CN110471106B - 一种基于滤波器设计的时移地震反演方法 - Google Patents
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Abstract
一种基于滤波器设计的时移地震反演方法，其核心是提供一种基于滤波器设置限制条件的时移地震反演方法，该方法基于常规的时移地震反演技术，不再采用常规的互相关方法，利用正则化建立约束条件，综合储层地质学、油层物理学、数理统计等多学科，将各地层的速度变化更加精确的表示出来，解决四维高分辨率反演的难题。
Description
技术领域
本发明属于石油、天然气地震资料处理领域，特别是在四维地震油藏管理与监测有更重要的作用。
背景技术
在常规的油藏监测中，一般用井中地震数据随时间的变化研究油藏的动态变化，如油藏中油、气、水的变化，地层压力及温度的变化等。但是，常规油藏监测方法有一定局限性，它无法获得大量井间信息，因此，提出了一种新的地震监测技术，即四维地震油藏监测技术。四维地震油藏监测口是在油藏开采过程中，对同一油气田在不同的时间重复进行三维地震测量，利用井中数据对地震数据进行约束、校正及标定，然后将地震数据从井旁向井间外推，获得油藏特征参数(流体、地层压力和温度等)，把重复观测的地震数据进行差异分析，其差异就反映了油藏的变化，达到动态监测油藏的目的。
同一地区在不同时间内采集的地震数据构造形态基本相同，但是在剖面上还是有一些差异。其中的小部分是由于油藏流体变化引起的，而更多的是由于环境、采集和处理等因素引起的，因此必须消除这些不合理的差异。在地震勘探的地下空间中，真正由于油藏部分油、气、水变化引起的地震信号差异非常小，而在非油藏部分，没有流体的变化，在理想条件下，采集的地震数据应该一致。实际上地震数据是间隔性采集的，地震剖面上地震波到达时间、地震振幅、速度、频率和相位也有变化。为了获得由于油藏部分油、气、水变化引起的地震差异，需要对地震数据进行归一化处理，使其尽可能保证非油藏部分剖面一致，而剩下油藏部分的差异可解释为由于油藏内流体变化引起。
目前，常规的时移地震反演方法都会收到地震数据所选取的时窗和噪音的限制。时窗选取的大小和噪音的多少会直接影响到时移地震反演的效果，当时窗选取过小时，噪音太多以致于结果不精确；当时窗选取过大时，又会缺乏有效波而导致结果不好。同样，当前方法主要是逐道进行估算时移的，正则化主要应用于z方向，正则化通常通过强制性平滑来实现，所以会导致估计时移不稳定。
发明内容
本发明的目的是针对于常规技术存在的问题，提供一种基于滤波器设置限制条件的时移地震反演方法，该方法基于常规的时移地震反演技术，不再采用常规的互相关方法，利用正则化建立约束条件，综合储层地质学、油层物理学、数理统计等多学科，将各地层的速度变化更加精确的表示出来，解决四维高分辨率反演的难题，通过计算大大提高了反演精度，降低勘探风险，克服了现有技术存在的缺陷。两种技术通过结果图对比，新技术反演分辨率更高，位置更准确。
为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。
基于滤波器进行时移地震反演的方法，其核心是基于基础数据利用滤波器对检测数据进行滤波，求取新的时移变化量。该方法依次包括以下步骤：
(1)通过现场测量得到地震记录，获得第一个时间上的三维地震波基础数据Base和第二个时间上的三维地震波检测数据Monitor。选取一个合适的滤波器添加到当前矩阵，用来消除两次数据之间的能量差异；
(2)进行线性化处理，将多维度矩阵模型转化为线性模型并进行迭代得到结果；
(3)用
代替[G]来进行正则化处理，即利用Δt进行求导得到最后时移变化的特定范围。
附图说明
图1为本发明的基于滤波器的四维地震时移反演结果图；
图2为时窗为60微秒的常规相关法四维地震时移反演结果图；
图3为时窗为80微秒的常规相关法四维地震时移反演结果图；
图4为时窗为100微秒的常规相关法四维地震时移反演结果图；
图5为本发明的一种基于滤波器设计的时移地震反演方法流程框图。
具体实施方式
下面结合附图和实施案例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施方案用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
请参阅(图5)所示，基于滤波器设计的时移地震反演方法，依次包括以下详细步骤：
步骤一：直接从现场数据中获取第一个时间点上的三维地震波基础数据tb以及第二个时间上的三维地震波检测数据tm。选取一个合适的滤波器L(σ)(式1)，将第二个时间上的数据tm通过滤波器L(σ)后与第一个时间上的数据tb经行对比，基本上消除了前后两个时间上数据的能量差(式2)。
其中，
L(σ)表示本次滤波选取的滤波器；
L1、L2…Ls表示滤波器的滤波因子；
tb表示三维地震波基础数据；
tm表示三维地震波检测数据；
I表示通过正则化将算子简化的单位矩阵；
其中C(σ)的公式为(式3)：
C(σ)＝[L(σ)-L(-σ)] (3)
步骤二：将上述所求得的结果经过线性变化后，得到如下结果(式4)：
diag[C′(σ0)a]Δσ+C(σ)a＝0 (4)
其中，将线性化的公式利用新参数代替，使整个公式得到化简，具体使用的参数公式如下(式5、6、7)：
G＝diag[C′(σ)a] (5)
m＝Δσ (6)
d＝-C′(σ)a (7)
m表示时间应变，它在每层的z方向上是恒定的，但是在空间上是变化的；
d表示基础数据减去检测数据的负残差(运用之前的时移进行求导)；
G表示是由基础数据和检测数据计算得到的矩阵进行求导后对角化得到的结果；
步骤三：为了精确时移的结果，我们对线性化的逆问题进行多次求解，将G的转置添加入公式计算，经过不停的迭代，更新时移的结果(式9)。
(GTG)m＝GTd (9)
为了使反演结果更加稳定，我们可以在线性问题内加入正则化算子R，使最后的时移变化量更精确(式10)。
G表示是由基础数据和检测数据计算得到的矩阵进行求导后对角化得到的结果；
R表示控制模型参数平滑的正则化算子；
λ表示权重标量控制的每一层内的空间平滑模型参数；
m表示时间应变，它在每层的z方向上是恒定的，但是在空间上是变化的；
d表示基础数据减去检测数据的负残差(运用之前的时移进行求导)。
通过上述方法计算后得到反演的结果图像(图1)，(图2、3、4)显示的是通过常规相关分析反演方法得到反演图像，所开时窗分别为60微秒，80微秒，100微秒；从四张图中可以看出，第一张图的效果最好，时移变化最为清晰，反演效果得到了极大的改善。
最后，本申请的方法仅为较佳的实施方案，并非用于限定本发明的保护范围。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围内。
Claims (1)
1.一种基于滤波器设计的时移地震反演方法，其特征在于包括以下步骤：
步骤1，通过现场测量得到地震记录，获得第一个时间上的三维地震波基础矩阵数据Base和第二个时间上的三维地震波检测矩阵数据Monitor；选取一个合适的二维矩阵滤波器与第二个时间上的三维地震波检测矩阵数据进行矩阵乘积后再与第一个时间上的三维地震波基础矩阵数据经行对比，用来消除两次数据之间的能量差异；
其中，所述二维矩阵滤波器如式(1)所示，消除两次数据之间的能量差异计算如式(2)所示：
式中，L(σ)表示本次滤波选取的二维矩阵滤波器；L1、L2…Ls表示滤波器的滤波因子；tb表示三维地震波基础矩阵数据Base；tm表示三维地震波检测矩阵数据Monitor；I表示通过正则化将算子简化的单位矩阵；a表示由三维地震波基础矩阵数据tb和三维地震波检测矩阵数据tm组成的新矩阵；C(σ)为式(3)所示：
C(σ)＝[I-L(σ)] (3)；
步骤2，将步骤1中通过二维矩阵滤波器后的第二个时间上的三维地震波检测矩阵数据tm所得的多维矩阵模型进行线性化处理，将其转化为线性模型并进行迭代处理；
其中，所述线性化处理后的结果如下式(4)所示：
diag[C′(σ0)a]Δσ+C(σ)a＝0 (4)；
式中，a表示由三维地震波基础矩阵数据tb和三维地震波检测矩阵数据tm组成的新矩阵；Δσ表示时间应变，它在每层的z方向上是恒定的，但是在空间上是变化的；C(σ)表示由单位矩阵与滤波器做差后所得的矩阵；
将线性化处理后的公式利用新参数代替，使整个公式得到化简，具体使用的参数公式如式(5)、式(6)、式(7)所示：
G＝diag[C′(σ)a] (5)；
m＝Δσ (6)；
d＝-C′(σ)a (7)；
m表示时间应变，它在每层的z方向上是恒定的，但是在空间上是变化的；
d表示基础数据减去检测数据的负残差，运用之前的时移进行求导；
G表示由基础数据和检测数据计算得到的矩阵进行求导后对角化得到的结果；
步骤3，用
代替[G]来进行正则化处理，具体步骤如下：
为了精确时移的结果，对线性化的逆问题进行多次求解，将G的转置添加入公式计算，经过不停的迭代，更新时移的结果，如式(9)所示：
(GTG)m＝GTd (9)；
为了使反演结果更加稳定，在线性问题内加入正则化算子R，使最后的时移变化量更精确，如式(10)所示：
T表示一种计算方式，表示矩阵的转置；
G表示由基础数据和检测数据计算得到的矩阵进行求导后对角化得到的结果；
R表示控制模型参数平滑的正则化算子；
λ表示权重标量控制的每一层内的空间平滑模型参数；
m表示时间应变，它在每层的z方向上是恒定的，但是在空间上是变化的；
d表示基础数据减去检测数据的负残差，运用之前的时移进行求导。
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