12
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 208000037516 chromosome inversion disease Diseases 0.000 description 71
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 23
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 21
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 12
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 8
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 7
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000000342 Monte Carlo simulation Methods 0.000 description 2
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 2
- 238000005305 interferometry Methods 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 238000002922 simulated annealing Methods 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000012886 linear function Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 229910052704 radon Inorganic materials 0.000 description 1
- SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N radon atom Chemical compound [Rn] SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000033458 reproduction Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000004613 tight binding model Methods 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F7/00—Methods or arrangements for processing data by operating upon the order or content of the data handled
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/67—Wave propagation modeling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных. Предложен способ для одновременной инверсии полного волнового поля сейсмограмм, кодированных из источников (или приемников) геофизических данных, чтобы определять модель (118) физических свойств для области геологической среды, в частности, подходящей для съемок, в которых не удовлетворяются условия геометрии стационарных приемников при обнаружении данных. Разделение (104) одновременных источников выполняется для того, чтобы уменьшать влияние неудовлетворения измеренных геофизических данных предположению о стационарных приемниках. Этап (106) обработки данных, осуществляемый после разделения одновременных источников, выполнен с возможностью согласовывать рассчитанные по модели данные (105) с измеренными геофизическими данными (108) для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 5 н. и 18 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Перекрестные ссылки на родственные заявки
Данная заявка притязает на приоритет предварительной заявки на патент (США) 61/386831, поданной 27 сентября 2010 года, которая содержится в данном документе по ссылке во всех разрешенных юрисдикциях. Данная заявка связана с конкретной заявкой, озаглавленной "Hybrid Method for Full waveform Inversion Using Simultaneous and Sequential source Method", и притязает на приоритет предварительной заявки на патент (США) 61/836828, поданной 27 сентября 2010 года. Эта родственная заявка также содержится по ссылке в данном документе во всех разрешенных юрисдикциях.
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение, в общем, относится к области техники геофизических исследований, а более конкретно - к обработке геофизических данных. В частности, изобретение представляет собой способ для инверсии данных, полученных из нескольких геофизических источников, таких как сейсмические источники, заключающий в себе геофизическое моделирование, которое вычисляет данные из многих одновременно активных геофизических источников при одном выполнении моделирования.
Уровень техники
Геофизическая инверсия [1, 2] нацелена на нахождение модели свойств геологической среды, которая оптимально объясняет наблюдаемые данные и удовлетворяет геологическим и геофизическим ограничениям. Существует большое число известных способов геофизической инверсии. Эти известные способы разделяются на одну из двух категорий - итеративную инверсию и неитеративную инверсию. Ниже приведены определения того, что обычно подразумевается под каждой из двух категорий.
Неитеративная инверсия является инверсией, которая выполняется посредством допущения некоторой простой фоновой модели и обновления модели на основе входных данных. Этот способ не использует обновленную модель в качестве ввода в другой этап инверсии. Для случая сейсмических данных эти способы обычно упоминаются как построение изображений, миграция, дифракционная томография или инверсия Борна.
Итеративная инверсия является инверсией, заключающей в себе повторяющееся улучшение модели свойств геологической среды таким образом, что находится модель, которая удовлетворительно объясняет наблюдаемые данные. Если инверсия сходится, то конечная модель должна лучше объяснять наблюдаемые данные и должна более близко аппроксимировать фактические свойства геологической среды. Итеративная инверсия обычно формирует более точную модель, чем неитеративная инверсия, но является гораздо более затратной в вычислительном отношении.
Итеративная инверсия, в общем, является предпочтительной по сравнению с неитеративной инверсией, поскольку она дает в результате более точные параметрические модели геологической среды. К сожалению, итеративная инверсия является настолько вычислительно затратной, что непрактично ее применение ко многим интересующим задачам. Эти значительные вычислительные ресурсы являются результатом того факта, что все технологии инверсии требуют множества моделирований с большим объемом вычислений. Время вычисления любого отдельного моделирования является пропорциональным числу источников, которые должны быть инвертированы, и типично присутствует большое число источников в геофизических данных, при этом термин "источник" при использовании выше означает местоположение активации аппаратной системы-источника. Проблема обостряется для итеративной инверсии, поскольку число моделирований, которые должны быть вычислены, является пропорциональным числу итераций в инверсии, и число требуемых итераций типично составляет порядка нескольких сотен или тысяч.
Типично используемым способом итеративной инверсии, применяемым в геофизике, является оптимизация функции затрат. Оптимизация функции затрат заключает в себе итеративную минимизацию или максимизацию значения, относительно модели M, функции затрат S(M), которая является мерой несоответствия между расчетными и наблюдаемыми данными (она также иногда упоминается как целевая функция), при этом расчетные данные моделируются на компьютере с использованием текущей модели геофизических свойств и физики, влияющей на распространение сигнала источника в среде, представленной посредством данной модели геофизических свойств. Моделирующие (имитационные) вычисления могут выполняться посредством любого из нескольких численных методов, включающих в себя, но не только, конечную разность, конечный элемент или трассировку лучей. Моделирующие вычисления могут быть выполнены в частотной или временной области.
Способы оптимизации функции затрат являются или локальными, или глобальными [3]. Глобальные способы просто заключают в себе вычисление функции затрат S(M) для совокупности моделей {M1, M2, M3,...} и выбор набора из одной или более моделей из этой совокупности, которые приблизительно минимизируют S(M). Если требуется дополнительное улучшение, этот новый выбранный набор моделей затем может быть использован в качестве основы, чтобы формировать новую совокупность моделей, которые могут быть снова протестированы относительно функции затрат S(M). Для глобальных способов каждая модель в тестовой совокупности может рассматриваться в качестве итерации, или на верхнем уровне каждый тестируемый набор совокупностей может считаться итерацией. Известные глобальные способы инверсии включают в себя метод Монте-Карло, метод имитации отжига, генетические и эволюционные алгоритмы.
К сожалению, глобальные способы оптимизации типично сходятся чрезвычайно медленно, и, следовательно, большинство геофизических инверсий основано на локальной оптимизации функции затрат. Алгоритм 1 обобщает локальную оптимизацию функции затрат.
1. Выбор начальной модели.
2. Вычисление градиента функции затрат S(M) относительно параметров, которые описывают модель.
3. Поиск обновленной модели, которая является возмущением начальной модели в направлении отрицательного градиента, которая лучше объясняет наблюдаемые данные.
Алгоритм 1. Алгоритм для выполнения локальной оптимизации функции затрат
Эта процедура итеративно выполняется посредством использования новой обновленной модели в качестве начальной модели для другого градиентного поиска. Процесс продолжается до тех пор, пока не находится обновленная модель, которая удовлетворительно объясняет наблюдаемые данные. Обычно используемые локальные способы инверсии функции затрат включают в себя поиск градиента, сопряженные градиенты и метод Ньютона.
Локальная оптимизация функции затрат сейсмических данных для акустической аппроксимации является общей задачей геофизической инверсии и является, в общем, иллюстративной для других типов геофизической инверсии. При инвертировании сейсмических данных для акустической аппроксимации функция затрат может записываться в качестве:
где S является функцией затрат,
M является вектором N параметров (m1, m2,..., mN), описывающим модель геологической среды,
g является индексом сейсмограммы,
wg является функцией источника для сейсмограммы g, которая является функцией от пространственных координат и времени, для точечного источника она является дельта-функцией от пространственных координат,
Ng является числом сейсмограмм,
r является индексом приемника в сейсмограмме,
Nr является числом приемников в сейсмограмме,
t является индексом временной выборки в трассе,
Nt является числом временных выборок,
W является функцией критериев минимизации (обычно выбирается W(x)=x2, которая представляет собой критерии по методу наименьших квадратов (L2)),
ψcalc является расчетными данными сейсмического давления из модели M,
ψobs является измеренными данными сейсмического давления.
Сейсмограммы могут быть любым типом сейсмограммы, которая может быть моделирована в одном проходе программы сейсмического прямого моделирования. Обычно сейсмограммы соответствуют сейсмическому взрыву, хотя взрывы могут быть более общими, чем точечные источники. Для точечных источников индекс g сейсмограммы соответствует местоположению отдельных точечных источников. Для плоских сейсмоволн источники g должны соответствовать различным направлениям распространения плоских сейсмоволн. Эти данные обобщенных источников, ψobs, могут или быть обнаружены в поле, или могут быть синтезированы из данных, обнаруженных с использованием точечных источников. Расчетные данные ψcalc, с другой стороны, обычно могут вычисляться непосредственно посредством использования функции обобщенных источников при прямом моделировании. Для многих типов прямого моделирования, включающих в себя моделирование на основе конечных разностей, время вычисления, необходимое для обобщенного источника, примерно равно времени вычисления, необходимому для точечного источника.
Уравнение (1) может быть упрощено до:
причем теперь подразумевается сумма по приемникам и временным выборкам, и
Инверсия пытается обновлять модель M таким образом, что S(M) является минимумом. Это может быть выполнено посредством локальной оптимизации функции затрат, которая обновляет данную модель M(k) следующим образом:
где k является номером итерации, α является скалярным размером обновления модели, и ∇MS(M) является градиентом функции несоответствия, принятой относительно параметров модели. Возмущения модели или значения, посредством которых обновляется модель, вычисляются посредством умножения градиента целевой функции на длину α шага, которая должна вычисляться многократно.
Из уравнения (2) следующее уравнение может извлекаться для градиента функции затрат:
Таким образом, чтобы вычислять градиент функции затрат, следует отдельно вычислять градиент доли каждой сейсмограммы в функции затрат, затем суммировать эти доли. Следовательно, трудоемкость вычислений, требуемая для вычисления ∇MS(M), в Ng раз превышает трудоемкость вычислений, требуемую для того, чтобы определять долю одной сейсмограммы в градиенте. Для геофизических задач Ng обычно соответствует числу геофизических источников и составляет порядка 10000-100000, значительно повышая затраты на вычисление ∇MS(M).
Следует отметить, что вычисление ∇MW(δ) требует вычисления производной W(δ) относительно каждого из N параметров модели mi. Поскольку для геофизических задач N обычно является очень большим (обычно больше одного миллиона), это вычисление может быть чрезвычайно длительным, если оно должно быть выполнено для каждого отдельного параметра модели. К счастью, сопряженный способ может быть использован для того, чтобы эффективно выполнять это вычисление для всех параметров модели сразу [1]. Сопряженный способ для целевой функции на основе метода наименьших квадратов и параметризации модели с координатной привязкой обобщается посредством следующего алгоритма.
1. Вычисление прямого моделирования данных с использованием текущей модели и формы импульса wg сейсмограммы в качестве источника, чтобы получать ψcalc(M(k),wg).
2. Вычитание наблюдаемых данных из моделированных данных, дающее δ(M(k),wg).
3. Вычисление обратного моделирования (т.е. назад во времени) с использованием δ(M(k),wg) в качестве источника, формирующего ψadjoint(M(k),wg).
4. Вычисление интеграла во времени произведения ψcalc(M(k),wg) и ψadjoint(M(k),wg), чтобы получать ∇MW(δ(M,wg)).
Алгоритм 2. Алгоритм для вычисления градиента функции затрат на основе метода наименьших квадратов модели с координатной привязкой с использованием сопряженного способа
Хотя вычисление градиентов с использованием сопряженного способа является эффективным относительно других способов, оно по-прежнему является очень затратным. В частности, сопряженные способы требуют двух моделирований, одного вперед во времени и одного назад во времени, и для геофизических задач эти моделирования обычно подвержены очень большому объему вычислений. Кроме того, как пояснено выше, это вычисление на основе сопряженного способа должно быть выполнено для каждой сейсмограммы с измеренными данными по отдельности, повышая вычислительные затраты на коэффициент Ng.
Вычислительные затраты всех категорий инверсии могут быть уменьшены посредством инвертирования данных из комбинаций источников вместо инвертирования источников по отдельности. Это может называться инверсией одновременных источников. Известно несколько типов комбинаций источников, включающих в себя: когерентное суммирование близко расположенных источников, чтобы формировать эффективный источник, который формирует фронт волны некоторой требуемой формы (например, плоскую сейсмоволну), суммирование широко разнесенных источников либо полное или частичное накопление данных перед инверсией.
Уменьшение вычислительных затрат, полученное посредством инвертирования комбинированных источников, по меньшей мере, частично смещается вследствие того факта, что инверсия комбинированных данных обычно формирует менее точную инвертированную модель. Эти потери в точности обусловлены тем фактом, что информация теряется, когда суммируются отдельные источники, и, следовательно, суммированные данные не ограничивают инвертированную модель так строго, как несуммированные данные. Эти потери информации во время суммирования могут быть минимизированы посредством кодирования каждой записи по взрыву перед суммированием. Кодирование перед комбинированием сохраняет значительно больше информации в данных одновременных источников и, следовательно, лучше ограничивает инверсию [5]. Кодирование также дает возможность комбинирования близко расположенных источников, тем самым давая возможность комбинирования большего числа источников для данной вычислительной области. Для этой технологии могут быть использованы различные схемы кодирования, включающие в себя кодирование на основе сдвига по времени и случайное фазовое кодирование. Оставшаяся часть этого раздела "Уровень техники" кратко анализирует различные опубликованные технологии на основе геофизических одновременных источников, как кодированных, так и некодированных.
Van Manen [6] предлагает использование способа сейсмической интерферометрии для того, чтобы ускорять прямое моделирование. Сейсмическая интерферометрия работает посредством размещения источников по всей границе интересующей области. Эти источники моделируются по отдельности, и записывается волновое поле во всех местоположениях, для которых требуется функция Грина. Функция Грина между любыми двумя записанными местоположениями затем может быть вычислена посредством взаимной корреляции трасс, обнаруженных в двух записанных местоположениях, и суммирования по всем граничным источникам. Если данные, которые должны быть инвертированы, имеют большое число источников и приемников, которые находятся в интересующей области (в противоположность наличию одних или других на границе), это представляет собой очень эффективный метод для вычисления требуемых функций Грина. Тем не менее, для случая сейсмических данных редко когда как источник, так и приемник для данных, которые должны быть инвертированы, находятся в интересующей области. Следовательно, это улучшение имеет очень ограниченную применимость для задачи сейсмической инверсии.
Berkhout [7] и Zhang [8] предлагают то, что инверсия, в общем, может быть улучшена посредством инвертирования некодированных одновременных источников, которые суммируются когерентно, чтобы формировать некоторый требуемый фронт волны в некоторой области геологической среды. Например, данные точечных источников могут быть суммированы со сдвигами по времени, которые являются линейной функцией от местоположения источников, чтобы формировать нисходящую плоскую сейсмоволну под некоторым конкретным углом относительно поверхности. Эта технология может применяться ко всем категориям инверсии. Проблема этого способа заключается в том, что когерентное суммирование сейсмограмм источников обязательно уменьшает объем информации в данных. Таким образом, например, суммирование для того, чтобы формировать плоскую сейсмоволну, удаляет всю информацию в сейсмических данных, связанную со временем пробега в зависимости от выноса источников от приемников. Эта информация является критически важной для обновления медленно варьирующейся фоновой модели скорости, и, следовательно, способ Berkhout не подчиняется оптимальным ограничениям. Чтобы преодолевать эту проблему, могут инвертироваться множество различных когерентных сумм данных (например, множество плоских сейсмоволн с различными направлениями распространения), но в таком случае теряется эффективность, поскольку затраты на инверсию являются пропорциональными числу различных инвертированных сумм. В данном документе такие когерентно суммированные источники называются обобщенными источниками. Следовательно, обобщенный источник может быть либо точечным источником, либо суммой точечных источников, которая формирует фронт волны некоторой требуемой формы.
Van Riel [9] предлагает инверсию посредством некодированного накопления или частичного накопления (относительно выноса источников от приемников) входных сейсмических данных, а затем задания функции затрат относительно этих накопленных данных, которые должны быть оптимизированы. Таким образом, эта публикация предлагает улучшение инверсии на основе функции затрат с использованием некодированных одновременных источников. Как и для способа инверсии одновременных источников по Berkhout [7], накопление, предлагаемое посредством этого способа, уменьшает объем информации в данных, которые должны быть инвертированы, и, следовательно, инверсия подчиняется субоптимальным ограничениям по сравнению с исходными данными.
Mora [10] предлагает инвертирование данных, которые являются суммой широко разнесенных источников. Таким образом, эта публикация предлагает повышение эффективности инверсии с использованием моделирования на основе некодированных одновременных источников. Суммирование широко разнесенных источников обеспечивает преимущество сохранения гораздо большего объема информации, чем когерентная сумма, предложенная Berkhout. Тем не менее, суммирование широко разнесенных источников подразумевает, что апертура (инвертируемая область модели), которая должна быть использована в инверсии, должна быть увеличена, чтобы охватывать все широко разнесенные источники. Поскольку время вычисления является пропорциональным площади этой апертуры, способ Mora не формирует такой прирост эффективности, который может достигаться, если суммированные источники находятся рядом друг с другом.
Ober [11] предлагает ускорение сейсмической миграции, частного случая неитеративной инверсии, посредством использования одновременных кодированных источников. После тестирования различных способов кодирования Ober выяснил, что результирующие мигрированные изображения значительно уменьшают отношение "сигнал-шум" вследствие того факта, что функции широкополосного кодирования обязательно являются только приблизительно ортогональными. Таким образом, при суммировании более 16 взрывов качество инверсии не является удовлетворительным. Поскольку неитеративная инверсия не является слишком затратной для начального уровня, и поскольку требуется инверсия высокого отношения "сигнал-шум", эта технология не используется широко на практике в геофизической отрасли.
Ikelle [12] предлагает способ для быстрого прямого моделирования посредством одновременного моделирования точечных источников, которые активируются (при моделировании) с варьирующимися временными интервалами. Также поясняется способ для декодирования этих сдвинутых по времени моделированных на основе одновременных источников данных обратно в раздельные моделирования, которые получены из отдельных точечных источников. Эти декодированные данные затем могут быть использованы в качестве части любой традиционной процедуры инверсии. Проблема способа Ikelle заключается в том, что предложенный способ декодирования должен формировать разделенные данные, имеющие уровни шума, пропорциональные разности между данными из смежных источников. Этот шум становится значительным для моделей геологической среды, которые не являются горизонтально постоянными, например из моделей, содержащих наклонные отражающие границы. Кроме того, этот шум должен расти пропорционально числу одновременных источников. Вследствие этих трудностей подход на основе одновременных источников Ikelle может приводить к недопустимым уровням шума, если используется при инвертировании геологической среды, которая не является горизонтально постоянной.
Одновременная инверсия нескольких кодированных источников предлагается Krebs и др. в публикации PCT-заявки на патент номер WO 2008/042081 [5, 18], которая содержится в данном документе по ссылке во всех разрешенных юрисдикциях, представляет собой очень эффективный с точки зрения затрат способ для того, чтобы инвертировать данные полного волнового поля. (Идентичный подход одновременной инверсии кодированной сейсмограммы должен работать для приемников либо через обратимость источников-приемников, либо посредством кодирования фактических местоположений приемников в сейсмограммах общих источников данных.) Для стационарных приемников прямые и сопряженные вычисления должны выполняться только для одного эффективного источника; см. публикацию PCT-заявки на патент номер WO 2009/117174, которая содержится в данном документе по ссылке во всех разрешенных юрисдикциях. Учитывая тот факт, что сотни взрывов записываются для типичных геометрий двумерного обнаружения и тысячи в случае трехмерных съемок, экономия вычислительных ресурсов от этого способа является довольно значительной. На практике предположение о стационарных приемниках не является строго достоверным для наиболее распространенных геометрий обнаружения полевых данных. В случае данных морского сейсморазведочного кабеля источники и приемники перемещаются для каждого нового взрыва. Даже при съемках, в которых местоположения приемников являются стационарными, практика зачастую такова, что не все приемники "прослушивают" каждый взрыв, и приемники, которые прослушивают, могут варьироваться в зависимости от взрыва. Это также нарушает "предположение о стационарных приемниках". Помимо этого вследствие логистических проблем трудно записывать данные близко к источнику, и это означает то, что данные минимальных выносов типично отсутствуют. Это является истинным и для морских, и для наземных съемок. Оба из этих факторов означают, что для сейсмограммы одновременных источников каждое местоположение приемника представляет собой отсутствующие данные для некоторых исходных взрывов. В общих словах в инверсии одновременных кодированных источников, для данной одновременной кодированной сейсмограммы, данные требуются во всех местоположениях приемников для каждого взрыва, и это может упоминаться как предположение о стационарных приемниках инверсии одновременных кодированных источников. В WO 08/042081 некоторые раскрытые варианты осуществления могут работать лучше, чем другие, когда не удовлетворяется предположение о стационарных приемниках. Следовательно, должно быть преимущественным иметь приспособление или регулирование для прямого применения инверсии одновременных кодированных источников (и/или приемников), что должно повышать производительность, когда скомпрометировано предположение о стационарных приемниках. Настоящее изобретение предоставляет способы для осуществления этого. Haber и др. [25] также описывает подход для задачи перемещения приемников в инверсии одновременных кодированных источников с использованием способа стохастической оптимизации и применяет его к задаче удельного сопротивления по постоянному току.
Сущность изобретения
В широком варианте осуществления изобретение представляет собой машинореализованный способ для одновременной инверсии измеренных геофизических данных из нескольких кодированных источников, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем измеренные геофизические данные являются результатом съемки, для которой предположение о стационарных приемниках для инверсии одновременных кодированных источников может не быть достоверным, причем упомянутый способ содержит использование компьютера для того, чтобы выполнять разделение одновременных источников, чтобы уменьшать влияние неудовлетворения измеренных геофизических данных предположению о стационарных приемниках, при этом этап обработки данных, осуществляемый после разделения одновременных источников, выполнен с возможностью согласовывать рассчитанные по модели данные с измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных.
В более конкретном варианте осуществления изобретение представляет собой машинореализованный способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ использует компьютер для того, чтобы выполнять этапы, содержащие: (a) составление начальной модели физических свойств и использование ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные; (b) разделение моделированных кодированных данных согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных источников; (c) обработку моделированных данных последовательных источников таким образом, что обеспечивается их соответствие измеренным геофизическим данным для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных; (d) вычисление разностей, называемых остатками данных, между обработанными моделированными данными последовательных источников и измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые присутствуют в измеренных геофизических данных; (e) кодирование остатков данных с использованием кодирования, идентичного кодированию, используемому в (a), или другого кодирования; (f) использование кодированных остатков данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и (g) комбинирование обновления с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств. Вследствие линейности порядок этапов (d) и (e) может меняться местами.
В вариации этого последнего варианта осуществления следующие этапы могут быть выполнены в любое время перед этапом (c) вычисления разностей: кодирование измеренных геофизических данных с использованием кодирования источников, идентичного или различного относительно кодирования источников, используемого при формировании моделированных кодированных данных; затем разделение кодированных измеренных данных согласно источнику, предпочтительно с использованием идентичного алгоритма разделения источников, который использован при разделении моделированных кодированных данных согласно источнику; и использование разделенных измеренных данных при вычислении остатков данных.
Во втором более конкретном варианте осуществления настоящее изобретение представляет собой машинореализованный способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ использует компьютер для того, чтобы выполнять этапы, содержащие: (a) составление начальной модели физических свойств и использование ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные; (b) разделение моделированных кодированных данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к моделированным данным последовательных источников и/или приемников; (c) обработку моделированных данных последовательных источников и/или приемников, чтобы подавлять эти данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют; (d) кодирование отсутствующих данных с использованием функций кодирования, которые являются идентичными или отличающимися относительно упомянутых выбранных функций кодирования; (e) кодирование измеренных геофизических данных с использованием функций кодирования, которые являются идентичными функциям кодирования, используемым при кодировании отсутствующих данных, и вычитание их согласно позиции источников и приемников из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые являются некорректными вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных; (f) вычитание кодированных отсутствующих данных из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных; (g) использование скорректированных кодированных остатков данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и (h) комбинирование обновления с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
В третьем более конкретном варианте осуществления настоящее изобретение представляет собой машинореализованный способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ использует компьютер для того, чтобы выполнять этапы, содержащие: (a) составление начальной модели физических свойств и использование ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные; (b) использование упомянутых выбранных функций кодирования, чтобы кодировать измеренные геофизические данные, и вычитание их согласно позиции источников и приемников из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые включают в себя некорректные значения вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных; (c) разделение кодированных остатков данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к последовательным остаточным данным; (d) обработку последовательных остаточных данных, чтобы оценивать моделированные данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных; (e) кодирование отсутствующих данных с использованием упомянутых выбранных функций кодирования; (f) вычитание кодированных отсутствующих данных из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных; (g) использование скорректированных кодированных остатков данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и (h) комбинирование обновления с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
Краткое описание чертежей
Вследствие ограничений на основе правил выдачи патентов на использование цвета прилагаемые чертежи являются черно-белыми репродукциями цветных оригиналов. Копии американской взаимодополняющей заявки или публикации с 20 цветными чертежами могут быть получены из Патентного ведомства (США) после запроса и выплаты необходимых платежей.
Настоящее изобретение и его преимущества должны лучше пониматься посредством рассмотрения нижеприведенного подробного описания и прилагаемых чертежей, на которых:
фиг.1 является блок-схемой последовательности операций способа, показывающей базовые этапы в настоящем изобретаемом способе для инверсии одновременных источников для задачи геометрии нестационарных приемников в варианте осуществления, в котором кодированные прогнозированные данные разделяются с использованием способа разделения источников;
фиг.2 является блок-схемой последовательности операций способа, показывающей базовые этапы в настоящем изобретаемом способе для инверсии одновременных источников для задачи геометрии нестационарных приемников в варианте осуществления, в котором кодированные прогнозированные данные, а также кодированные измеренные данные разделяются с использованием способа разделения источников, чтобы уменьшать ошибку в процессе разделения источников; и
фиг.3 и 4 являются блок-схемами последовательности операций способа, показывающими базовые этапы в настоящем изобретаемом способе для инверсии одновременных источников для задачи геометрии нестационарных приемников в двух вариантах осуществления, в которых некорректные кодированные остатки данных корректируются посредством кодированной части отсутствующих данных, полученных из способа разделения источников.
Изобретение описывается в связи с примерными вариантами осуществления. Тем не менее, в степени, в которой нижеприведенное подробное описание является характерным для конкретного варианта осуществления или конкретного варианта применения изобретения, оно должно быть только иллюстративным и не должно быть истолковано в качестве ограничения объема изобретения. Наоборот, оно должно охватывать все альтернативы, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в пределы объема изобретения, определенные посредством прилагаемой формулы изобретения.
Подробное описание примерных вариантов осуществления
Настоящий изобретаемый способ использует кодирование и декодирование источников (т.е. разделение источников), чтобы обходить предположение о стационарных приемниках, и является применимым для геометрии обнаружения с помощью морского сейсморазведочного кабеля, а также геометрии наземного обнаружения. В типичном обнаружении с помощью морского сейсморазведочного кабеля и наземном обнаружении покрытие данных является зачастую недостаточным, чтобы удовлетворять геометрии стационарных приемников, тем самым ограничивая выгоды полноволновой инверсии (FWI) одновременных источников, предложенной Krebs и др. [5, 18]. В дополнение к геометрическим соображениям должны быть обработаны полевые данные, чтобы соответствовать физике прямого моделирования, используемого в инверсии. Например, чтобы использовать акустическую инверсию для инвертирования эластичных данных, типично подавляются максимальные выносы, и обрабатываются данные, чтобы удалять другие эластичные эффекты. Другие практические аспекты, такие как кодирование с временными окнами на основе событий (отражений, преломлений, кратных чисел) для FWI-инверсии, должны допускать геометрию стационарных приемников, т.е. предположение, зачастую не удовлетворяющееся на практике.
Большая часть работ по использованию кодирования и декодирования ориентирована на обработку и построение изображений (алгоритмы миграции) сейсмических данных (Ikelle [17], Berkhout [16], Beasley и др. [26], Stefani и др. [22], Verschuur и Berkhout [23]). Некоторые из опубликованных работ по инверсии принадлежат Krebs и др. [5, 18], Hinkley [4], Ben-Hadj-Ali и др. [15] и Herrmann [24] для инвертирования данных полного сейсмического сигнала. Основная идея настоящего изобретения состоит в том, чтобы использовать мощность кодирования одновременных источников (и/или приемников) для процесса прямого моделирования, обратного распространения и инверсии, но одновременно иметь возможность обрабатывать практические аспекты ограничения по данным, обычно встречающиеся при полевых съемках (наземных и морских).
Krebs и др. [5, 16] показывают, что функция затрат кодированных одновременных источников может быть вычислена более эффективно, чем традиционные функции затрат, при одновременном предоставлении точных инверсий. Функция затрат одновременных источников задается здесь следующим образом (следует сравнить с вышеприведенным уравнением (2)):
причем подразумевается суммирование по приемникам и временным выборкам, аналогично уравнению (2), и:
Ssim является функцией затрат для данных одновременных источников,
G является группами одновременных обобщенных источников, и
NG является числом групп,
cg являются функциями от времени, которые свертываются (⊗) с формой импульса источника каждой сейсмограммы, чтобы кодировать сейсмограммы; эти функции кодирования могут выбираться так, что они являются приблизительно ортогональными относительно некоторой надлежащей операции в зависимости от функции W взвешивания. Когда W является L2-нормой, надлежащая операция является взаимной корреляцией.
Внешнее суммирование в уравнении (6) выполняется по группам одновременных обобщенных источников, соответствующих типу сейсмограммы (например, точечных источников для сейсмограмм по общим взрывам). Внутреннее суммирование, g, выполняется по сейсмограммам, которые группируются для одновременного вычисления. Для некоторых способов прямого моделирования, таких как моделирование на основе конечных разностей, вычисление прямой модели для суммированных обобщенных источников (внутренняя сумма g∈G) может быть выполнено за идентичное количество времени, что и вычисление для одного источника. Следовательно, как показано в Krebs и др. [5], δ(M,Σcg⊗wg) может быть вычислено очень эффективно с использованием алгоритма 3.
1. Моделирование ψcalc(M,Σcg⊗wg) с использованием одного прохода модуля моделирования с использованием Σcg⊗wg в качестве источника.
2. Свертка каждой сейсмограммы с измеренными данными с помощью функций cg кодирования, затем суммирование результирующих кодированных сейсмограмм (т.е. Σcg⊗ψobs(wg)).
3. Вычитание результата этапа 2 из результата этапа 1.
Алгоритм 3. Алгоритм для вычисления остатка данных кодированных одновременных источников. (Примечание: чтобы вычислять функцию затрат, остаток должен быть оценен с помощью функции W; например, по методу наименьших квадратов.)
Как также показано в Krebs и др. [5], этот алгоритм может вычислять Ssim(M) на коэффициент Ng/NG раз быстрее, чем S(M) из уравнения (2).
В уравнении (6) могут быть использованы множество типов функций cg кодирования, включающие в себя, но не только:
- линейное, случайное, на основе линейной частотной модуляции и на основе модифицированной линейной частотной модуляции частотно-зависимое фазовое кодирование, как представлено в Romero и др. [13];
- частотно-независимое фазовое кодирование, как представлено в Jing и др. [14];
- кодирование на основе случайного сдвига по времени;
- мультиплексирование с частотным разделением каналов (FDMA), мультиплексирование с временным разделением каналов (TDMA) и мультиплексирование с кодовым разделением каналов (CDMA), используемые в связи.
Некоторые из этих технологий кодирования должны работать лучше, чем другие, в зависимости от варианта применения, и некоторые могут быть комбинированы. В частности, хорошие результаты получены с использованием частотно-зависимого случайного фазового кодирования, а также посредством комбинирования частотно-независимого кодирования соседних источников с частотно-зависимым случайным фазовым кодированием для более широко разделенных источников. Индикатор относительных преимуществ различных кодирований может быть получен посредством прохождения тестовых инверсий с каждым набором функций кодирования, чтобы определять то, какой из них сходится быстрее.
Следует отметить, что технология на основе одновременных кодированных источников может использоваться для многих типов функции затрат при инверсии. В частности, она может использоваться для функций затрат на основе норм, отличных от L2, поясненной выше. Она также может быть использована в более сложных функциях затрат по сравнению с функцией затрат, представленной в уравнении 2, включающих в себя регуляризованные функции затрат. В завершение способ одновременных кодированных источников может быть использован с любым типом глобального или локального способа инверсии функции затрат, включающим в себя метод Монте-Карло, метод имитации отжига, генетический алгоритм, эволюционный алгоритм, градиентный линейный поиск, сопряженные градиенты и метод Ньютона.
Настоящий изобретаемый способ также может быть использован в сочетании с различными типами технологий на основе обобщенных источников, таких как технологии, предложенные Berkhout [7]. В этом случае вместо кодирования различных форм импульса сейсмограмм точечных источников можно кодировать формы импульса для различных синтезированных плоских сейсмоволн.
Некоторые вариации варианта осуществления, описанного выше, включают в себя:
- Функции cg кодирования могут быть изменены для каждой итерации инверсии. По меньшей мере, в некоторых случаях это приводит к более быстрой сходимости инверсии.
- В некоторых случаях (например, когда дискретизация источников является более плотной, чем дискретизация приемников) может быть преимущественным использовать обратимость, чтобы трактовать фактические приемники в качестве вычислительных источников и кодировать приемники вместо источников.
- Это изобретение не ограничено однокомпонентными точечными приемниками. Например, приемники могут быть матрицами приемников или они могут быть многокомпонентными приемниками.
- Способ может быть улучшен посредством оптимизации кодирования, чтобы давать в результате инверсию высшего качества. Например, функции кодирования могут быть оптимизированы, чтобы сокращать число локальных минимумов в функции затрат. Функции кодирования могут быть оптимизированы либо посредством проверки вручную тестов, выполняемых с использованием различных функций кодирования, либо с использованием процедуры автоматизированной оптимизации.
- Обнаружение данных одновременных кодированных источников может приводить к значительному снижению затрат на обнаружение геофизических данных.
- Для съемок на основе данных морской сейсморазведки должно быть очень эффективным обнаруживать данные кодированных источников из нескольких одновременно работающих морских вибраторов, которые работают непрерывно в движении.
- Как указано выше, процесс кодирования в настоящем изобретении может быть выполнен при полевом обнаружении данных, например, когда пилотные сигналы нескольких одновременно работающих вибраторов кодируются с помощью различных функций кодирования. В прилагаемой формуле изобретения этапы, относящиеся к кодированию геофизических данных либо к геофизическим данным из кодированных источников, либо к получению кодированных сейсмограмм геофизических данных должны пониматься как включающие в себя получение данных, уже кодированных в процессе полевого обнаружения, если контекст не указывает явно, что кодирование осуществляется на этапе обработки данных.
- Могут быть использованы другие определения для функции затрат, включающие в себя использование другой нормы (например, L1-нормы (абсолютное значение) вместо L2-нормы) и дополнительных членов, чтобы регуляризовать и стабилизировать инверсию (например, членов, которые штрафуют модели, которые не являются сглаженными, или модели, которые не являются разреженными).
Основная идея настоящего изобретения состоит в том, чтобы использовать кодирование одновременных источников и разделение одновременных источников для полноволновой инверсии таким образом, чтобы уменьшать воздействие, когда скомпрометировано предположение о стационарных приемниках, и тем самым повышать применимость FWI одновременных источников к общим геометриям данных. Фиг.1 показывает базовые этапы в одном варианте осуществления настоящего изобретаемого способа. Согласно блок-схеме последовательности операций способа, показанной на фиг.1, этапы приводятся ниже. Нижеприведенное описание дается с точки зрения кодированных источников; тем не менее, альтернативно приемники могут быть кодированы вместо или в дополнение к источникам.
1. Для данной модели физических свойств геологической среды (100) источники съемки (т.е. местоположения источников) кодируются, чтобы формировать одновременный кодированный источник (101), который используется в прямом моделировании (102), чтобы формировать моделированные кодированные данные (103). Кодированные данные формируются при условии геометрии стационарных приемников с активностью всех приемников для кодированного источника.
2. Поскольку полевые данные типично нарушают геометрию стационарных приемников, по меньшей мере, в некоторой степени, кодированные данные разделяются на отдельные взрывы с использованием технологии (104) разделения источников, как, к примеру, описано в Neelamani и др. [19, 20, 21]. Разделение источников согласно Neelamani базируется на условии, что функция Грина модели имеет разреженное представление в области преобразования, такой как курвлет- или вейвлет-область. При знании схемы кодирования и при условии разреженности функции Грина взрывы могут быть разделены с использованием, например, инверсии L1-нормы в преобразованной области. Эта задача разделения может разрешаться для одних кодированных данных по взрывам для области всей модели, либо она может применяться к нескольким наборам из кодированных данных по взрывам. Специалисты в данной области техники должны знать множество технологий разделения источников, которые могут быть использованы в качестве альтернативы технологии из Neelamani и др. [19, 20, 21]. Например, Spitz и др. [28] предлагает подход на основе вычитания при прогнозировании, который сначала оценивает первичное волновое поле второго источника и затем вычитает его из полного волнового поля через адаптивное вычитание на основе PEF. Akerberg и др. [27] использует разреженные преобразования Радона для разделения источников. Для всех алгоритмов разделения источников несколько кодированных наборов данных являются предпочтительными.
3. Разделение источников, описанное на предыдущем этапе, является крайне важным для того, чтобы обрабатывать практические геометрии данных. При разделенных взрывах (105) могут применяться (106) все этапы обработки, которые могут быть обязательными, так что моделированные данные соответствуют полевым данным. Таким образом, при разделенных взрывах данные могут обрабатываться, чтобы соответствовать геометрии обнаружения полевых данных, такой как подавление выносов, т.е. удаление минимальных и максимальных выносов, подавление на основе типа поступлений, к примеру, компонента передачи в зависимости от отражения для данных, или удаление эластичного компонента данных, если регулирующий прямой механизм основан на акустическом допущении. Следовательно, этот общий этап обработки данных при разделенных взрывах для того, чтобы обеспечивать аналогичность прогнозированных данных (107) геометрии (108) измеренных данных, а также обеспечивать соответствие данных уровню физики, дает возможность формирования последовательных остатков (109) данных, т.е. остатков данных для выбранных сейсмограмм по взрывам. Остаток данных является мерой разности между измеренным значением данных и соответствующим прогнозированным значением данных.
4. Эти остатки данных, которые являются последовательными остатками (109) данных на основе этапа 104 разделения источников, кодируются (110) с использованием схемы кодирования, идентичной или различной относительно схемы кодирования, используемой на этапе 101 для того, чтобы формировать кодированные остатки (111) данных. Это представляет собой важный этап, поскольку пробелы в данных вследствие геометрии обнаружения или вследствие выбора пользователем конкретных событий в данных теперь находятся в этих кодированных остатках (111) данных. Затем кодированные остатки данных используются для того, чтобы вычислять градиент целевой функции (117). Например, остатки могут быть обратными распространяемыми (115) с использованием сопряженного уравнения состояния и взаимно коррелированными (116) с прямыми распространяемыми данными (112) из 103 с использованием одновременного источника, чтобы вычислять градиент целевой функции, которая должна быть минимизирована, как описано в публикации PCT-заявки на патент номер WO 2009/117174. Следует отметить, что моделированные кодированные данные 112 могут, но не должны быть, идентичными моделированным кодированным данным 103, поскольку они могут быть кодированы с помощью различных функций кодирования; тем не менее, кодирование на 112 должно совпадать с кодированием на 111.
5. На конечном этапе модель обновляется (118) с использованием вычисленного градиента из предыдущего этапа. Множество известных способов оптимизации, таких как быстрейший спуск, сопряженные градиенты или метод Ньютона, могут быть использованы для того, чтобы осуществлять обновление модели, чтобы обеспечивать то, что снижается значение целевой функции. Алгоритм инверсии одновременных источников, представленный посредством этапов в поле 120, обведенном пунктирной линией, основан на WO 2009/117174, но может быть использован любой алгоритм обратного или прямого моделирования (ручного регулирования).
Для обработки и построения изображений точность разделения источников является важной, поскольку любой артефакт, возникающий вследствие процесса разделения источников, в конечном счете преобразуется в конечное изображение. В предыдущей аналогичной работе, в которой используется разделение источников, прилагаются значительные усилия для того, чтобы выбирать тип кодирования так, чтобы обеспечивать повышенную точность разделения (Ikelle [17]). Считается, что требование к точности должно ослабляться для варианта применения инверсии в этом изобретении, поскольку небольшие неточности в остатках данных вследствие разделения источников могут обрабатываться через линейный поиск и процесс регуляризации модели во время этапа инверсии. Для вариантов применения инверсии ключевым является то, чтобы для прогнозированных данных, которые вычитаются из измеренных данных, обеспечивать соответствие геометрии обнаружения и соблюдение уровня применяемой физики (например, подавление больших выносов, когда анизотропные эффекты присутствуют в данных, и алгоритм прямого моделирования допускает модель изотропной среды). При достижении этого через обработку разделенных взрывов удаляются большие ошибки в остатках данных.
Хотя считается, что небольшие неточности при разделении источников могут обрабатываться в процессе инверсии, большие ошибки по-прежнему могут представлять собой проблему. Следовательно, альтернативный вариант осуществления настоящего изобретаемого способа выполнен с возможностью обрабатывать большие ошибки вследствие разделения источников и может быть использован, когда это считается проблемой. Пример этого альтернативного варианта осуществления проиллюстрирован посредством блок-схемы последовательности операций способа по фиг.2. Чтобы реплицировать ошибки вследствие разделения, измеренные данные кодируются (108b) с использованием идентичной схемы кодирования и с использованием разделения (108c) источников, чтобы получать измеренные сейсмограммы по разделенным взрывам. Эти измеренные сейсмограммы по разделенным взрывам могут быть использованы для того, чтобы вычислять остатки данных вместо исходных измеренных взрывов.
Другой способ изучать эту задачу состоит в том, чтобы определять кодированные остатки данных, которые корректируются для отсутствующих трасс с максимальным и минимальным выносом. Так, другая альтернатива может быть описана следующим образом, как показано на фиг.3. Во-первых, формируется остаток (309) данных, который является разностью между моделированными кодированными данными (103) и кодированными измеренными данными (308) с отсутствующими максимальными и минимальными выносами (т.е. моделированные кодированные минус кодированные измеренные). Этот остаток (309) данных является неподходящим для вычисления градиента, поскольку моделированные кодированные данные (103) имеют долю от отсутствующей части данных (например, трасс с минимальным и максимальным выносом), тогда как измеренные кодированные данные (308) не имеют доли от отсутствующих данных. На следующем этапе (304) выполняется разделение источников моделированных кодированных данных и обрабатывается результирующая оценка моделированных последовательных взрывов (305), но вместо удаления отсутствующей части данных (к примеру, подавления минимальных и максимальных выносов из сейсмограмм (306) по разделенным взрывам) кодируется отсутствующая часть (к примеру, минимальные и максимальные выносы) сейсмограмм (307) по взрывам. Эта кодированная отсутствующая часть данных (307) может вычитаться (310) из некорректного остатка (309) данных, чтобы компенсировать информацию отсутствующих данных и получать скорректированный остаток (311) данных. (Она вычитается, а не прибавляется, поскольку она должна смещать моделированные кодированные данные, которые присутствуют в некорректном остатке данных со знаком плюс, поскольку остаток задается (см. выше) в качестве кодированных измеренных данных минус моделированные кодированные данные. Если это определение, которое является произвольным, изменено на противоположное, то отсутствующие данные прибавляются остатку. Кроме того, вместо трактовки коррекции отсутствующих данных как вычитания из доли моделированных данных в остатке данных она может рассматриваться как прибавление к доле измеренных данных в остатке данных. Следует понимать, что настоящее изобретение, включающее в себя прилагаемую формулу изобретения, включает в себя все такие эквивалентные подходы.) Основное отличие этого варианта осуществления по сравнению с вариантом осуществления, описанным на фиг.1, заключается в том, что кодированные остатки данных корректируются в этом варианте осуществления вместо формирования после обработки, как показано на фиг.1. Если разделение источников является идеальным, то два подхода (фиг.1 и фиг.3) являются математически эквивалентными; тем не менее, при наличии ошибок разделения источников возможно то, что подход на основе коррекции, показанный на фиг.3, может предоставлять лучший результат.
Фиг.4 описывает альтернативу способу коррекции остатков данных, описанному на фиг.3. Аналогично способу на фиг.3, во-первых, формируется кодированный остаток (409) данных, который является разностью между моделированными кодированными данными (103) и кодированными измеренными данными (408) с отсутствующими максимальными и минимальными выносами. На следующем этапе разделение источников (404) выполняется с использованием кодированного остатка данных, что приводит к последовательным остаточным данным (405). Разделение источников оценивает остаток между моделированными на основе последовательных источников данными и измеренными на основе последовательных источников данными. В комбинациях источников и приемников, которые не присутствуют в измеренных данных (не обнаружены), оцененный остаток состоит только из моделированных данных. Эта отсутствующая часть (к примеру, минимальные и максимальные выносы) сейсмограмм по взрывам, определенных посредством этапов (406) обработки, кодируется (407) и затем вычитается (410) из некорректного остатка (409) данных, чтобы получать скорректированный остаток (311) данных. Результат разделения источников может быть улучшен посредством использования нескольких кодированных остатков данных, каждый из которых вычисляется с использованием различного кодирования. В таком случае многие кодированные остатки данных могут быть скорректированы и затем использованы для того, чтобы обновлять начальную модель.
Возможны другие вариации вариантов осуществления по фиг.1-4. Преимущество всех вариантов осуществления настоящего изобретаемого способа состоит в том, что они могут обрабатывать множество полевых геометрий, чтобы инвертировать реальные данные и реализовывать повышение скорости вследствие одновременного кодирования. Ключевой этап разделения одновременных источников, после которого выполняются этапы обработки, делает алгоритм практичным для наборов полевых данных. Neelamani и др. [20, 21] показывает, что время вычисления для разделения одновременных источников значительно меньше по сравнению с одним проходом прямого моделирования, что представляет собой одно из главных преимуществ для этого подхода. Другой вариант осуществления этого изобретения определяет оптимальное число источников таким образом, что задача разделения является корректно поставленной. Использование меньшего числа дальше разнесенных источников для кодирования упрощает задачу разделения источников; тем не менее, слишком большое разделение может приводить к пространственному наложению спектров в обновлении модели и, в конечном счете, ухудшать модель геологической среды. С другой стороны, кодирование слишком многих близко расположенных источников затрудняет задачу разделения. Таким образом, в зависимости от длины шкалы модели геологической среды, которая должна быть обновлена, и доступных источников при съемке оптимальное разнесение источников (т.е. оптимальное число источников) может выбираться, чтобы балансировать два конкурирующих соображения. Таким образом, обеспечение корректной постановки задачи разделения источников может требовать неиспользования всех источников, записываемых при съемке. В другом варианте осуществления кодирование изменяется каждую итерацию инверсии или, по меньшей мере, в некоторых итерациях, как рассматривается посредством WO 2008/042081. Вышеприведенная заявка направлена на конкретные варианты осуществления настоящего изобретения для его иллюстрации. Тем не менее, для специалистов в данной области техники должно быть очевидным, что возможно множество модификаций и вариаций вариантов осуществления, описанных в данном документе. Все эти модификации и вариации имеют намерение быть в пределах объема настоящего изобретения, заданного в прилагаемой формуле изобретения. Специалисты в данной области техники должны признавать, что в предпочтительных вариантах осуществления изобретения, по меньшей мере, некоторые этапы в настоящем изобретаемом способе выполняются на компьютере, т.е. изобретение является машинореализованным. В таких случаях результирующая обновленная модель физических свойств может загружаться, отображаться или сохраняться в компьютерном устройстве хранения данных.
Библиографический список
1. Tarantola, A., "Inversion of seismic reflection data in the acoustic approximation", Geophysics 49, 1259-1266 (1984 год).
2. Sirgue, L. и Pratt G. "Efficient waveform inversion and imaging: A strategy for selecting temporal frequencies", Geophysics 69, 231-248 (2004 год).
3. Fallat, M. R., Dosso, S. E., "Geoacoustic inversion via local, global and hybrid algorithms", Journal of the Acoustical Society of America 105, 3219-3230 (1999 год).
4. Hinkley, D. и Krebs, J., "Gradient computation for simultaneous source inversion", публикация PCT-заявки на патент номер WO 2009/117174.
5. Krebs, J. R., Anderson, J. A., Neelamani, R., Hinkley, D., Jing, C., Dickens, T., Krohn, C., Traynin, P., "Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources", публикация PCT-заявки на патент номер WO 2008/042081.
6. Van Manen, D. J., Robertsson, J.O.A., Curtis, A., "Making wave by time reversal", SEG International Exposition and 75th Annual Meeting Expanded Abstracts, 1763-1766 (2005 год).
7. Berkhout, A. J., "Areal shot record technology", Journal of Seismic Exploration 1, 251-264 (1992 год).
8. Zhang, Y., Sun, J., Notfors, C., Gray, S. H., Cherris, L., Young, J., "Delayed-shot 3D depth migration", Geophysics 70, E21-E28 (2005 год).
9. Van Riel, P. и Hendrik, W. J. D., "Method of estimating elastic and compositional parameters from seismic and echo-acoustic data", Патент (США) номер 6876928 (2005 год).
10. Mora, P., "Nonlinear two-dimensional elastic inversion of multi-offset seismic data", Geophysics 52, 1211-1228 (1987 год).
11. Ober, C. C., Romero, L. A., Ghiglia, D. C., "Method of Migrating Seismic Records", Патент (США) номер 6021094 (2000 год).
12. Ikelle, L. T., "Multi-shooting approach to seismic modeling and acquisition", Патент (США) номер 6327537 (2001 год).
13. Romero, L. A., Ghiglia, D. C., Ober, C. C., Morton, S. A., "Phase encoding of shot records in prestack migration", Geophysics 65, 426-436 (2000 год).
14. Jing X., Finn, C. J., Dickens, T. A., Willen, D. E., "Encoding multiple shot gathers in prestack migration", SEG International Exposition and 70th Annual Meeting Expanded Abstracts, 786-789 (2000 год).
15. Ben-Hadj-Ali, H., Opertor, S. и Vireus, J., "Three-dimensional frequency-domain full waveform inversion with phase encoding", SEG Expanded Abstracts, 2288-2292 (2009 год).
16. Berkhout, A. J., "Changing the mindset in seismic data acquisition", The Leading Edge 27-7, 924-938 (2008 год).
17. Ikelle, L. T., "Coding and decoding: Seismic data modeling, acquisition and processing", 77th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 66-70 (2007 год).
18. Jerome R. Krebs, John E. Anderson, David Hinkley, Ramesh Neelamani, Sunwoong Lee, Anatoly Baumstein и Martin-Daniel Lacasse, "Full-wavefield seismic inversion using encoded sources", Geophysics 74-6, WCC177-WCC188 (2009 год).
19. Neelamani, R. и C. E. Krohn, "Simultaneous sourcing without compromise", представлено на 70th Annual International Conference and Exhibition, EAGE (2008 год).
20. Neelamani, R. и C. E. Krohn, "Separation and noise removal for multiple vibratory source seismic data", публикация международной PCT-заявки на патент номер WO 2008/123920.
21. Neelamani, R., C. E. Krohn, Krebs, J. R., Deffenbaugh, M. Anderson, J. E. и Romberg, J. K., "Efficient seismic forward modeling using simultaneous sources and sparsity", SEG Expanded Abstracts, 2107-2111 (2009 год).
22. Stefani, J., G. Hampson и E. F. Herkenhoff, "Acquisition using simultaneous sources", 69th Annual Conference and Exhibition, EAGE, Extended Abstracts, B006 (2007 год).
23. Verschuur, D. J. и A. J. Berkhout, "Target-oriented, least-squares imaging of blended data", 79th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts (2009 год).
24. Herrmann, F. J., "Randomized dimensionality reduction for full-waveform inversion", EAGE abstract G001, EAGE Barcelona meeting (2010 год).
25. Haber, E., Chung M. и Herrmann, "An effective method for parameter estimation with PDE constraints with multiple right hand sides", Preprint - UBC http://www.math.ubc.ca/~haber/pubs/PdeOptStochV5.pdf (2010 год).
26. Beasley, C., "A new look at marine simultaneous sources", The Leading Edge 27(7), 914-917 (2008 год).
27. Akerberg, P., G. Hampson, J. Rickett, H. Martin и J. Cole, "Simultaneous source separation by sparse radon transform", 78th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 2801-2805 (2008 год).
28. Spitz, S., G. Hampson и A. Pica, "Simultaneous source separation: the prediction-subtraction approach", 78th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 2811-2815 (2008 год).
Claims (23)
1. Машинореализованный способ одновременной инверсии измеренных геофизических данных из нескольких кодированных источников, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем измеренные геофизические данные являются результатом съемки, для которой предположение о стационарных приемниках инверсии одновременных кодированных источников может не быть достоверным, причем упомянутый способ содержит использование компьютера для того, чтобы выполнять разделение одновременных источников, чтобы уменьшать влияние неудовлетворения измеренных геофизических данных предположению о стационарных приемниках, при этом этап обработки данных, осуществляемый после разделения одновременных источников, выполнен с возможностью согласовывать рассчитанные по модели данные с измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных.
2. Способ по п. 1, при этом способ содержит этапы, на которых:
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных
источников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников таким образом, что обеспечивается их соответствие измеренным геофизическим данным для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- вычисляют разности, называемые остатками данных, между обработанными моделированными данными последовательных источников и измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые присутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют остатки данных с использованием кодирования, идентичного или различного относительно кодирования, используемого при формировании моделированных кодированных данных;
- используют кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных
источников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников таким образом, что обеспечивается их соответствие измеренным геофизическим данным для комбинаций источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- вычисляют разности, называемые остатками данных, между обработанными моделированными данными последовательных источников и измеренными геофизическими данными для комбинаций источников и приемников, которые присутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют остатки данных с использованием кодирования, идентичного или различного относительно кодирования, используемого при формировании моделированных кодированных данных;
- используют кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
3. Способ по п. 2, в котором кодированные остатки данных используются для того, чтобы вычислять градиент целевой функции, причем упомянутый градиент предусмотрен относительно параметров модели физических свойств, который затем используется в выбранной схеме оптимизации, чтобы обновлять модель физических свойств.
4. Способ по п. 2, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют итерации этапов способа, по меньшей мере, один раз с
использованием обновленной модели физических свойств из одной итерации в качестве начальной модели для следующей итерации.
использованием обновленной модели физических свойств из одной итерации в качестве начальной модели для следующей итерации.
5. Способ по п. 4, в котором источники кодируются с использованием выбранного набора функций кодирования, при этом различный набор функций кодирования выбирается, по меньшей мере, для одной из итераций.
6. Способ по п. 2, дополнительно содержащий в любое время перед этапом вычисления разностей этапы, на которых:
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием кодирования источников, идентичного или различного относительно кодирования источников, используемого при формировании моделированных кодированных данных;
- разделяют кодированные измеренные данные согласно источнику с использованием алгоритма разделения источников, который также использован при разделении моделированных кодированных данных согласно источнику; и
- используют разделенные измеренные данные при вычислении остатков данных.
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием кодирования источников, идентичного или различного относительно кодирования источников, используемого при формировании моделированных кодированных данных;
- разделяют кодированные измеренные данные согласно источнику с использованием алгоритма разделения источников, который также использован при разделении моделированных кодированных данных согласно источнику; и
- используют разделенные измеренные данные при вычислении остатков данных.
7. Способ по п. 2, дополнительно содержащий после этапа разделения и перед этапом вычисления разностей этап, на котором удаляют местоположения источников-приемников из моделированных данных последовательных источников так, что они соответствуют местоположениям источников-приемников с отсутствующими данными в измеренных геофизических данных.
8. Способ по п. 7, в котором удаление местоположений источников-приемников из моделированных данных последовательных источников выполняется посредством одного или более этапов
обработки данных из группы, состоящей из этапов, на которых подавляют выносы, т.е. удаляют минимальные и максимальные выносы; подавляют на основе типа поступлений, включающего в себя компонент передачи в зависимости от отражения для данных, и удаляют эластичный компонент данных, когда прямое моделирование основано на акустическом предположении.
обработки данных из группы, состоящей из этапов, на которых подавляют выносы, т.е. удаляют минимальные и максимальные выносы; подавляют на основе типа поступлений, включающего в себя компонент передачи в зависимости от отражения для данных, и удаляют эластичный компонент данных, когда прямое моделирование основано на акустическом предположении.
9. Способ по п. 2, в котором каждая сейсмограмма моделированных кодированных данных кодируется посредством временной свертки всех трасс из сейсмограммы с помощью формы импульса кодирования, выбранной для сейсмограммы.
10. Способ по п. 1, при этом способ содержит этапы, на которых:
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к моделированным данным последовательных источников и/или приемников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников и/или приемников, чтобы подавлять эти данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных
геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными или отличающимися относительно упомянутых выбранных функций кодирования;
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными функциям кодирования, используемым при кодировании отсутствующих данных, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые являются некорректными вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к моделированным данным последовательных источников и/или приемников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников и/или приемников, чтобы подавлять эти данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных
геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными или отличающимися относительно упомянутых выбранных функций кодирования;
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными функциям кодирования, используемым при кодировании отсутствующих данных, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые являются некорректными вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
11. Способ по п. 10, дополнительно содержащий этап, на котором выполняют итерации этапов способа, по меньшей мере, один раз с использованием обновленной модели физических свойств из одной итерации в качестве начальной модели для следующей итерации.
12. Способ по п. 11, в котором функции или формы импульса кодирования изменяются, по меньшей мере, для одной из итераций.
13. Способ по п. 10, в котором не все местоположения источников и/или приемников в измеренных геофизических данных используются при формировании моделированных кодированных данных, чтобы повышать точность алгоритма разделения источников или приемников посредством обеспечения корректной постановки разделения, но не уменьшения дискретизации измеренных геофизических данных до степени, которая вызывает наложение спектров.
14. Способ по п. 10, в котором отсутствующие данные возникают на ближнем и дальнем концах диапазона выноса измеренных геофизических данных.
15. Способ по п. 10, в котором каждая сейсмограмма моделированных кодированных данных кодируется посредством временной свертки всех трасс из сейсмограммы с помощью формы импульса кодирования, выбранной для сейсмограммы.
16. Способ по п. 10, в котором кодирование измеренных геофизических данных выполняется посредством получения сейсмограмм данных из геофизической съемки, в которой данные обнаруживаются из множества одновременно работающих уникально кодированных устройств источников.
17. Способ по п. 1, при этом способ содержит этапы, на которых:
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются
одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- используют упомянутые выбранные функции кодирования, чтобы кодировать измеренные геофизические данные, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые включают в себя некорректные значения вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных;
- разделяют кодированные остатки данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к последовательным остаточным данным;
- обрабатывают последовательные остаточные данные, чтобы оценивать моделированные данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием упомянутых выбранных функций кодирования;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
- составляют начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются
одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- используют упомянутые выбранные функции кодирования, чтобы кодировать измеренные геофизические данные, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных, которые включают в себя некорректные значения вследствие отсутствующих комбинаций источников и приемников в измеренных геофизических данных;
- разделяют кодированные остатки данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к последовательным остаточным данным;
- обрабатывают последовательные остаточные данные, чтобы оценивать моделированные данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием упомянутых выбранных функций кодирования;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
18. Способ по п. 1, в котором геофизические данные являются сейсмическими данными, полное волновое поле которых инвертируется.
19. Способ по п. 1, в котором множество наборов кодированных данных используются для того, чтобы выполнять разделение одновременных источников.
20. Энергонезависимый используемый компьютером носитель, имеющий исполняемый машиночитаемый программный код, исполнение которого побуждает компьютер реализовывать способ инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных источников;
- вычисляют разности, называемые остатками данных, между моделированными данными последовательных источников и соответствующими измеренными геофизическими данными;
- кодируют остатки данных согласно источнику с использованием кодирования, идентичного кодированию, используемому при формировании моделированных кодированных
данных;
- используют кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику, что приводит к моделированным данным последовательных источников;
- вычисляют разности, называемые остатками данных, между моделированными данными последовательных источников и соответствующими измеренными геофизическими данными;
- кодируют остатки данных согласно источнику с использованием кодирования, идентичного кодированию, используемому при формировании моделированных кодированных
данных;
- используют кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
21. Энергонезависимый используемый компьютером носитель, имеющий исполняемый машиночитаемый программный код, исполнение которого побуждает компьютер реализовывать способ инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к моделированным данным последовательных источников и/или приемников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников и/или приемников, чтобы подавлять эти данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными или отличающимися относительно упомянутых выбранных функций кодирования;
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными функциям кодирования, используемым при кодировании отсутствующих данных, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- разделяют моделированные кодированные данные согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к моделированным данным последовательных источников и/или приемников;
- обрабатывают моделированные данные последовательных источников и/или приемников, чтобы подавлять эти данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными или отличающимися относительно упомянутых выбранных функций кодирования;
- кодируют измеренные геофизические данные с использованием функций кодирования, которые являются идентичными функциям кодирования, используемым при кодировании отсутствующих данных, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
22. Энергонезависимый используемый компьютером носитель, имеющий исполняемый машиночитаемый программный код, исполнение которого побуждает компьютер реализовывать способ инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с
использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- используют упомянутые выбранные функции кодирования, чтобы кодировать измеренные геофизические данные, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных;
- разделяют кодированные остатки данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к последовательным остаточным данным;
- обрабатывают последовательные остаточные данные, чтобы оценивать моделированные данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием упомянутых выбранных функций кодирования;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
- составляют или вводят начальную модель физических свойств и используют ее для того, чтобы моделировать синтетические данные, соответствующие измеренным геофизическим данным, при этом источники и/или приемники при моделировании кодируются с
использованием выбранных функций кодирования и моделируются одновременно, тем самым формируя моделированные кодированные данные;
- используют упомянутые выбранные функции кодирования, чтобы кодировать измеренные геофизические данные, и вычитают их, согласно позиции источников и приемников, из моделированных кодированных данных, тем самым формируя кодированные остатки данных;
- разделяют кодированные остатки данных согласно источнику и/или приемнику с использованием алгоритма разделения источников или приемников, что приводит к последовательным остаточным данным;
- обрабатывают последовательные остаточные данные, чтобы оценивать моделированные данные, называемые отсутствующими данными, соответствующие комбинациям источников и приемников, которые отсутствуют в измеренных геофизических данных;
- кодируют отсутствующие данные с использованием упомянутых выбранных функций кодирования;
- вычитают кодированные отсутствующие данные из кодированных остатков данных, чтобы формировать скорректированные кодированные остатки данных;
- используют скорректированные кодированные остатки данных, чтобы вычислять обновление начальной модели физических свойств; и
- комбинируют обновление с начальной моделью, чтобы формировать обновленную модель физических свойств.
23. Способ получения углеводородов из области геологической
среды, содержащий этапы, на которых:
- выполняют геофизическую съемку области геологической среды, приводящую к измеренным геофизическим данным;
- обрабатывают измеренные геофизические данные на компьютере посредством способа по п. 1, чтобы формировать модель физических свойств области геологической среды;
- оценивают углеводородный потенциал области геологической среды с использованием модели физических свойств; и
- бурят скважину в области геологической среды, по меньшей мере, частично на основе оценки углеводородного потенциала и получают углеводороды из скважины.
среды, содержащий этапы, на которых:
- выполняют геофизическую съемку области геологической среды, приводящую к измеренным геофизическим данным;
- обрабатывают измеренные геофизические данные на компьютере посредством способа по п. 1, чтобы формировать модель физических свойств области геологической среды;
- оценивают углеводородный потенциал области геологической среды с использованием модели физических свойств; и
- бурят скважину в области геологической среды, по меньшей мере, частично на основе оценки углеводородного потенциала и получают углеводороды из скважины.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US38683110P | 2010-09-27 | 2010-09-27 | |
US61/386,831 | 2010-09-27 | ||
PCT/US2011/047770 WO2012047378A1 (en) | 2010-09-27 | 2011-08-15 | Simultaneous source encoding and source separation as a practical solution for full wavefield inversion |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2013119384A RU2013119384A (ru) | 2014-11-10 |
RU2582480C2 true RU2582480C2 (ru) | 2016-04-27 |
Family
ID=45869461
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013119384/28A RU2582480C2 (ru) | 2010-09-27 | 2011-08-15 | Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля |
Country Status (11)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8775143B2 (ru) |
EP (1) | EP2622457A4 (ru) |
KR (1) | KR101908278B1 (ru) |
CN (1) | CN103119552B (ru) |
AU (1) | AU2011312800B2 (ru) |
BR (1) | BR112013002842A2 (ru) |
CA (1) | CA2807575C (ru) |
MY (1) | MY163568A (ru) |
RU (1) | RU2582480C2 (ru) |
SG (1) | SG188191A1 (ru) |
WO (1) | WO2012047378A1 (ru) |
Families Citing this family (45)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8694299B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data |
EP2691795A4 (en) | 2011-03-30 | 2015-12-09 | CONVERGENCE SPEED OF COMPLETE WAVELENGTH INVERSION USING SPECTRAL SHAPING | |
US9075162B2 (en) | 2011-11-10 | 2015-07-07 | Pgs Geophysical As | Method and system for separating seismic sources in marine simultaneous shooting acquisition |
US9176930B2 (en) | 2011-11-29 | 2015-11-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion |
US9453928B2 (en) * | 2012-03-06 | 2016-09-27 | Westerngeco L.L.C. | Methods and computing systems for processing data |
WO2013133912A1 (en) | 2012-03-08 | 2013-09-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Orthogonal source and receiver encoding |
SG11201405980RA (en) * | 2012-05-11 | 2014-11-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | Redatuming seismic data with correct internal multiples |
US20130311149A1 (en) * | 2012-05-17 | 2013-11-21 | Yaxun Tang | Tomographically Enhanced Full Wavefield Inversion |
US10317548B2 (en) | 2012-11-28 | 2019-06-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Reflection seismic data Q tomography |
CA2909105C (en) | 2013-05-24 | 2018-08-28 | Ke Wang | Multi-parameter inversion through offset dependent elastic fwi |
US10459117B2 (en) | 2013-06-03 | 2019-10-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion |
US9702998B2 (en) | 2013-07-08 | 2017-07-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Full-wavefield inversion of primaries and multiples in marine environment |
US9772413B2 (en) | 2013-08-23 | 2017-09-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Simultaneous sourcing during both seismic acquisition and seismic inversion |
US10036818B2 (en) | 2013-09-06 | 2018-07-31 | Exxonmobil Upstream Research Company | Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions |
CN104977608B (zh) * | 2014-04-09 | 2017-07-07 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 利用固定网格声波波场模拟的时间域全波形反演方法 |
US9910189B2 (en) | 2014-04-09 | 2018-03-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for fast line search in frequency domain FWI |
CN104977607B (zh) * | 2014-04-09 | 2017-07-07 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 利用变步长网格声波波场模拟的时间域全波形反演方法 |
US10670752B2 (en) | 2014-04-14 | 2020-06-02 | Cgg Services Sas | Method for iterative inversion of data from non-encoded composite sources |
CA2947847C (en) * | 2014-05-09 | 2018-08-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion |
US10185046B2 (en) | 2014-06-09 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI |
EP3158367A1 (en) | 2014-06-17 | 2017-04-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fast viscoacoustic and viscoelastic full-wavefield inversion |
US10838092B2 (en) | 2014-07-24 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield components |
US10422899B2 (en) * | 2014-07-30 | 2019-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Harmonic encoding for FWI |
US10551517B2 (en) | 2014-09-04 | 2020-02-04 | Westerngeco L.L.C. | Multiples mitigation and imaging with incomplete seismic data |
US10386511B2 (en) | 2014-10-03 | 2019-08-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic survey design using full wavefield inversion |
CA2961572C (en) | 2014-10-20 | 2019-07-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Velocity tomography using property scans |
WO2016065247A1 (en) * | 2014-10-24 | 2016-04-28 | Westerngeco Llc | Travel-time objective function for full waveform inversion |
AU2015363241A1 (en) * | 2014-12-18 | 2017-06-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Scalable scheduling of parallel iterative seismic jobs |
US10520618B2 (en) | 2015-02-04 | 2019-12-31 | ExxohnMobil Upstream Research Company | Poynting vector minimal reflection boundary conditions |
AU2015382333B2 (en) | 2015-02-13 | 2018-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations |
KR20190075176A (ko) | 2015-02-17 | 2019-06-28 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 다중반사파 없는 데이터 세트를 생성하는 다단식 전 파동장 역산 프로세스 |
US10242136B2 (en) * | 2015-05-20 | 2019-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Parallel solution for fully-coupled fully-implicit wellbore modeling in reservoir simulation |
AU2016270000B2 (en) | 2015-06-04 | 2019-05-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for generating multiple free seismic images |
US10542961B2 (en) | 2015-06-15 | 2020-01-28 | The Research Foundation For The State University Of New York | System and method for infrasonic cardiac monitoring |
US10838093B2 (en) | 2015-07-02 | 2020-11-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion |
BR112018003117A2 (pt) | 2015-10-02 | 2018-09-25 | Exxonmobil Upstream Res Co | inversão de campo de onda completa compensada em q |
MX2018003495A (es) | 2015-10-15 | 2018-06-06 | Exxonmobil Upstream Res Co | Apilados angulares de dominio de modelo de fwi con conservacion de amplitud. |
US10295683B2 (en) | 2016-01-05 | 2019-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Amplitude inversion on partitioned depth image gathers using point spread functions |
US10768324B2 (en) | 2016-05-19 | 2020-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to predict pore pressure and seal integrity using full wavefield inversion |
CA3030006A1 (en) * | 2016-08-19 | 2018-02-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Full waveform inversion of vertical seismic profile data for anisotropic velocities using pseudo-acoustic wave equations |
US10908305B2 (en) | 2017-06-08 | 2021-02-02 | Total Sa | Method for evaluating a geophysical survey acquisition geometry over a region of interest, related process, system and computer program product |
US11656377B2 (en) * | 2018-03-30 | 2023-05-23 | Cgg Services Sas | Visco-acoustic full waveform inversion of velocity and Q |
CN109782350B (zh) * | 2019-01-29 | 2021-06-01 | 国油伟泰(北京)科技有限公司 | 模式识别自适应全波形反演方法 |
US11372123B2 (en) | 2019-10-07 | 2022-06-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining convergence in full wavefield inversion of 4D seismic data |
US11496241B2 (en) * | 2021-03-31 | 2022-11-08 | Advanced Micro Devices, Inc. | Method and apparatus for data transmission mitigating interwire crosstalk |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5798982A (en) * | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
US6549854B1 (en) * | 1999-02-12 | 2003-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Uncertainty constrained subsurface modeling |
US20080189043A1 (en) * | 2007-02-06 | 2008-08-07 | Conocophillips Company | Direct Time Lapse Inversion of Seismic Data |
WO2009117174A1 (en) * | 2008-03-21 | 2009-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | An efficient method for inversion of geophysical data |
US20100018718A1 (en) * | 2006-09-28 | 2010-01-28 | Krebs Jerome R | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources |
Family Cites Families (135)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3812457A (en) | 1969-11-17 | 1974-05-21 | Shell Oil Co | Seismic exploration method |
US3864667A (en) | 1970-09-11 | 1975-02-04 | Continental Oil Co | Apparatus for surface wave parameter determination |
US3984805A (en) | 1973-10-18 | 1976-10-05 | Daniel Silverman | Parallel operation of seismic vibrators without phase control |
US4168485A (en) | 1974-08-12 | 1979-09-18 | Continental Oil Company | Simultaneous use of pseudo-random control signals in vibrational exploration methods |
US4545039A (en) | 1982-09-09 | 1985-10-01 | Western Geophysical Co. Of America | Methods for seismic exploration |
US4675851A (en) | 1982-09-09 | 1987-06-23 | Western Geophysical Co. | Method for seismic exploration |
US4575830A (en) | 1982-10-15 | 1986-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Indirect shearwave determination |
US4594662A (en) | 1982-11-12 | 1986-06-10 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography systems and methods with fixed detector arrays |
US4562540A (en) | 1982-11-12 | 1985-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Diffraction tomography system and methods |
FR2543306B1 (fr) | 1983-03-23 | 1985-07-26 | Elf Aquitaine | Procede et dispositif pour l'optimisation des donnees sismiques |
US4924390A (en) | 1985-03-04 | 1990-05-08 | Conoco, Inc. | Method for determination of earth stratum elastic parameters using seismic energy |
US4715020A (en) | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
FR2589587B1 (fr) | 1985-10-30 | 1988-02-05 | Inst Francais Du Petrole | Procede de prospection sismique marine utilisant un signal vibratoire code et dispositif pour sa mise en oeuvre |
US4707812A (en) | 1985-12-09 | 1987-11-17 | Atlantic Richfield Company | Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise |
US4823326A (en) | 1986-07-21 | 1989-04-18 | The Standard Oil Company | Seismic data acquisition technique having superposed signals |
US4686654A (en) | 1986-07-31 | 1987-08-11 | Western Geophysical Company Of America | Method for generating orthogonal sweep signals |
US4766574A (en) | 1987-03-31 | 1988-08-23 | Amoco Corporation | Method for depth imaging multicomponent seismic data |
US4953657A (en) | 1987-11-30 | 1990-09-04 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Time delay source coding |
US4969129A (en) | 1989-09-20 | 1990-11-06 | Texaco Inc. | Coding seismic sources |
US4982374A (en) | 1989-10-23 | 1991-01-01 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method of source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources |
GB9011836D0 (en) | 1990-05-25 | 1990-07-18 | Mason Iain M | Seismic surveying |
US5469062A (en) | 1994-03-11 | 1995-11-21 | Baker Hughes, Inc. | Multiple depths and frequencies for simultaneous inversion of electromagnetic borehole measurements |
GB2293010B (en) | 1994-07-07 | 1998-12-09 | Geco As | Method of processing seismic data |
EP0766836B1 (en) | 1995-04-18 | 2003-01-29 | Western Atlas International, Inc. | Uniform subsurface coverage at steep dips |
US5924049A (en) | 1995-04-18 | 1999-07-13 | Western Atlas International, Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data |
US5721710A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US5719821A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-17 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for source separation of seismic vibratory signals |
US5715213A (en) | 1995-11-13 | 1998-02-03 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator sources |
US5790473A (en) | 1995-11-13 | 1998-08-04 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources |
US5822269A (en) | 1995-11-13 | 1998-10-13 | Mobil Oil Corporation | Method for separation of a plurality of vibratory seismic energy source signals |
US5838634A (en) | 1996-04-04 | 1998-11-17 | Exxon Production Research Company | Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints |
GB9612471D0 (en) | 1996-06-14 | 1996-08-14 | Geco As | Method and apparatus for multiple seismic vibratory surveys |
US5878372A (en) | 1997-03-04 | 1999-03-02 | Western Atlas International, Inc. | Method for simultaneous inversion processing of well log data using a plurality of earth models |
US5999489A (en) | 1997-03-21 | 1999-12-07 | Tomoseis Inc. | High vertical resolution crosswell seismic imaging |
US6014342A (en) | 1997-03-21 | 2000-01-11 | Tomo Seis, Inc. | Method of evaluating a subsurface region using gather sensitive data discrimination |
US5920828A (en) | 1997-06-02 | 1999-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Quality control seismic data processing system |
FR2765692B1 (fr) | 1997-07-04 | 1999-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 3d l'impedance d'un milieu heterogene |
GB2329043B (en) | 1997-09-05 | 2000-04-26 | Geco As | Method of determining the response caused by model alterations in seismic simulations |
US5999488A (en) | 1998-04-27 | 1999-12-07 | Phillips Petroleum Company | Method and apparatus for migration by finite differences |
US6219621B1 (en) | 1998-06-30 | 2001-04-17 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Sparse hyperbolic inversion of seismic data |
US6388947B1 (en) | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
US6574564B2 (en) | 1998-10-01 | 2003-06-03 | Institut Francais Du Petrole | 3D prestack seismic data migration method |
FR2784195B1 (fr) | 1998-10-01 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour realiser en 3d avant sommation, une migration de donnees sismiques |
US6225803B1 (en) | 1998-10-29 | 2001-05-01 | Baker Hughes Incorporated | NMR log processing using wavelet filter and iterative inversion |
US6021094A (en) | 1998-12-03 | 2000-02-01 | Sandia Corporation | Method of migrating seismic records |
US6754588B2 (en) | 1999-01-29 | 2004-06-22 | Platte River Associates, Inc. | Method of predicting three-dimensional stratigraphy using inverse optimization techniques |
US6058073A (en) | 1999-03-30 | 2000-05-02 | Atlantic Richfield Company | Elastic impedance estimation for inversion of far offset seismic sections |
FR2792419B1 (fr) | 1999-04-16 | 2001-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour obtenir un modele optimal d'une caracteristique physique dans un milieu heterogene, tel que le sous-sol |
GB9927395D0 (en) | 1999-05-19 | 2000-01-19 | Schlumberger Holdings | Improved seismic data acquisition method |
US6327537B1 (en) | 1999-07-19 | 2001-12-04 | Luc T. Ikelle | Multi-shooting approach to seismic modeling and acquisition |
FR2798197B1 (fr) | 1999-09-02 | 2001-10-05 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele d'une formation geologique, contraint par des donnees dynamiques et statiques |
EP2296013B1 (en) | 1999-10-22 | 2016-03-30 | CGG Services (NL) B.V. | Method of estimating elastic and compositional parameters from seismic and echo-acoustic data |
FR2800473B1 (fr) | 1999-10-29 | 2001-11-30 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour modeliser en 2d ou 3d un milieu heterogene tel que le sous-sol decrit par plusieurs parametres physiques |
US6480790B1 (en) | 1999-10-29 | 2002-11-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for constructing three-dimensional geologic models having adjustable geologic interfaces |
US6836448B2 (en) | 2000-01-21 | 2004-12-28 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for seismic wavefield separation |
WO2001053853A1 (en) | 2000-01-21 | 2001-07-26 | Schlumberger Holdings Limited | System and method for estimating seismic material properties |
US6826486B1 (en) | 2000-02-11 | 2004-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus for predicting pore and fracture pressures of a subsurface formation |
FR2805051B1 (fr) | 2000-02-14 | 2002-12-06 | Geophysique Cie Gle | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine par utilisation simultanee de plusieurs sources vibrosismiques |
GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
US6687659B1 (en) | 2000-03-24 | 2004-02-03 | Conocophillips Company | Method and apparatus for absorbing boundary conditions in numerical finite-difference acoustic applications |
US6317695B1 (en) | 2000-03-30 | 2001-11-13 | Nutec Sciences, Inc. | Seismic data processing method |
US6687619B2 (en) | 2000-10-17 | 2004-02-03 | Westerngeco, L.L.C. | Method of using cascaded sweeps for source coding and harmonic cancellation |
US20020120429A1 (en) | 2000-12-08 | 2002-08-29 | Peter Ortoleva | Methods for modeling multi-dimensional domains using information theory to resolve gaps in data and in theories |
FR2818753B1 (fr) | 2000-12-21 | 2003-03-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismisques obtenus en codant un signal par des sequences pseudo aleatoires |
FR2821677B1 (fr) | 2001-03-05 | 2004-04-30 | Geophysique Cie Gle | Perfectionnements aux procedes d'inversion tomographique d'evenements pointes sur les donnees sismiques migrees |
US6751558B2 (en) | 2001-03-13 | 2004-06-15 | Conoco Inc. | Method and process for prediction of subsurface fluid and rock pressures in the earth |
US6927698B2 (en) | 2001-08-27 | 2005-08-09 | Larry G. Stolarczyk | Shuttle-in receiver for radio-imaging underground geologic structures |
US6545944B2 (en) | 2001-05-30 | 2003-04-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for acquiring and processing of data from two or more simultaneously fired sources |
GB2379013B (en) | 2001-08-07 | 2005-04-20 | Abb Offshore Systems Ltd | Microseismic signal processing |
US6593746B2 (en) | 2001-08-27 | 2003-07-15 | Larry G. Stolarczyk | Method and system for radio-imaging underground geologic structures |
US7069149B2 (en) | 2001-12-14 | 2006-06-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Process for interpreting faults from a fault-enhanced 3-dimensional seismic attribute volume |
US7330799B2 (en) | 2001-12-21 | 2008-02-12 | Société de commercialisation des produits de la recherche appliquée-Socpra Sciences et Génie s.e.c. | Method and algorithm for using surface waves |
US6842701B2 (en) | 2002-02-25 | 2005-01-11 | Westerngeco L.L.C. | Method of noise removal for cascaded sweep data |
GB2387226C (en) | 2002-04-06 | 2008-05-12 | Westerngeco Ltd | A method of seismic surveying |
FR2839368B1 (fr) | 2002-05-06 | 2004-10-01 | Total Fina Elf S A | Methode de decimation de traces sismiques pilotee par le trajet sismique |
US6832159B2 (en) | 2002-07-11 | 2004-12-14 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent diagnosis of environmental influence on well logs with model-based inversion |
FR2843202B1 (fr) | 2002-08-05 | 2004-09-10 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour former un modele representatif de la distribution d'une grandeur physique dans une zone souterraine, affranchi de l'effet de bruits correles entachant des donnees d'exploration |
WO2004034088A2 (en) | 2002-10-04 | 2004-04-22 | Paradigm Geophysical Corporation | Method and system for limited frequency seismic imaging |
GB2396448B (en) | 2002-12-21 | 2005-03-02 | Schlumberger Holdings | System and method for representing and processing and modeling subterranean surfaces |
US6735527B1 (en) | 2003-02-26 | 2004-05-11 | Landmark Graphics Corporation | 3-D prestack/poststack multiple prediction |
US6999880B2 (en) | 2003-03-18 | 2006-02-14 | The Regents Of The University Of California | Source-independent full waveform inversion of seismic data |
US7184367B2 (en) | 2003-03-27 | 2007-02-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method to convert seismic traces into petrophysical property logs |
US7072767B2 (en) | 2003-04-01 | 2006-07-04 | Conocophillips Company | Simultaneous inversion for source wavelet and AVO parameters from prestack seismic data |
MXPA05010458A (es) | 2003-04-01 | 2006-03-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Fuente vibratoria de alta frecuencia conformada. |
NO322089B1 (no) | 2003-04-09 | 2006-08-14 | Norsar V Daglig Leder | Fremgangsmate for simulering av lokale prestakk dypmigrerte seismiske bilder |
GB2400438B (en) | 2003-04-11 | 2005-06-01 | Westerngeco Ltd | Determination of waveguide parameters |
US6970397B2 (en) | 2003-07-09 | 2005-11-29 | Gas Technology Institute | Determination of fluid properties of earth formations using stochastic inversion |
US6882938B2 (en) | 2003-07-30 | 2005-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Method for separating seismic signals from two or more distinct sources |
US6944546B2 (en) | 2003-10-01 | 2005-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for inversion processing of well logging data in a selected pattern space |
US6901333B2 (en) | 2003-10-27 | 2005-05-31 | Fugro N.V. | Method and device for the generation and application of anisotropic elastic parameters |
US7046581B2 (en) | 2003-12-01 | 2006-05-16 | Shell Oil Company | Well-to-well tomography |
US20050128874A1 (en) | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
US7791980B2 (en) | 2004-05-21 | 2010-09-07 | Westerngeco L.L.C. | Interpolation and extrapolation method for seismic recordings |
US7836044B2 (en) * | 2004-06-22 | 2010-11-16 | Google Inc. | Anticipated query generation and processing in a search engine |
FR2872584B1 (fr) | 2004-06-30 | 2006-08-11 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour simuler le depot sedimentaire dans un bassin respectant les epaisseurs des sequences sedimentaires |
US7646924B2 (en) | 2004-08-09 | 2010-01-12 | David Leigh Donoho | Method and apparatus for compressed sensing |
US7480206B2 (en) | 2004-09-13 | 2009-01-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for earth modeling and seismic imaging using interactive and selective updating |
GB2422433B (en) | 2004-12-21 | 2008-03-19 | Sondex Wireline Ltd | Method and apparatus for determining the permeability of earth formations |
US7373251B2 (en) | 2004-12-22 | 2008-05-13 | Marathon Oil Company | Method for predicting quantitative values of a rock or fluid property in a reservoir using seismic data |
US7230879B2 (en) | 2005-02-12 | 2007-06-12 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and apparatus for true relative amplitude correction of seismic data for normal moveout stretch effects |
EP1859301B1 (en) | 2005-02-22 | 2013-07-17 | Paradigm Geophysical Ltd. | Multiple suppression in angle domain time and depth migration |
US7840625B2 (en) | 2005-04-07 | 2010-11-23 | California Institute Of Technology | Methods for performing fast discrete curvelet transforms of data |
US8438142B2 (en) * | 2005-05-04 | 2013-05-07 | Google Inc. | Suggesting and refining user input based on original user input |
US7271747B2 (en) | 2005-05-10 | 2007-09-18 | Rice University | Method and apparatus for distributed compressed sensing |
US7405997B2 (en) | 2005-08-11 | 2008-07-29 | Conocophillips Company | Method of accounting for wavelet stretch in seismic data |
US7516124B2 (en) * | 2005-12-20 | 2009-04-07 | Yahoo! Inc. | Interactive search engine |
WO2007046711A1 (en) | 2005-10-18 | 2007-04-26 | Sinvent As | Geological response data imaging with stream processors |
AU2006235820B2 (en) | 2005-11-04 | 2008-10-23 | Westerngeco Seismic Holdings Limited | 3D pre-stack full waveform inversion |
FR2895091B1 (fr) | 2005-12-21 | 2008-02-22 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour mettre a jour un modele geologique par des donnees sismiques |
GB2436626B (en) | 2006-03-28 | 2008-08-06 | Westerngeco Seismic Holdings | Method of evaluating the interaction between a wavefield and a solid body |
US7620534B2 (en) | 2006-04-28 | 2009-11-17 | Saudi Aramco | Sound enabling computerized system for real time reservoir model calibration using field surveillance data |
US20070274155A1 (en) | 2006-05-25 | 2007-11-29 | Ikelle Luc T | Coding and Decoding: Seismic Data Modeling, Acquisition and Processing |
US7725266B2 (en) | 2006-05-31 | 2010-05-25 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for 3D frequency domain waveform inversion based on 3D time-domain forward modeling |
US7599798B2 (en) | 2006-09-11 | 2009-10-06 | Westerngeco L.L.C. | Migrating composite seismic response data to produce a representation of a seismic volume |
EP2104869B1 (en) | 2007-01-20 | 2012-01-25 | Spectraseis AG | Time reverse reservoir localization |
US7715986B2 (en) | 2007-05-22 | 2010-05-11 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for identifying and removing multiples for imaging with beams |
JP2009063942A (ja) | 2007-09-10 | 2009-03-26 | Sumitomo Electric Ind Ltd | 遠赤外線カメラ用レンズ、レンズユニット及び撮像装置 |
US20090070042A1 (en) | 2007-09-11 | 2009-03-12 | Richard Birchwood | Joint inversion of borehole acoustic radial profiles for in situ stresses as well as third-order nonlinear dynamic moduli, linear dynamic elastic moduli, and static elastic moduli in an isotropically stressed reference state |
US20090083006A1 (en) | 2007-09-20 | 2009-03-26 | Randall Mackie | Methods and apparatus for three-dimensional inversion of electromagnetic data |
US20090164186A1 (en) | 2007-12-20 | 2009-06-25 | Bhp Billiton Innovation Pty Ltd. | Method for determining improved estimates of properties of a model |
US8577660B2 (en) | 2008-01-23 | 2013-11-05 | Schlumberger Technology Corporation | Three-dimensional mechanical earth modeling |
EP2105765A1 (en) | 2008-03-28 | 2009-09-30 | Schlumberger Holdings Limited | Simultaneous inversion of induction data for dielectric permittivity and electric conductivity |
US8275592B2 (en) | 2008-04-07 | 2012-09-25 | Westerngeco L.L.C. | Joint inversion of time domain controlled source electromagnetic (TD-CSEM) data and further data |
US8494777B2 (en) | 2008-04-09 | 2013-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Continuous microseismic mapping for real-time 3D event detection and location |
US8345510B2 (en) | 2008-06-02 | 2013-01-01 | Pgs Geophysical As | Method for aquiring and processing marine seismic data to extract and constructively use the up-going and down-going wave-fields emitted by the source(s) |
BRPI0918020B8 (pt) | 2008-08-15 | 2020-01-28 | Bp Corp North America Inc | métodos de exploração sísmica |
US20100054082A1 (en) | 2008-08-29 | 2010-03-04 | Acceleware Corp. | Reverse-time depth migration with reduced memory requirements |
US8296069B2 (en) * | 2008-10-06 | 2012-10-23 | Bp Corporation North America Inc. | Pseudo-analytical method for the solution of wave equations |
US7616523B1 (en) | 2008-10-22 | 2009-11-10 | Pgs Geophysical As | Method for combining pressure and motion seismic signals from streamers where sensors are not at a common depth |
US9213119B2 (en) * | 2008-10-29 | 2015-12-15 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition |
US20100118651A1 (en) | 2008-11-10 | 2010-05-13 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for generation of images related to a subsurface region of interest |
US20100142316A1 (en) | 2008-12-07 | 2010-06-10 | Henk Keers | Using waveform inversion to determine properties of a subsurface medium |
US8095345B2 (en) | 2009-01-20 | 2012-01-10 | Chevron U.S.A. Inc | Stochastic inversion of geophysical data for estimating earth model parameters |
US9052410B2 (en) * | 2009-02-12 | 2015-06-09 | Conocophillips Company | Multiple seismic signal inversion |
US8352190B2 (en) * | 2009-02-20 | 2013-01-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for analyzing multiple geophysical data sets |
-
2011
- 2011-08-15 KR KR1020137010553A patent/KR101908278B1/ko active IP Right Grant
- 2011-08-15 CA CA2807575A patent/CA2807575C/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-08-15 CN CN201180046034.9A patent/CN103119552B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2011-08-15 EP EP11831112.5A patent/EP2622457A4/en not_active Withdrawn
- 2011-08-15 WO PCT/US2011/047770 patent/WO2012047378A1/en active Application Filing
- 2011-08-15 BR BR112013002842A patent/BR112013002842A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2011-08-15 SG SG2013008412A patent/SG188191A1/en unknown
- 2011-08-15 AU AU2011312800A patent/AU2011312800B2/en not_active Ceased
- 2011-08-15 RU RU2013119384/28A patent/RU2582480C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2011-08-15 MY MYPI2013000383A patent/MY163568A/en unknown
- 2011-09-09 US US13/229,252 patent/US8775143B2/en active Active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5798982A (en) * | 1996-04-29 | 1998-08-25 | The Trustees Of Columbia University In The City Of New York | Method for inverting reflection trace data from 3-D and 4-D seismic surveys and identifying subsurface fluid and pathways in and among hydrocarbon reservoirs based on impedance models |
US6549854B1 (en) * | 1999-02-12 | 2003-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Uncertainty constrained subsurface modeling |
US20100018718A1 (en) * | 2006-09-28 | 2010-01-28 | Krebs Jerome R | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources |
US20080189043A1 (en) * | 2007-02-06 | 2008-08-07 | Conocophillips Company | Direct Time Lapse Inversion of Seismic Data |
WO2009117174A1 (en) * | 2008-03-21 | 2009-09-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | An efficient method for inversion of geophysical data |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2622457A1 (en) | 2013-08-07 |
CN103119552B (zh) | 2016-06-08 |
SG188191A1 (en) | 2013-04-30 |
AU2011312800B2 (en) | 2014-10-16 |
CA2807575C (en) | 2016-12-13 |
KR101908278B1 (ko) | 2018-10-17 |
RU2013119384A (ru) | 2014-11-10 |
AU2011312800A1 (en) | 2013-04-11 |
MY163568A (en) | 2017-09-29 |
US20120073825A1 (en) | 2012-03-29 |
KR20140014074A (ko) | 2014-02-05 |
EP2622457A4 (en) | 2018-02-21 |
CA2807575A1 (en) | 2012-04-12 |
US8775143B2 (en) | 2014-07-08 |
CN103119552A (zh) | 2013-05-22 |
BR112013002842A2 (pt) | 2016-06-07 |
WO2012047378A1 (en) | 2012-04-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2582480C2 (ru) | Кодирование одновременных источников и разделение источников в качестве практического решения по инверсии полного волнового поля | |
AU2011337143B2 (en) | Simultaneous source inversion for marine streamer data with cross-correlation objective function | |
RU2612896C2 (ru) | Ортогональное кодирование источника и приемника | |
EP2260331B1 (en) | An efficient method for inversion of geophysical data | |
US8437998B2 (en) | Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method | |
EP2067112B1 (en) | Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources | |
RU2570827C2 (ru) | Гибридный способ для полноволновой инверсии с использованием способа одновременных и последовательных источников |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180816 |