DE69919848T2

DE69919848T2 - Verfahren zum Festellen von räumlichen Änderungen in unterirdischen Schichtstrukturen, Lithologie und Flüssigkeitsgehalt und zur Reduzierung von seismischem Lärm

Info

Publication number: DE69919848T2
Application number: DE69919848T
Authority: DE
Inventors: Paul Van Riel; Paul Johannes Albertus Tijink
Original assignee: Jason Geosystems BV
Current assignee: Fugro NV
Priority date: 1999-06-03
Filing date: 1999-06-03
Publication date: 2005-09-15
Anticipated expiration: 2019-06-04
Also published as: ES2223156T3; EP1058131A1; DK1058131T3; US6401042B1; DE69919848D1; EP1058131B1

Description

TECHNISCHES GEBIET
Die Erfindung bezieht sich auf den wesentlichen Gegenstand Rauschen in seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteins-Eigenschaftsdaten zu reduzieren; das Herleiten unterschiedlicher neuer Daten aus eingegebenen seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschaftsdaten, welche räumliche Änderungen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und den Gesteins-Fluids hervorheben; und auf die Analyse und Interpretation von solchen Daten.
HINTERGRUND DER ERFINDUNG
Seismische Daten werden akquiriert, um Informationen über die Untergrundstruktur, die Stratigraphie, die Lithologie und den Fluids bereitzustellen, die im Gestein enthalten sind. Akquirierte seismische Datenaufzeichnungen sind die Erwiderung auf eine seismische Energiequelle nachdem sie vom Gestein in der Unterfläche hindurchpassiert und reflektiert ist. Seismische Daten können bei oder nahe der Erdoberfläche akquiriert werden oder können entlang Bohrlöchern akquiriert werden. Nach der Akquirierung werden die seismischen Daten typischerweise zu einem Satz von seismischen Spuren bearbeitet, wobei jede Spur die seismische Erwiderung bei einen bestimmten Flächen-x,y-Ort repräsentiert. Die Spur ihrerseits setzt sich aus einer Serie von Proben der seismischen Erwiderung zusammen, die üblicherweise geordnet ist, um mit der zunehmenden seismischen Reisezeit oder, nach einer Tiefen-Konvertierung, mit der zunehmenden Tiefe zu korrespondieren. Abhängig von der Akquirierungs-Geometrie werden üblicherweise die seismischen Spuren bearbeitet und geordnet, um Linien mit im regelmäßigen Abstand voneinander angeordneten Spuren entlang der Fläche zu bilden. Die seismischen Daten entlang solcher Linien können als Schnitte durch die Erde betrachtet werden. Seismischen Daten werden als seismischen 2D-Daten bezeichnet, wenn die Linien in unterschiedlichen Richtungen sind oder relativ zu den Zwischenräumen der Spuren mit einem großen Abstand voneinander angeordnet sind. Seismischen Daten werden als seismische 3D-Daten bezeichnet, wenn die Akquirierung derart ist, dass die Bearbeitung einen Satz von seismischen Linien ergibt, die aufeinanderfolgend geordnet sind und wobei die x, y-Spurenorte ein regelmäßiges Netz bilden, und derart ist, dass der Zwischenraum der seismischen Linien im Wesentlichen in der gleichen Größenordnung wie der Zwischenraum der Spuren in den Linien ist. In der Praxis werden die Linien, entlang welchen die Daten akquiriert werden, Reihenlinien genannt und Linien senkrecht zu den Reihenlinien als Querlinien bezeichnet. 1 zeigt einen seismischen Schnitt mit einer Anzahl von seismischen Datenspuren, der aus dem seismischen 3D-Daten-Würfel genommen worden ist, dessen x, y-Netz in 2 gezeigt ist. Seismische 2D- und 3D- Datensätze werden im Allgemeinen an Computer-Arbeitsplätzen mit spezialisierter Software aufeinanderfolgend analysiert und interpretiert, um die Untergrundstruktur, die Stratigraphie, die Lithologie und Fluids zu offenbaren und um so den Ort, die Struktur, die Stratigraphie, die Lithologie und die Fluid-Verteilung von Kohlenwasserstoff-Reservoiren, zugehörigen Wasserschichten und anderen Untergrundeigenschaften von Interesse vorherzusagen. 3 zeigt eine Struktur-Interpretation der seismischen Daten aus 1. Diese Interpretation skizziert die Gesamtreservoir-Zone, innerhalb welcher hohe seismische Amplituden zu Öl-Sanden korrelieren. Die Interpretation zeigt auch strukturelle und stratigraphische Relationen. Strukturelle Relationen werden typischerweise auf Verwerfungen bezogen, zum Beispiel zeigt in 3 die Interpretation wie die von den Horizonten definierten Schichten durch die Verwerfungen unterbrochen sind. Stratigraphische Relationen werden typischerweise auf Sedimentation und Erosion bezogen. Beispielsweise kann eine Interpretation zeigen, wie eine Erosionsfläche tieferliegende Schichten bricht.
Die Amplituden der seismischen Daten werden primär durch die Stärke der Reflektion der seismischen Wellen an Schichtgrenzen ermittelt. Die Reflektionsstärke wird wiederum durch Änderungen in bestimmten physikalischen Parametern des Gesteins festgestellt, wenn man von einer Schicht zu der nächsten geht. Diese physikalischen Parameter werden durch die physikalischen Eigenschaften der Gesteinsmatrix ermittelt, d.h. das Gestein mit leeren Gesteinsporen und Fluids, die in den Poren enthalten sind, werden gemeinsam als 'Gesteinseigenschafts-Daten' bezeichnet. Änderungen in der Gesteinsmatrix können durch Änderungen in der Lithologie (Gesteinsmineralzusammensetzung und -Aufbau) verursacht werden. Fluids-Änderungen gehen aus Änderungen des Fluid-Typs: Wasser, Öl und Gas; oder Eigenschafts-Änderungen des Fluid-Typs hervor. Unter Verwendung moderner Computeralgorithmen können Gesteinseigenschafts-Daten aus den Amplituden der seismischen Daten beurteilt werden. Gesteinseigenschafts-Daten, welche direkt aus seismischen Daten beurteilt werden können, weisen die akustische Impedanz, die elastische Impedanz, die Druckwellengeschwindigkeit, die Schubwellengeschwindigkeit und die Dichte auf. Ferner können Gesteinseigenschafts-Daten auch direkt oder indirekt unter Verwendung von funktionalen, statistischen oder anderen Relationen zwischen den unterschiedlichen Gesteinseigenschaften hergeleitet werden. Seismisch hergeleitete Gesteinseigenschafts-Daten können direkt zum Analysieren von Änderungen in der Lithologie und den Fluids in Schichten verwendet werden. Auch wird Information über die Struktur und Stratigraphie erhalten und oftmals sogar gegenüber den seismischen Daten vergrößert. Das Verwenden von seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten in der Untergrund-Analyse und -Interpretation wird daher oftmals vor dem Verwenden von seismischen Reflektionsdaten bevorzugt, oder wird im Zusammenhang mit der seismischen Datenuntergrund-Analyse und -Interpretation ausgeführt. Aus dem gleichen Grund wird das betreffende Verfahren vorzugsweise für seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten verwendet. 4 zeigt den gleichen Schnitt wie 1, zeigt aber nun einen Schnitt durch einen akustischen Impedanz-Gesteinseigenschafts-Würfel, der aus den seismischen Reflektionsdaten hergeleitet ist. Änderungen in der akustischen Impedanz ergeben sich aus Änderungen von seismischen Reflektionskoeffizienten. Mit anderen Worten ist die akustische Impedanz eine Schichteigenschaft, wohingegen die seismischen Reflektionskoeffizienten sich auf die Schichtgrenzflächen beziehen. Die Analyse der Unterschiede zwischen den seismischen Daten und den akustischen Impendanz-Daten offenbart, dass ölhaltige Sande und deren Grenzen genauer aus den akustischen Impedanzdaten als aus den seismischen Daten an sich interpretiert werden können.
Zum Charakterisieren einer interpretierten Horizont- oder Verwerfungsebene kann die Inklination und der Azimut an jedem Horizont-Punkt berechnet werden. Wie in 5 dargestellt, ist die Inklination bei einem Horizont-Punkt der Winkel aus der Vertikalen zu dem Gradientenvektor einer Ebenen-Tangente zu der Horizont-Fläche bei dem Horizont-Punkt. Der Azimut ist der Winkel der Projektion des Gradientenvektors auf eine horizontale Ebene, welcher im Uhrzeigersinn im Wesentlichen relativ zum Norden berechnet wird.
Ein Schlüssel-Aspekt der seismisch und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten ist, dass im Allgemeinen diese Daten keine ausreichenden Informationen enthalten, um bei jeder Probe all die benötigten Daten über die Struktur, die Stratigraphie, die Lithologie und das Fluid bei der Probe zu ermittelt. Zusätzliche Information wird durch Analysieren und Interpretieren räumlicher Variationen in den seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten bereitgestellt. Beispielsweise kann aus dem Charakter einer räumlichen Änderung ermittelt werden, ob die Änderung von einer Änderung in der Struktur herrührt, beispielsweise einer Verwerfung, oder von einer Änderung in der Lithologie oder in den Fluids herrührt. Das Problem ist, dass die Information über die räumlichen Variationen oftmals aus den seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten nicht einfach wahrzunehmen ist oder bereits quantifiziert ist. Dies motiviert den Bedarf für Verfahren, welche Daten generieren, welche räumliche Änderungen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und den Fluids hervorheben, und für Verfahren zum Analysieren und zum Interpretieren solcher Daten.
Es wurden Verfahren beschrieben, welche sich auf das Berechnen bestimmter Messgrößen von räumlichen Diskontinuitäten konzentrieren, die nur seismische Daten verwenden. Diese Verfahren wenden nicht die Information an, welche bei einer Interpretation der seismischen Daten gewonnen wird. Das vorgeschlagene Verfahren weicht von den existierenden Verfahren ab, in dem ein Untergrundmodell verwendet wird, welches auf eine vorhandene Interpretation basiert, um die Berechnung von neuen Typen von Messgrößen aus räumlichen Änderung in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und den Fluids zu betreiben. Diese Messgrößen werden aus Änderungen in den Amplituden von seismischen Daten oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten entlang Horizonten hergeleitet. Eine solche Messgröße ist der Gradient der Amplituden, der zur Unterscheidung von einem Gradient einer geometrischen Fläche als der Eigenschafts-Gradient bezeichnet wird. Dieser Eigenschafts-Gradient wird an jedem Horizont-Punkt ermittelt, in dem eine Fläche durch Amplituden an dem Horizont-Punkt und den umgebenden Horizont-Punkten angepasst wird und in dem der Gradienten dieser Fläche berechnet wird. Große Gradienten korrespondieren zu schnellen, seitlichen Änderungen. Ein alternatives Verfahren zum Charakterisieren der Amplituden-Änderungen ist, in dem durch Filtern die Amplitudendaten entlang des Horizonts geglättet werden und dann der Unterschied der gefilterten und eingegebenen Daten als Messgröße der Änderungsrate der Amplituden erfasst wird. Solche Filterbetätigungen reduzieren auch das Rauschen und stellen als solches eine neuen Art und Weise bereit zum Reduzieren von Rauschen in den eingegebnen, seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten.
ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG
Die Erfindung stellt bereit einen neuen und verbesserten Prozess zum Reduzieren von Rauschen in seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten; zum Erzeugen von Daten, die Informationen über die räumliche Variation der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und dem Fluidgehalt aus seismisch und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten offenbaren; und zum Analysieren und zum Interpretieren der Daten. Das Verfahren verwendet als Eingabe seismische oder seismisch hergeleitete Gesteinseigenschafts-Daten und eine Interpretation von diesen Daten. Aus der Interpretation wird ein Untergrundmodell gebildet, welches im Folgenden als Erdmodell bezeichnet wird. Die Prozessberechnungen werden durch dieses Erdmodell betrieben. Kurz dargestellt, sind die Hauptschritte der 3D-Version des Prozesses:
Erhalten seismischer oder seismisch hergeleiteter Gesteinseigenschafts-Daten; interpretieren dieser Daten zum Definieren der Horizonte und Verwerfungen, welche Grenzen von Schichten von Interesse bilden; Bilden aus den Horizonten und Verwerfungen und der Stratigraphie und den strukturellen Beziehungen zwischen den Horizonten und Verwerfungen eines Erdmodell, wobei die eingegebenen Horizonte und Verwerfungen die Grenzen der Erdmodell-Hauptschichten bilden; geleitet von der Stratigraphie und den strukturellen Relationen unterteilen jeder Erdmodell-Hauptschicht in Mikroschichten, die von Mikroschicht-Horizonten begrenzt sind, die bei seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-x,y-Rasterpunkten definiert sind, sodass die Mikroschicht-Horizonte die innere Struktur von jeder der Erdmodell-Hauptschichten definieren; herausfinden für jeden Rasterpunkt von jedem Mikroschicht-Horizont der räumlichen Koordinaten eines Satzes von umgebenden Rasterpunkten auf dem Mikroschicht-Horizont, welche miteinander ein Mikroschicht-Horizont-Flächensegment definieren; Drehen des Mikroschicht-Horizont-Flächensegments in Reihenlinien- und Querlinien-Richtung über einen anwender-definierten Winkelbereich mit einer anwender-definierten Schrittgröße um den momentanen Definitionspunkt herum, um die räumlichen Koordinaten des gedrehten Mikroschicht-Horizont-Flächensegments zu definieren; Extrahieren für dieses Mikroschicht-Horizont-Flächensegment der korrespondierenden seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Datenamplituden; Berechnen aus diesen extrahierten Amplituden von einer oder von mehreren Messgrößen für die Änderungsrate dieser Amplituden entlang dem momentanen, gedrehten Mikroschicht-Horizontsegment durch Berechnen der Größe des Gradienten oder durch Verwendung verschiedenartiger Filter, der Richtung des Gradienten und der Filter-Ausgaben;
Wiederholen für alle Winkel sowohl in Reihenlinien- als auch Querlinien-Richtung; Ermitteln für jede Messgrößen-Änderungsrate der Winkeln, wobei die Messgrößen-Änderungsrate minimal ist und für diese Winkel Speichern als Ausgabe-Daten der Winkel-Inklination und des -Azimuts, der Messgrößen-Änderungsrate, der Gradientenrichtung und den Filter-Ausgaben; Wiederholen dieses Prozesses für alle Rasterpunkte auf jedem Mikroschicht-Horizont und für alle Mikroschicht-Horizonte; Ausgeben der Ergebnisse in der Form eines Satzes von Mikroschicht-Horizonten, wobei jeder Mikroschicht-Horizont-Punkt die korrespondierenden Prozess-Ausgabe-Daten enthält; Generieren einer zusätzlichen Ausgabe durch Interpolieren der Mikroschicht-Horizonte an die seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Raster;
Analysieren und Interpretieren der Ausgabe-Daten, welche die Information über räumliche Änderungen enthalten, um seitliche Variationen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluidverteilung vorherzusagen. Die Analyse und Interpretation der interpolierten Ausgabe-Daten kann an standardmäßigen, seismischen Arbeitsplätzen durchgeführt werden, die Schnitt, Karten- und 3D-Ansichten und Interpretationswerkzeuge verwenden. Die Mikroschicht-Horizonte an sich können auf eine neue Art und Weise analysiert und interpretiert werden, wodurch die Mikroschicht-Horizonte in Karten- (siehe 8, 9 und 10) oder in 3D-Ansicht betrachtet werden, und wobei der Anwender durch den Stapel von Mikroschicht-Horizonten blättern kann, um Änderungen entlang den Mikroschicht-Horizonten zu beurteilen.
Die erzeugten Ausgabe-Daten heben Informationen über seitliche Variationen in der Untergrundstrukturen, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluidverteilung hervor, die nicht direkt aus den eingegebenen seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten offensichtlich sind. Zusätzlich enthalten die erzeugten Ausgabe-Daten gefilterte Versionen der eingegebenen seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten, in welchen Rauschen reduziert ist und daher verwendet werden können, um bei der standardmäßigen seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten-Analyse und -Interpretation von Nutzen zu sein.
Der Prozess wird mittels eines geologischen Modells betrieben, welches im Wesentlichen nicht dazu tendiert, detaillierte Änderungen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluidverteilung zu erfassen. Der Prozess kompensiert geometrische Ungenauigkeiten in dem geologischen Modell mittels der spezifizierten Winkelperturbations-Prozedur. Tatsächlich können, basierend auf einem sehr einfachen Modell, nützliche Daten mit dem betreffenden Prozess generiert werden. In seiner einfachsten Form setzt sich solch ein Modell aus einer Schicht zusammen, die von zwei parallelen Horizonten begrenzt ist. Der Prozess kann auch ohne irgendeine Winkelperturbation (Winkelbereich=0) durchgeführt werden. In solch einem Fall kann die Ausgabe verwendet werden, um die räumlichen Änderungen in der Struktur, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluidverteilung relativ zu dem geometrischen Modell an sich zu bewerten. In der praktischen Anwendung kann der Prozess aufeinanderfolgende Male angewendet werden, wobei die Ausgabe verwendet wird, um das geometrische Modell zu verbessern, welches umgekehrt verwendet wird, um verbesserte Daten über räumlichen Änderungen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluidverteilung zu generieren.
Die Erfindung ist insbesondere für die Kohlenwasserstoff-Exploration, den -Aufschluss und die -Gewinnung zum Ermitteln der Struktur, der Stratigraphie, der Lithographie und der Fluidverteilung in Kohlenwasserstoffreservoiren und zugehörigen wasserführenden Schichten, und zum Ermitteln einer Fluidbewegung aus seismischen Vermessungen anwendbar, die über einem Reservoir zeitlich wiederholt werden, wie es aufgebraucht wird. Die von dem Prozess erzeugten Daten offenbaren wie sich die Struktur, die Stratigraphie, die Lithologie und die Fluidverteilung räumlich ändern und wie schnell solche Änderungen sind. Schnelle Änderungen können auf Außen-Reservoirgrenzen oder Grenzen zwischen unterschiedlichen Reservoireinheiten und Fluidkontakte hinweisen. Subtilere Änderungen können beispielsweise auf zunehmende oder abnehmende Porosität und den % von kohlenwasserstoffhaltigen Gestein gegenüber nichtwasserstoffhaltigen Gestein hinweisen. Daten, die von dem Prozess generiert werden, können Details über räumliche Änderungen in der Struktur, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluidverteilung offenbaren, welche nicht leicht detektiert werden, wenn mit den seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten gearbeitet wird. Auf ähnliche Weise kann, wenn der Prozess angewendet wird, um seismische Vermessungen zu wiederholen, eine verbesserte Detektion der zeitlichen Bewegung von den Fluidgrenzen erreicht werden.
Der Prozess ist nicht auf die Anwendung in der Kohlenwasserstoff-Exploration, die -Gewinnung und den -Aufschluss limitiert. Jede Analyse und Interpretation von seismisch oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten mit dem Zweck die Untergrundstruktur, die Stratigraphie, die Lithologie und die Fluidverteilung zu bestimmen, kann von dem Prozess profitieren.
KURZBESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN
1 ist ein Beispiel eines seismischen Schnitts aus einem seismischen 3D Würfel. Gezeigt sind Spuren mit x-Positionen, die von 32 bis 110 reichen, und einer y-Position 251. Die seismische Erwiderung an jeder Spur ist als Funktion der Reisezeit t gezeigt. Die seismischen Amplituden sind für eine positive Ablenkung mit Schwarz gefüllt und für eine negative Ablenkung ungefüllt. Die Größe der Ablenkungen zeigt die Stärke der Grund-Reflektionen aus der Erde an.
2 zeigt das x,y-Raster der Spuren, welche den 3D-Würfel aufweisen, aus welchem der Schnitt in 1 seinen Ursprung hat. Die Linie bei der y-Position 251 und den x-Positionen, die von 32 bis 110 reichen, korrespondiert mit dem seismischen Schnitt aus 1.
3 zeigt den seismischen Schnitt aus 1 mit einer eingeblendeten Interpretation von einigen der wichtigsten strukturellen und stratigraphischen Eigenschaften des Untergrundes. Solche Interpretationen werden üblicherweise durch Verwenden von Computergraphik-Arbeitsplätzen mit spezieller, seismischer Interpretationssoftware erzielt. Auf dem Computerbildschirm werden, geführt von den dargestellten seismischen Daten, Horizonte und Verwerfungen digitalisiert. Die Interpretation auf 3 zeigt die Inklination der statisgraphischen Einheiten, innerhalb welcher die Speichersande liegen, und zeigt einige der Verwerfungen, welche das Reservoir in unterschiedliche Einheiten brechen.
4 zeigt einen Schnitt von seismisch hergeleiteten Gesteins-Eigenschaftsdaten, in diesem Fall akustische Impedanz, entlang der gleichen Linie wie 1.
5 stellt die Definition der Inklination und des Azimuts dar, um die Geometrie einer Oberfläche zu charakterisieren.
6 ist ein Flussdiagramm, welches die Prozessschritte in einer Ausführungsform des neuen Verfahrens zeigt.
7 ist ein Beispiel des Erdmodells, welches aus der Interpretation von dem aus 3 gebaut ist, welche zeigt, wie die Mikroschicht-Horizonten innerhalb der Schichten verlaufen, welche von der eingegebenen Interpretation definiert sind.
8 zeigt die absolute Größe der Eigenschafts-Gradienten auf den Rasterpunkten eines Mikroschicht-Horizontes. Die hohen Amplituden, welche von den Pfeilen angezeigt sind, zeigen klar eine Verwerfung.
9 zeigt den Eigenschafts-Gradienten-Azimut auf den Rasterpunkten von einem anderen Mikroschicht-Horizont. Die hohen Amplituden, welche von den Pfeilen angezeigt sind, zeigen klar Mehrfach-Verwerfungen.
10 zeigt die absolute Größe des Eigenschafts-Gradienten auf den Rasterpunkten von noch einem anderen Mikroschicht-Horizont, welcher durch einige Speichersande verläuft. Die Eigenschafts-Gradienten-Größe zeigt klar Unterschiede in der seitlichen Kontinuität der Speichersande an. Im Bereich A skizziert die Eigenschafts-Gradienten-Größe einen Speichersand mit guter seitlicher Kontinuität, wohingegen im Bereich B die schnelle, seitliche Variation der Eigenschafts-Gradienten-Größe anzeigt, dass die Speichersande eine schlechte seitliche Kontinuität aufweisen.
DETAILLIERTE BESCHREIBUNG
Die Erfindung kann in vielen unterschiedlichen Formen verwirklicht werden. Die Offenbarung und Beschreibung der Erfindung in den Zeichnungen und in jener Beschreibung sind illustrativ und dazu erklärend und verschiedenartige Änderungen in der Reihenfolge von Bearbeitungsschritten, der Parameter in der Bearbeitung und von den Prozessdetails können gemacht werden, ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen.
6 stellt die Schritte in dem neuen Prozess in der Form eines Flussdiagramms dar. Es gibt für den Prozess drei Typen von eingegebenen Daten: Seismische Daten, seismisch hergeleitete Gesteinseigenschafts-Daten und ein sogenanntes 'Erdmodell'. Die verbindliche Eingabe setzt sich aus einem Erdmodell und mindestens aus einem seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Datensatz zusammen.
Schritt 100 zeigt die Eingabe der seismischen Daten. Obwohl dies keine notwendige Bedingung ist, wird angenommen, dass die eingegeben Daten in die Form eines 2D- oder 3D-Datensatzes verarbeitet worden sind, der zur seismischen Dateninterpretation verwendet wird, d. h. die Datensätze setzten sich aus Sätzen von seismischen Spuren zusammen, die in Linien geordnet sind, wobei jede Spur eine x, y-Koordinate hat und jeder Datenpunkt der Spur mit einer bestimmten seismischen Reisezeit oder Tiefe (t oder z) korrespondiert.
Herkömmlicherweise wird ein Datensatz aus dem Bearbeiten zur weiteren Analyse und Interpretation erzielt. Zunehmend spezielle Prozesse werden angewendet, um bestimmte Untergrundeigenschaften gegenüber einem routinemäßig bearbeiteten Datensatz zu verstärken. Beispielsweise können seismische Datensätze generiert werden, welche Informationen über seismische Wellen enthalten, welche über einen bestimmten Winkelbereich reflektiert wurden, da diese die Möglichkeit vergrößern können, Fluidgrenzen zu detektieren. Daher sind mehrfache, seismische Datensätze, welche die gleiche Untergrundzone abdecken, zunehmend zur Analyse und Interpretation verfügbar. Ein anderes Beispiel sind seismische Zeitrafferdaten, wobei seismische Daten mehrere Male über eine Reservoir-Gewinnung akquiriert werden. In diesem Fall können Unterschiede zwischen den seismischen Datensätzen Informationen über Änderungen in Fluidgrenzen offenbaren, wie Kohlenwasserstoffe gewonnen werden.
Schritt 110 zeigt die Eingabe von seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten. Seismisch hergeleitete Gesteinseigenschafts-Daten können direkt verwendet werden zum Analysieren von Änderungen in der Lithologie und den Fluids in Schichten. Auch wird Information über die Struktur und die Stratigraphie erhalten und gegenüber seismischen Daten oftmals sogar verbessert. Das Verwenden von seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten in der Untergrundanalyse und -Interpretation wird daher oft gegenüber dem Verwenden von seismischen Reflektionsdaten bevorzugt oder wird im Zusammenhang mit der seismischen Datenuntergrund-Analyse und -Interpretation getan. Aus dem gleichen Grund wird das betreffende Verfahren vorzugsweise an seismisch hergeleitete Gesteinseigenschafts-Daten angewendet.
Jede der beschriebenen Typen von seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Datensätzen und andere, ähnliche Datensätze können in dem unten ausführlich beschriebenen Prozess angewendet werden. In der Praxis wird der Prozess an mehreren Datensätzen angewendet, da jeder Datensatz unterschiedliche Aspekte von räumlichen Änderungen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und den Fluids hervorheben kann.
Schritt 120 ist zum Eingeben des Erdmodells für den Untergrundbereich von Interesse. 7 zeigt ein Beispiel. Das Erdmodell wird aus einer Interpretation von Untergrund- Horizonten und -Verwerfungen aus den seismischen Daten, von denen ein Teil in 1 gezeigt ist, und/oder aus korrespondierenden, seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten, von denen ein Teil in 4 gezeigt ist, und/oder Ausgabe-Daten von dem betreffenden Prozess, und aus den geometrischen Relationen zwischen diesen Horizonten und Verwerfungen ermittelt. Aus diesen Informationen kann ein Erdmodell generiert werden, welches sich aus einem Satz von Schichten zusammensetzt, wobei für jede Schicht die Grenzen aus den eingegebenen Horizonten und Verwerfungen ermittelt werden und wobei innerhalb jeder Schicht ein Satz von Horizonten generiert wird, welche die sogenannten Mikroschichten für jene Schicht definieren. Die Geometrie jener Mikroschicht-Horizonten kann auf unterschiedliche Wege modelliert werden, um das Sedimentmuster innerhalb jeder Erdmodellschicht zu akquirieren. Im Allgemeinen werden die Erdmodell-Eingabe-Horizonte, die vom Anwender definierten Referenz-Horizonte oder eine Kombination aus diesen Horizonten verwendet, um die Erzeugung der Mikroschicht-Horizonte zu leiten. Im Falle einer komplexen Sedimentation können zum Generieren der Mikroschicht-Horizonte hochentwickeltere Verfahren angewendet werden. Die Vertikalauflösung dieser Mikroschicht-Horizonten kann variieren, muss aber bis ungefähr unter dem vertikalen Zeit oder Tiefenproben-Intervall der eingegebenen seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten sein, um die von dem betreffenden Prozess extrahierten Informationen zu maximieren. Die Mikroschicht-Horizonte können auf dem gleichen x, y-Raster definiert werden wie die eingegebenen seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Raster, obwohl dies keine notwendige Bedingung ist. Das beschriebene Erdmodell kann von einfach, für den Fall, wenn das Ziel ist, die wichtigsten, räumlichen Änderungen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und den Fluids unter Verwendung des betreffenden Prozesses zu erfassen, oder bis zu sehr detailliert reichen, für den Fall, wenn das Ziel ist, subtilere, räumliche Änderungen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und den Fluids zu erfassen. In seiner einfachsten Form basiert das Erdmodell auf zwei parallelen Horizonten mit den dazwischenliegenden Mikroschichten, die auch zu den eingegebenen Horizonten parallel verlaufen. Sehr detaillierte Erdmodelle werden durch detaillierte Interpretation der verfügbaren seismischen Daten, seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten und von Daten hergeleitet, die vom betreffenden Prozess generiert werden. Wenn das Erdmodell detaillierter wird, verbessert sich die Genauigkeit mit welcher die Mikroschichtung des Erdmodells die Untergrundstruktur und die Stratigraphie erfasst.
Der nächste Schritt ist zum Erzeugen der Ausgabe-Daten entlang den Mikroschicht-Horizonten und den gedrehten Mikroschicht-Horizonten, welche lokal gedreht werden, um Rauschen optimal zu reduzieren und um räumliche Variationen in der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und den Fluids zu erfassen. Die Ausgabe setzt sich aus unterschiedlichen Messgrößen der Änderungsrate der seismischen Daten oder der seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten relativ zu den Mikroschicht-Horizonten oder lokal gedrehten Mikroschicht-Horizonten, der Richtung, in welcher die Änderungsrate für jede dieser Messgrößen am größten ist, der korrespondierenden Dreh-Inklination und dem korrespondierenden Azimut und der Filterausgabe der angewendeten Filter zusammen. Der Algorithmus wird hier in einer Form dargestellt, welches zum Offenbaren am geeignetesten ist, kann aber einfach in andere Formen modifiziert werden, ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen. Die Schlüssel-Kalkulationsschritte für die 3D-Version des Prozesses, wie sie an einem eingegebenen seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Würfel angewendet werden, sind:
Für jeden Mikroschicht-Horizont:
Definieren des ausgewählten Mikroschicht-Horizonts als den 'momentanen Horizont' (Schritt 200).
Für jeden Rasterpunkt auf dem momentanen Horizont:
Definieren des ausgewählten Rasterpunkts als den 'momentanen Rasterpunkt', herausfinden seiner zugehörigen (x, y, t oder z)-Koordinaten und durch Interpolation der seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschaft-Eingabe-Daten berechnen der Amplitude beim momentanen Rasterpunkt (Schritt 210).
Basierend auf einem von einem Anwender angegebenen Abstands-Kriterium, typischerweise zwischen 25 und 500 Metern, herausfindend eines Satz von Rasterpunkten auf dem momentanen Horizont um den momentanen Rasterpunkt herum und bestimmen ihrer (x, y, t oder z)-Koordinaten. Dieser Satz von Punkten, der den momentanen Rasterpunkt aufweist, wird als das 'momentane Mikroschicht-Horizont-Segment' definiert (Schritt 220).
Für jeden Winkel in Reihenlinien-Richtung, der aus einem von einem Benutzer bestimmten Reihenlinien-Mikroschicht-Horizont-Segment-Drehwinkelbereich und -Inkrement berechnet wird:
Drellen des momentanen Mikroschicht-Horizont-Segments um den momentanen Rasterpunkt herum gemäß dem momentanen Reihenlinien- und Querlinien-Winkel, um das 'gedrehte, momentane Mikroschicht-Horizont-Segment' und die Koordinaten (x', y', t' oder z') der gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segment-Rasterpunkte zu definieren (Schritt 230). Durch Interpolation der seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Eingabe-Daten berechnen der Amplitude an jedem Punkt des gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segments, um den Satz von Daten zu definieren, die sich aus (a, x', y', t' oder z') an jedem Punkt zusammensetzen, wobei a die Amplitude für jenen durch die Interpolation berechneten Punkt ist (Schritt 240). Aus dem gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segment und den (a, x', y', t' oder z')-Daten der Segmentpunkte berechnen des Gradienten der Amplituden (a) oder, falls der Anwender Gewichtungen für die Punkte des gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segments definiert hat, wird der Gradient durch berücksichtigen der Gewichtung berechnet (beispielsweise wird ein Punkt, welcher eine Gewichtung w gegenüber dem momentanen Punkt aufweist, mit einer Gewichtung w in der Gradient-Berechnung gezählt). Der Gradient wird als ein 'Eigenschafts-Gradient' bezeichnet, um ihn von dem geometrischen Gradient der Fläche zu unterscheiden, die von den Punkten (x', y', t' oder z') definiert ist. Der berechnete Eigenschafts-Gradient wird sowohl im ungewichteten als auch im gewichteten Fall als Eigenschafts-Gradient bezeichnet (Schritt 250). Berechnen der absoluten Größe des Eigenschafts-Gradienten. Die absolute Größe des Eigenschafts-Gradienten wird als eine Messgröße der Änderungsrate gespeichert (Schritt 260).
Berechnen der Richtung des Eigenschafts-Gradienten, durch Projizieren von ihm auf die x, y-Ebene und dann Aufnehmen des Winkels relativ zum Norden. Der Winkel wird gespeichert (Schritt 270).
Filtern der Amplitude des gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segments mittels eines Satzes von anwender-definierten Filtern. Geeignete Filter weisen einen mittelwertbildenden Filter und jeden der verschiedenartigen, nicht linearen Filter wie beispielsweise einen Median-Filter auf. Gewichtungen, welche von dem Anwender definiert sind, können in der Filterbetätigung auf ähnliche Weise zugewiesen werden wie sie in der gewichteten Eigenschafts-Gradient-Berechnung (Schritt 280) verwendet werden.
Nach dem Filtern speichern des Filter-Ausgabewerts für jeden angewendeten Filtertyp. Ferner, berechnen für jeden Filtertyp des Unterschieds zwischen der Filterausgabe und dem Amplitudenwert (a) am momentanen Rasterpunkt und speichern dieser Werte als weitere Messgrößen der Änderungsrate (Schritt 290).
Speichern der Reihen- und Querlinien-Drehwinkel mit der korrespondierenden Messgrößen-Änderungsrate, der Eigenschafts-Gradient-Richtung und der Filterausgaben (Schritt 300).
Beende Schleife über alle Querlinien-Winkel. Beende Schleife über alle Reihenlinien-Winkel. Für jede Messgrößen-Änderungsrate:
Definieren der Messgrößen-Änderungsrate als die 'momentane Messgrößen-Änderungsrate' (Schritt 400).
Wiedergewinnen der folgenden Daten, die für den momentanen Rasterpunkt gespeichert sind, aus dem Speicher und combilieren in eine Liste für alle Reihenlinien- und Querlinien-Winkelkombinationen: Reihenlinien-Winkel, Querlinien-Winkel, Wert der momentanen Messgrößen-Änderungsrate, Eigenschafts-Gradientenrichtung und im Falle einer Filterung den Filterausgabewert und den Unterschied zwischen dem Filterausgabewert und dem Amplitudenwert an den momentanen Rasterpunkt (Schritt 410).
Aus der Liste die Eintragung finden, für welche der Absolutwert der momentanen Messgrößen-Änderungsrate minimal ist (Schritt 420). Berechnen der Inklination und des Azimuts aus dem Reihenlinien-Winkel und dem Querlinien-Winkel, welche mit jener Eintragung korrespondieren. Jene Inklination und jener Azimut messen die Perturbation des gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segments, welches mit der minimalen Messgrößen-Änderungsrate gegenüber dem momentanen Mikroschicht-Horizont-Segment korrespondiert. Bei dieser Eintragung auch extrahieren des Werts der momentanen Messgrößen-Änderungsrate, der Eigenschafts-Gradientenrichtung, der Amplitude bei den momentanen Rasterpunkt und im Fall einer Filterung des Filterausgabewerts und des Unterschied zwischen dem Filterausgabewert und dem Amplitudenwert bei dem momentanen Rasterpunkt. All jene kalkulierten und extrahierten Werte werden gemeinsam als die 'Ausgabe-Attribute' bezeichnet (Schritt 430).
Speichern der Ausgabe-Attribute bei dem momentanen Rasterpunkt (Schritt 440).
Beende Schleife über alle Messgrößen-Änderungsraten.
Beende Schleife über alle Rasterpunkte des momentanen Mikroschicht-Horizonts.
Beende Schleife über alle Mikroschicht-Horizonte.
Für jede Messgrößen-Änderungsrate:
Ausgeben der gespeicherten Informationen an eine Datei, welche auf Computerdiskette festgehalten wird oder im Computerspeicher festgehalten wird, derart organisiert, dass aus ihm Horizonte bereits extrahiert sind, wobei jeder Horizont mit einem Mikroschicht-Horizont korrespondiert und verknüpft mit ihm an jedem Horizont-Definitionspunkt die korrespondierende Ausgabe-Attribute hat. Diese Ausgabe wird ferner als 'Mikroschicht-Horizont-Ausgabe' bezeichnet (Schritt 600).
Beende Schleife über jede Messgrößen-Änderungsrate.
Für jede Messgrößen-Änderungsrate:
Räumliche Interpolation jedes Ausgabe-Attributs auf das (x, y, t oder z)-Raster oder die Unter-Rasterpunkte der eingegebenen seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten, welche in den Prozess-Berechnungen verwendet werden. Alternativ wird ein anwenderdefiniertes Raster verwendet. Diese Ausgabe wird ferner als 'verrasterte Ausgabe' (Schritt 610) bezeichnet.
Ausgeben der verrasterten Ausgabe an eine Datei, die auf einer Computerdiskette festgehalten wird oder in einem Computerspeicher festgehalten wird (Schritt 620).
Beende Schleife über jede Messgrößen-Änderungsrate.
Dieser Algorithmus wird bei allen verfügbaren, eingegebenen seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Würfeln angewendet.
8, 9 und 10 zeigen Beispielausgaben des neuen Verfahrens. 8 zeigt die absolute Größe des Eigenschafts-Gradienten auf den Rasterpunkten eines Mikroschicht-Horizonts. Die hohen Amplituden, die von den Pfeilen angezeigt sind, zeigen klar eine Verwerfung. 9 zeigt den Eigenschafts-Gradienten-Azimut auf den Rasterpunkten von einem anderen Mikroschicht-Horizont. Die hohen Amplituden, welche von den Pfeilen angezeigt sind, zeigen klar mehrere Verwerfungen. 10 zeigt die absolute Größe des Eigenschafts-Gradienten auf den Rasterpunkten von noch einem anderen Mikroschicht-Horizont, der durch einige Speichersande verläuft. Die Eigenschafts-Gradienten-Größe zeigt klar Unterschiede in der seitlichen Kontinuität der Speichersande. Im Bereich A skizziert die Eigenschafts-Gradienten-Größe einen Speichersand mit einer guten seitlichen Kontinuität, wohingegen im Bereiche B die schnelle seitliche Variation der Eigenschafts-Gradienten-Größe anzeigt, dass diese Speichersande eine geringe seitliche Kontinuität aufweisen.
Der oben spezifizierte Eigenschafts-Gradient wird durch Einpassen einer Fläche durch die Amplituden der Punkte des gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segments berechnet, wobei die ergänzten Gewichtungen verwendet werden, um die Verteilung von bestimmten Punkten in dem Segment zu akzentuieren oder zu de-akzentuieren. Viele unterschiedliche Algorithmen zur Flächeneinpassung sind verfügbar. Die einzupassende Fläche kann auch variieren und kann eine Ebene, ein Bicubic Spline oder eine andere parametrische Flächen sein. In der bevorzugten Ausführungsform wird dem Anwender eine Auswahl an Optionen für den passenden Algorithmus und Flächentyp angeboten. Der Eigenschafts-Gradient wird aus der Fläche an dem momentanen Definitionspunkt berechnet und in der Form der absoluten Größe des Gradienten und des korrespondierenden Azimuts ausgegeben.
Im End-Schritt werden die verrasterten Ausgabe-Daten in graphische Arbeitsplätze geladen mit standardmäßiger, verfügbarer seismischer Dateninterpretations-Software zur weiteren Analyse und Interpretation der Informationen, die in den Ausgabe-Daten über die Untergrundstruktur, die Stratigraphie, die Lithologie und die Fluids und den räumlichen Änderungen darin offenbart werden.
Der Mikroschicht-Horizont-Satz ermöglicht ein alternatives und neues Untergrunddaten-Analyse- und Interpretations-Verfahren, welches auf der Anzeige von irgendwelchen Attribut-Werten von irgendeinem der Mikroschicht-Horizonte in einer Kartenansicht basiert, wie in 8, 9 und 10 und auf der animierte Anzeige dargestellt, die durch aufeinanderfolgendes Schreiten durch einen Stapel von Mikroschicht-Horizonten generiert ist, welche nach der Zeit oder Tiefe angeordnet sind. Falls die Geometrie der Mikroschichten mit der Stratigraphie konform ist und angenommen, dass der Ort von strukturellen Grenzen bekannt ist, werden die seitliche Variationen, die dann den betreffenden Prozess ohne Winkeldrehung durchlaufen, Variationen in der Lithologie und dem Fluid besonders hervorheben. Für viele geologische Umgebungen ist es praktisch nicht durchführbar oder sehr zeitaufwendig ein Modell mit solch einer Genauigkeit auszubilden, dass die Mikroschichten genau mit der Untergrund-Stratigraphie konform sind. Das wünschenswerte Ziel, Variationen entlang der Stratigraphie zu finden, wird dann mit der beschriebenen Winkeldrehungs-Prozedur erreicht. Die Drehung der Mikroschichten kompensiert Ungenauigkeiten in dem eingegebenen Modell, sodass eine wirkliche Seitenvariation von seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten entlang der Stratigraphie mit tatsächlich verfügbaren Erdmodellen berechnet werden kann. Wenn die Attribute entlang den Mikroschicht-Horizonten betrachtet werden oder wenn ein Stapel von Mikroschicht-Horizonte aufeinanderfolgende nach der Zeit oder Tiefe durchschritten wird und die Attribute für jeden Mikroschicht-Horizont betrachtet werden, werden neue Einsichten in geologische Sedimentprozesse und in Änderungen der Stratigraphie und der Lithologie erzielt, welche nicht in der Analyse und Interpretation der verrasterten Attributs-Ausgabe offenbart werden, die standardmäßig seismischen Analyse- und Interpretations-Verfahren verwendet.
Es ist bereits offensichtlich, wie der obige Algorithmus an seismischen und seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-2D-Daten angewendet werden kann. Dies wird durch Eliminieren der Querlinien-Winkel-Perturbations-Schleife erreicht. Es ist auch bereits ersichtlich, dass durch Anwenden der beschrieben Filterbetätigungen wertvolle Zusatzdaten erzeugt werden können, wenn die momentane Messgrößen-Änderungsrate der Eigenschafts-Gradient ist. Die Filter werden dann an dem gedrehten, momentanen Mikroschicht-Horizont-Segment angewendet, für welches der Absolutwert des Eigenschafts-Gradienten minimal ist, und die Filterausgaben werden als weitere Zugaben zu den Ausgabe-Attributen gespeichert. Ferner werden die oben beschriebenen Messgrößen-Änderungsraten von dem Eigenschafts-Gradienten, mit oder ohne Gewichtung, und Filterbetätigungen, mit oder ohne Gewichten, hergeleitet. Mehrere andere Messgrößen-Änderungsraten können als eine Funktion der momentanen Mikroschicht-Horizont-Segment-Amplituden und Gewichtungen hergeleitet werden und die Verwendung von irgendeiner Messgrößen-Änderungsrate, die von derartigen Funktionen hergeleitet wird, wird als ein Teil des Verfahrens angesehen.
Der Prozess gibt entlang jedem Mikroschicht-Horizont die Werte aus den eingegebenen, seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Daten aus, die durch Interpolation erzielt werden. Dies ermöglicht ein Analyse- und Interpretations-Verfahren, wobei der Anwender aufeinanderfolgend durch den Satz von Mikroschicht-Horizonten schreitet, und wobei in dem Karten- oder 3D-Ansichtsmodus der Horizont mit diesen Amplitudenwerten oder den Werten von irgendeinen der Ausgabe-Attribute konturiert oder farbkodiert ist. Im Fall, dass die Mikroschicht-Horizonte mit einem vorhandenen Horizont vollständig konform sein würden, würden die Ergebnisse die gleichen sein, wie sie mit einer herkömmlich angewendeten Technik erzielt werden würden, wobei die Amplituden bloß entlang einem Horizont extrahiert werden, welche mit einem anwender-angegebenen Intervall nach oben und/oder nach unten kopiert werden. Mit diesem neuen Analyse- und Interpretationsverfahren werden überlegene Ergebnisse erzielt, wenn die Untergrundstruktur und die Stratigraphie derartig sind, dass die Mikroschicht-Horizonte nicht länger mit einem der eingegebenen Horizonte konform sind.
Falls ein Filter angewendet wird, liefert der Prozess auch die Filter-Ausgabe als Daten zum weiteren Verwenden in der Analyse und Interpretation. Seismisch oder seismisch hergeleitete Gesteinseigenschafts-Daten enthalten immer Rauschen. Der Filterprozess entlang Mikroschicht-Horizonten stellt ein neues Rauschen-Reduzierungs-Verfahren bereit. Die Basis dafür ist, dass die Datenpunkte entlang dem Mikroschicht-Horizont dazu tendieren sich mehr zu gleichen, als wenn ein Filter in einer Richtung läuft, die nicht mit der Stratigraphie konform ist. Als Ergebnis kann der 'Stratigraphie-Filterprozess' Merkmale offenbaren, die im Rauschen verborgen sind, welches nicht mit standardmäßigen, angewendeten Filtern entdeckt worden wären, welche die lokale Geometrie nicht berücksichtigen. Die Rauschen-Reduzierungs-Prozedur wird ferner durch die Verwendung des Mikroschicht-Horizont-Drehverfahrens verbessert. In der Drehprozedur wird jedes Mikroschicht-Horizont-Segment (das momentane Mikroschicht-Horizont-Segment) gedreht, welches in der Filterbetätigung verwendet wird, um die Punkte zu finden, welche gemäß der angewendeten Messgröße so gleich wie möglich sind. Das Anwenden eines Filters an den gedrehten Mikroschicht-Horizont-Segmentpunkten, die mit dem optimalen Wert der angewendeten Messgröße korrespondieren, verbessern weiter die Rauschen-Reduzierungs-Leistung des Filters gegenüber der Verwendung des gleichen Filters entlang den Mikroschicht-Horizonten, da diese Fehler in ihrer Ausrichtung bezüglich der Stratigraphie enthalten können.
Zwei wichtige Variationen der obigen Verfahren sind wie folgt. Die erste Variation ist so, dass das optimale Winkel- Perturbations-Verfahren mit einer Optimierungs-Prozedur anstelle der beschriebenen Abtast-Prozedur implementiert ist. Die wirkliche Funktion ist der Absolut-Wert von der dann momentanen, seitlichen Messgrößen-Änderungsrate und das Optimierungsverfahren wird danach suchen, die Reihenlinien- und Querlinien-Winkel zu finden, unter welchen die wirkliche Funktion minimiert ist. Solche Optimierungsverfahren sind gut beschrieben und bereits zur Implementierung verfügbar.
Die zweite Variation ist, wobei die Interpolationsprozedur zum Berechnen von Amplituden aus den eingegebenen, seismisch oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Rastern durch eine Prozedur ersetzt ist, wobei die Amplituden durch Mittelwertbilden um die momentane Mikroschicht herum berechnet werden. Eine Ausführungsform ist so, dass als Bereich zum Mittelwertbilden der Vertikalbereich vom halben Weg zwischen dem momentanen Mikroschicht-Horizont und dem nächsten Mikroschicht-Horizont darüber zum halben Weg des momentanen Mikroschicht-Horizonts und dem nächsten Mikroschicht-Horizont darunter genommen wird. Eine andere Ausführungsform ist so, dass als Bereich zum Mittelwertbilden der Vertikalbereich entweder zu dem nächst oben liegenden oder nächst unten liegenden Mikroschicht-Horizont genommen wird, um Mittelwerte über die Dicke der Mikroschichten zu generieren. Diese Mittelwertbilde-Betätigungen stellen eine Robustheit gegen Rauschen bereit, verstärken die Merkmale mit kleinen Vertikalvariationen gegenüber jenen mit größeren Vertikalvariationen und ermöglichen das Arbeiten mit Mikroschichtdicken, die auf seismischen oder seismisch hergeleiteten Gesteinseigenschafts-Mittelwerten basieren.
Die Erfindung ist nicht auf die oben beschriebene Ausführungsform und beschriebenen Variationen beschränkt; die geforderten Rechte sind durch die folgenden Ansprüche bestimmt, wobei innerhalb deren Umfangs viele Modifikationen beabsichtigt sind. Es ist gewollt durch die beigefügten Ansprüche alle derartigen Modifikationen abzudecken, die im Umfang der Ansprüche enthalten sind.

Claims

Verfahren zum Ermitteln und Analysieren von räumlichen Änderungen im Erd-Untergrund und zum Reduzieren von Rauschen in seismischen Daten, welches die Schritte aufweist: a) Erlangen seismischer Daten; b) Erlangen eines Erdmodells des Untergrunds mit Schichten, welche für die Untergrundstruktur repräsentativ sind; c) Definieren eines Satzes von Mikroschichten, die von einem Satz von Mikroschicht-Horizonten zwischen den Schichtgrenzen des Erdmodells definiert sind; d) Ermitteln von Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkten entlang einem Mikroschicht-Horizont; e) Ermitteln der Seismische-Daten-Amplituden an den Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkten; f) Bei jedem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt Ermitteln von einem oder mehreren Messgrößen, die für die Änderungsrate der Seismische-Daten-Amplituden repräsentativ sind, und/oder von Messgrößen der Richtung, in welcher sich die Seismische-Daten-Amplituden ändern, und/oder Ermitteln von einem oder mehreren Filterausgangsgrößen bei jedem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt; g) Speichern der Seismische-Daten-Amplitude, der Messgrößen und der Filterausgangsgrößen als Ausgangsgrößen bei jedem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt zur weiteren Analyse des Untergrunds.
Verfahren gemäß Anspruch 1, wobei die Schritte d-g für alle Mikroschicht-Horizonte in dem Erdmodell wiederholt werden.
Verfahren gemäß Anspruch 1 oder 2, wobei Schritt f) aufweist: f1) Für einen Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt Definieren von einem Mikroschicht-Flächensegment, welches sich aus einem Satz von Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkten auf dem Mikroschicht-Horizont zusammensetzt, welche den Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt umgeben und enthalten können; f2) Ermitteln der Seismische-Daten-Amplituden an den Segmentpunkten; f3) Aus den Seismische-Daten-Amplituden an den Segmentpunkten Ermitteln von einer oder mehreren Messgrößen, die für die Änderungsrate der Seismische-Datenamplituden auf jenem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt repräsentativ sind, und/oder von einer Messgröße, welche für die Richtung, in welcher sich die Seismische-Daten-Amplituden ändern, repräsentativ ist.
Verfahren gemäß Anspruch 3, wobei sie nach Schritt f3 den Schritt des Filterns der Seismische-Daten-Amplituden bei den Segmentpunkten mit einem oder mehreren Filtern aufweist, um eine oder mehrere gefilterte Amplitudenwerte bei dem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt zu generieren.
Verfahren gemäß Anspruch 3 oder 4, ferner aufweisend: f4) Drehen des Satzes von Segmentpunkten um den Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt herum zu einem gedrehten Satz von Segmentpunkten; f5) Ermitteln der Seismische-Daten-Amplituden bei dem gedrehten Satz von Segmentpunkten; f6) Aus den Seismische-Daten-Amplituden bei den gedrehten Segmentpunkten Ermitteln von einer oder mehreren Messgrößen, welche für die Änderungsrate der Seismische-Daten-Amplituden bei dem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt repräsentativ sind, und von einer Messgröße, welche für die Richtung repräsentativ ist, in welcher sich die Seismischen-Daten-Amplituden ändern, und aus der Drehung Ermitteln von anderen Messgrößen, welche für die Richtung repräsentativ sind, in welcher sich die Seismische-Daten-Amplituden ändern; f7) Filtern der Seismische-Daten-Amplituden bei den gedrehten Segmentpunkten mit einem oder mehreren Filtern, um eine oder mehrere gefilterte Amplitudenwerte bei dem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt zu generieren. F8) Für jede Drehung Ermitteln des Absolutwerts einer ausgewählten Messgröße, welche für die Änderungsrate der Seismische-Daten-Amplituden repräsentativ ist; F9) Ermitteln der Drehung, für welche der Absalutwert der Messgröße minimal ist; f10) Zum Ausgeben bei dem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt Auswählen von der Seismische-Daten-Amplitude und von den Messgrößen und von Filterausgangsgrößen, die für die Drehung berechnet sind, für welche der Absolutwert der Messgröße minimal ist.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-5, wobei die Seismische-Daten-Amplitude bei dem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt und bei den Segmentpunkten durch Interpolation von Seismische-Daten-Amplituden von benachbarten Rasterpunkten des seismischen Rasters ermittelt wird.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-5, wobei die Seismische-Daten-Amplitude bei dem Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt und den Segmentpunkten durch Mittelwertbilden von Seismische-Daten-Amplituden von benachbarten Rasterpunkten des seismischen Rasters ermittelt wird.
Verfahren gemäß Anspruch 7, wobei das Mittelwertbilden durchgeführt wird, indem der Vertikalbereich vom halben Weg zwischen dem momentanen Mikroschicht-Horizont und dem nächsten Mikroschicht-Horizont darüber zum halben Weg der momentanen Mikroschicht und der nächsten Mikroschicht darunter genommen wird.
Verfahren gemäß Anspruch 7, wobei das Mittelwertbilden durchgeführt wird, indem als Bereich der Vertikalbereich zu entweder dem nächst oben liegenden oder dem nächst unten liegenden Mikroschicht-Horizont genommen wird, um Mittelwerte über die Dicke der Mikroschichten zu generieren.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-5, wobei eine der Messgrößen, welche für die Änderungsrate der seismischen Amplituden repräsentativ ist, die Größe des Gradienten ist, der aus den Seismische-Daten-Amplituden bei den Segmentpunkten bestimmt wird, und wobei eine der Messgrößen, welche für die Richtung repräsentativ ist, in welcher sich die seismischen Amplituden ändern, aus der Projektion des Gradienten auf eine horizontale Ebene ermittelt wird und indem der Winkel relativ zu einer vorbestimmten Kompass-Richtung bestimmt wird.
Verfahren gemäß Anspruch 10, wobei der Gradient und die Richtung der Gradienten-Berechnungen gemäß Gewichtungen gewichtet werden, die den Segmentpunkten zugeordnet sind, auf welchen die Gradientenberechnung basiert.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-4, wobei andere Messgrößen, welche für die Änderungsrate der seismischen Amplituden repräsentativ sind, erhalten werden, indem zuerst die Seismische-Amplituden-Daten der Segmentpunkte mit einem linearen oder nichtlinearen Filter gefiltert werden zum Ermitteln des Filter-Wertes bei dem Definitionspunkt, gefolgt davon, dass er von der Seismische-Daten-Amplitude bei dem Definitionspunkt subtrahiert wird.
Verfahren gemäß Anspruch 12, wobei die Filterberechnungen gemäß Gewichtungen gewichtet werden, welche an den beim Filtern benutzten Segmentpunkten zugeordnet sind.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-13, aufweisend: Ermitteln anderer Messgrößen, welche für die Richtung repräsentativ sind, in welcher sich die Seismische-Daten-Amplituden aus der Drehung ändern, durch Berechnen des Inklinationswinkels der Drehrichtung relativ zu der Vertikalen und durch Berechnen des Azimutwinkels der Drehrichtung durch Projektion der Drehrichtung auf eine horizontale Ebene und durch Nehmen des Winkels relativ zu einer vorbestimmten Kompass-Richtung.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-14, wobei die Drehungen durch schrittweises Drehen des Satzes von Segmentpunkten realisiert werden über eine Mehrzahl von Drehwinkeln in der Linienrichtung für seismische 2D-Daten oder Reihenlinien- und Querlinien-Richtung oder einem anderen Satz von nicht parallelen Richtungen für seismische 3D-Daten, wobei für jede Richtung die Drehwinkel von einem von einem Anwender definierten Drehwinkel-Startwert, Drehwinkel-Endwert und Winkelzuwachs bestimmt werden.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-15, wobei eine optimierte Prozedur verwendet wird, um eine Serie von Drehungen zu finden, sodass das Minimum des Absolutwertes der Messgröße effizient gefunden wird.
Verfahren gemäß einem der Ansprüche 1-16, wobei jedes Ausgangsdatenelement in seinem korrespondierenden Mikroschicht-Horizont bei seinem korrespondierenden Mikroschicht-Horizont-Rasterpunkt gespeichert ist, sodass für jeden gewählten Mikroschicht-Horizont die korrespondierenden Ausgangsdatenelemente separat verfügbar sind.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei für irgendeinen Mikroschicht-Horizont irgendein bei dem Mikroschicht-Horizont gespeichertes Ausgangsdatenelement wiedergewonnen und für einen Teil oder alles von dem Mikroschicht-Horizont angezeigt wird, um die räumliche Variation und Untergrundstruktur, die Stratigraphie, die Lithologie und den Fluid-Gehalt zu analysieren und zu interpretieren.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei für irgendeinen Stapel von Mikroschicht-Horizonten, die zeitlich oder nach der Tiefe aufeinanderfolgend angeordnet sind, irgendein in dem Stapel von Mikroschicht-Horizonten gespeichertes Ausgangsdatenelement wiedergewonnen und für einen Teil oder alles von den Mikroschicht-Horizonten aufeinanderfolgend angezeigt wird, Mikroschicht-Horizont für Mikroschicht-Horizont, um die räumliche Variation der Untergrundstruktur, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluid-Verteilung zu analysieren und interpretieren.
Verfahren gemäß einem der vorherigen Ansprüche, wobei für irgendeinen Stapel von Mikroschicht-Horizonten irgendein in dem Stapel von Mikroschicht-Horizonten gespeichertes Ausgangsdatenelement wiedergewonnen und mit einem regelmäßigen Raster wiedervernetzt wird, welches dasselbe wie das eingegebene Seismische-Daten-Raster sein kann.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei anstelle von seismischen Daten seismisch hergeleitete Gesteinseigenschafts-Daten verwendet werden.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Prozess für die unterschiedlichen, alternativen Messgrößen für die Änderungsrate, für unterschiedliche Definitionen der Segmentpunkte, welche jeden Mikroschicht-Horizont-Definitionspunkt umgeben, und für unterschiedliche Gewichtungen der Segmentpunkte wiederholt wird, um eine Mehrzahl von Sätzen von Ausgangsdaten zu generieren, welcher jeder auf unterschiedliche Weise räumliche Änderungen in der Untergrundgeometrie, der Stratigraphie, der Lithologie und der Fluid-Verteilung hervorhebt.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Prozess iterativ angewendet wird, wobei in jedem Schritt das Erdmodell verfeinert wird, und wobei solche Erdmodell-Verfeinerungen auf der Interpretation und Analyse von Ausgangsdaten des Prozesses basieren, die auf Basis von vorhergehenden Erdmodellen erzeugt wurden.
Verfahren gemäß einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei das Verfahren in einem Computerprogramm ausgeführt ist.