EA020279B1 - Способ сопоставления первого и второго наборов данных сейсморазведки методом отраженных волн с временным сдвигом отраженных волн - Google Patents

Abstract

В изобретении раскрыт способ сопоставления, с временным сдвигом отраженных волн, первого и второго наборов данных (10, 30) сейсморазведки методом отраженных волн, которые содержат первые и вторые трассы (1, 3) отраженных сейсмических волн с последовательностями отраженных сейсмических волн (11, 31), в основном соответствующих друг другу. Первый и второй наборы (10, 30) сейсмических данных получены с интервалом по времени продолжительностью несколько месяцев или лет. Второй набор (30) сейсмических данных содержит по меньшей мере одну последовательность (40) новых сейсмических событий (4), простирающуюся по горизонтали, которая отсутствует в первом наборе (10) сейсмических данных. Временные сдвиги (22) отраженных волн вычисляют по мере необходимости для сопоставления отраженных сейсмических волн (31) из вторых трасс (3) отраженных волн со вторыми данными (11) сейсморазведки методом отраженных волн из первых трасс (1) отраженных волн. Вычисленные временные сдвиги реализуют в упомянутых вторых трассах (3) отраженных волн. Вычисление временных сдвигов (22) выполняют путем вычисления коэффициентов оценочных значений базисной функции.

Description

Область техники

Настоящее изобретение относится к способу сопоставления первого и второго наборов данных сейсморазведки методом отраженных волн с временным сдвигом отраженных волн.

Изобретение относится, в общем, к коррекции временных сдвигов между наборами сейсмических данных, полученными в различные моменты времени в течение срока эксплуатации нефтяного месторождения. В одном из вариантов осуществления изобретения предложен способ коррекции разностей временных сдвигов между двумя наборами сейсмических данных при дополнительном ограничении, заключающемся в том, что в данных имеют место новые сейсмические события, причем новые сейсмические события могут не иметь соответствий в ранее измеренных наборах сейсмических данных.

Уровень техники изобретения

Основным способом обнаружения нефтяных флюидов в геологических пластах является сейсмический способ.

Сейсмические сигналы генерируют на поверхности, и они распространяются вниз и частично отражаются каждой границей, где имеет место скачок сейсмического импеданса. Сейсмический импеданс представляет собой произведение скорости распространения сейсмической акустической волны и плотности. Сбор сейсмических сигналов производят после того, как произошло их отражение, посредством набора сейсмоприемников, и временную последовательность, собранную в сейсмоприемнике для каждого прохождения сейсмических волн от сейсмического источника, именуют сейсмической трассой. Для мониторинга или контроля эволюции содержания флюидов в геологических пластах при добыче нефтяных флюидов производят сбор так называемых данных сейсмомониторинга в течение срока эксплуатации нефтяного месторождения. Изменения среды в геологических пластах могут вызывать изменения локального сейсмического импеданса и могут быть видны как временной сдвиг между сейсмическими данными, полученными в разное время при добыче нефти. Знание параметров относительно изменений среды геологических пластов может обеспечивать важнейшую информацию о том, как следует регулировать добычу нефтяного флюида, например путем регулирования дебита газа или нефти, путем регулирования глубины, с которой производят добычу нефтяных флюидов, или путем установления скорости закачки газов или флюидов, способствующих добыче нефтяного флюида.

В патенте И8 6574563 описан гибкий способ обработки первого и второго наборов сейсмических данных, полученных из одной и той же подземной области. Этот способ именуют способом ΝΚΜ. Способ ΝΚ.Μ содержит следующие операции: компонуют первый и второй наборы сейсмических данных в виде наборов выборок, генерируют векторы смещения, которые указывают направление, а величина для каждой выборки по отдельности из одного набора данных может быть изменена для улучшения согласования с соответствующими выборками из другого набора выборок. Способ завершают путем выполнения предложенного перемещения одной выборки из набора выборок. Способ имеет преимущество, заключающееся в том, что могут быть уменьшены различия между первым и вторым наборами сейсмических данных для конкретных моментов времени, которые могут объясняться шумами, например шумами, обусловленными различными характеристиками источников, различиями между датчиками акустических колебаний в используемых сейсмоприемных косах, различиями в позиционировании и по глубине для источника и сейсмоприемных кос, различиями при сборе данных и различной обработкой. В базовом варианте осуществления изобретения способ может быть ограничен предложением и выполнением только вертикального перемещения выборок, поскольку хорошее соответствие почти всегда может быть получено, если пытаются сопоставлять выборки вдоль сейсмической отражающей границы.

Условием хорошей работы, так называемого способа ΝΚ.Μ, является существование реальных соответствий, как правило, для всех выборок в обоих наборах сейсмических данных для конкретных моментов времени, которые подлежат сравнению. Для сейсмических событий, не имеющих каких-либо существенных соответствий, может быть применен способ, в котором предпринимают попытку перемещения сейсмического события, образованного группой выборок, например нового сейсмического горизонта, в один из наборов сейсмических данных для конкретных моментов времени для обеспечения лучшего соответствия сейсмического события, фактически не имеющего места в другом наборе сейсмических данных для конкретного момента времени, и, следовательно, это приводит к принудительному смещению других сейсмических событий в наборе сейсмических данных для конкретного момента времени ненадлежащим образом.

Способы, которые были разработаны ранее для сопоставления сейсмических данных с временным сдвигом, могут быть значительно усовершенствованы для обеспечения еще лучшего соответствия сейсмических трасс. Кроме того, способы из известного уровня техники в малой степени допускают наличие новых сейсмических событий, поскольку способ сопоставления может привести к принудительному несоответствующему сопоставлению сейсмических данных наряду с локальным принудительным смещением частей сейсмических данных с временным сдвигом, которые, иначе, соответствуют друг другу.

Сущность изобретения

Согласно настоящему изобретению предложен способ вычисления временных сдвигов (22) для обнаружения изменений среды в нефтегазоносных пластах во время нефтедобычи, содержащий следующие операции:

в первый момент времени (ίο) получают первый набор (10) данных сейсморазведки методом отра

- 1 020279 женных волн из первых трасс (1) отраженных волн, содержащий первую последовательность отраженных волн (11), производят добычу нефти, в более поздний момент времени (ΐ) производят сбор данных второго набора (30) данных сейсморазведки методом отраженных волн из вторых трасс (3) отраженных волн, содержащий вторую последовательность отраженных волн (31), в общем, соответствующую упомянутой первой последовательности отраженных волн (11), вычисляют упомянутые временные сдвиги (22) отраженных волн для сопоставления упомянутой второй последовательности (31) отраженных волн из упомянутых вторых трасс (3) с соответствующими упомянутыми первыми отраженными волнами (11) из упомянутых первых трасс (1) отраженных волн, вычисляют оценочные значения базисной функции упомянутых временных сдвигов (22), учитывая при этом инвариантный по времени шум в упомянутых первой и второй последовательностях отраженных волн (11, 31).

Основными преимуществами способа сопоставления согласно предпочтительным вариантам осуществления настоящего изобретения являются следующие. Во-первых, преимуществом является усовершенствование способа вычисления временных сдвигов, по существу, для лучшего сопоставления первого набора данных сейсморазведки методом отраженных волн, полученного в первый момент времени ΐ₀, со вторым набором данных сейсморазведки методом отраженных волн, обычно имеющим временной сдвиг, причем второй набор сейсмических данных получен во второй момент времени ΐ, вычисляя упомянутые временные сдвиги путем вычисления оценочных значений коэффициентов базисной функции. Вычисленный временной сдвиг затем может быть применен к одному из наборов сейсмических данных или использован непосредственно в качестве самого параметра для отображения изменений. Вычисление оценочных значений базисной функции временных сдвигов может значительно уменьшить объем вычислений по сравнению с выполнением большого количества операций, необходимых для вычисления временного сдвига для индивидуального перемещения выборки каждый раз вдоль каждой сейсмической трассы согласно известному уровню техники.

Во-вторых, преимуществом является усовершенствование способа реализации временных сдвигов для лучшего сопоставления первого набора сейсмических данных, полученного в первый момент времени ΐ₀, со вторым набором сейсмических данных, обычно имеющим временной сдвиг, когда второй набор сейсмических данных с временным сдвигом содержит одно или большее количество новых сейсмических событий. Способ согласно изобретению может содержать следующие операции: распознают новые сейсмические события и интерпретируют упомянутые новые события как изменяющуюся во времени (или в пространстве) дисперсию в дополнение к инвариантному по времени шуму вне упомянутых новых сейсмических событий. Способ согласно этому предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения обеспечивает улучшенное соответствие между наборами данных сейсморазведки методом отраженных волн с временным сдвигом, полученными в разное время, и обеспечивает допустимость новых событий сейсмического отражения, имеющих место по меньшей мере в одном из наборов сейсмических данных.

В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения операция вычисления временных сдвигов (22) содержит операцию вычисления коэффициентов сплайн-функций. Преимущество состоит в том, что локальные изменения сплайн-функции не сказываются отрицательно на трассе отраженной сейсмической волны в глобальном масштабе.

Операция вычисления временных сдвигов предпочтительно может содержать операцию вычисления коэффициентов сплайн-функций, полиномов Лежандра, рядов Тейлора или рядов Фурье.

В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения применяют сплайн-функции, поскольку сплайн-функция может учитывать новые события локально, не оказывая глобального влияния на всем протяжении времени пробега волны в обе стороны при отражении. В наиболее предпочтительном варианте применяют так называемые В-сплайны.

Краткое описание фигур

Ниже приведено описание вариантов осуществления настоящего изобретения на примерах со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых фиг. 1 изображает три вертикально расположенные синтезированные сейсмические трассы, на которых показана мгновенная амплитуда. Левая трасса, обозначенная номером 1, представляет собой произвольную базовую трассу. Средняя трасса, обозначенная номером 2, представляет собой ту же самую базовую трассу, но при наличии синтезированного временного сдвига. Правая трасса, именуемая 3, представляет собой базовую трассу, например, с таким же самым синтезированным временным сдвигом, как и для трассы, обозначенной номером 2, и дополнительно с наличием нового события;

фиг. 2 - последовательность отдельных временных сдвигов выборок с интервалом 4 мс, вычисленная согласно известному уровню техники, для адаптации трассы с временным сдвигом (3) к синтезированной базовой трассе (1), показанной на фиг. 1. Абсцисса отображает время пробега волны в обе стороны в миллисекундах (мс);

фиг. 3 - синтезированный временной сдвиг синусоидальной формы и соответствующая полиноми

- 2 020279 альная аппроксимация синтезированного временного сдвига полиномом Лежандра 5-го порядка. Абсцисса отображает время пробега волны в обе стороны в миллисекундах;

фиг. 4 - результаты осуществления способа согласно настоящему изобретению на синтезированной базовой трассе, которой задан временной сдвиг, но в которую не добавлено новое сейсмическое событие, и которую затем корректируют, и исходная разность до коррекции, и разность после коррекции;

фиг. 5 - диаграмма в декартовых координатах, на которой приведено сравнение временного сдвига истинно синусоидальной формы, наложенного на синтезированную сейсмическую трассу, и оценки временного сдвига синтезированной трассы на основании полиномов Лежандра;

фиг. 6 - результаты осуществления способа согласно настоящему изобретению. Слева направо показаны следующие трассы: синтезированная базовая трасса с временным сдвигом и при наличии нового сейсмического события, синтезированная базовая трасса, трасса, скорректированная только по временному сдвигу без учета нового события, разностная трасса между исходной базовой трассой и трассой с временным сдвигом и с наличием нового события, трасса с неудачно вычисленной разностью между базовой трассой и трассой, скорректированной по временному сдвигу, и трасса с тем, что являлось бы идеальной разностью, имеющей временной сдвиг и являющейся скорректированной с учетом нового события, между базовой трассой и трассой с временным сдвигом и с наличием нового события. Последняя представляет собой негативное изображение нового события;

фиг. 7 аналогична фиг. 5 с диаграммой в декартовых координатах, на которой приведено сравнение временного сдвига истинно синусоидальной формы и оценки временного сдвига только на основании полиномов Лежандра без нового сейсмического события, которая имеет весьма хорошее соответствие, и с дополнительной оценкой временного сдвига, вычисленной для трассы с наличием нового сейсмического события, как на фиг. 6;

фиг. 8 - диаграмма в декартовых координатах, на которой изображен изменяющийся во времени шум, включающий в себя общий фоновый шум для всех значений времени пробега волны в обе стороны при отражении на трассе, и дополнительный характерный для конкретного момента времени шум, выбранный эмпирически на основании нового события вблизи значения времени пробега волны в обе стороны при отражении, равного 100 мс;

фиг. 9 - результаты осуществления способа согласно настоящему изобретению на синтезированной базовой трассе с временным сдвигом с наличием нового сейсмического события, которая изображена в левой колонке, затем изображена синтезированная базовая трасса, затем изображена трасса, скорректированная по временному сдвигу также с учетом нового события согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения, далее изображена разностная трасса между исходной базовой трассой и трассой с временным сдвигом и с наличием нового события, затем изображена трасса с более успешно вычисленной разностью между базовой трассой и трассой, скорректированной по временному сдвигу, а справа изображена трасса с тем, что являлось бы идеальной разностью, имеющей временной сдвиг и являющейся скорректированной с учетом нового события, между базовой трассой и трассой с временным сдвигом и с наличием нового события, т.е. последняя представляет собой негативное изображение нового события, как и на фиг. 6;

фиг. 10 - диаграмма в декартовых координатах с оцененным временным сдвигом, аналогичным показанному на фиг. 7, на которой дополнительно изображена кривая коррекции временного сдвига для длинноволнового временного сдвига синусоидальной формы с учетом нового события высокой амплитуды, содержащегося как изменяющееся во времени изменение шума, где дополнительная кривая вычислена согласно способу из настоящего изобретения;

фиг. 11 - исходная необработанная разность между первым набором сейсмических данных, полученных в первый момент времени на нефтяном месторождении Грейн (Стаие) в Северном море, и вторым набором сейсмических данных, обычно имеющим временной сдвиг, который получен в более поздний момент времени. Второй набор сейсмических трасс включает в себя отражающий горизонт, так называемое плоское пятно, которое является одной из главных целей геологической интерпретации, а также главной задачей в настоящем изобретении;

фиг. 12 - идентична фиг. 11 с вышеупомянутым плоским пятном, обозначенным пунктирной линией, проходящей между удалениями от 180 до 440 м;

фиг. 13 - последовательность типа плоское пятно в разности сейсмических разрезов из фиг. 11 и 12, интерпретируемая как изменяющаяся во времени дисперсия, проиллюстрированная, например, на фиг. 8;

фиг. 14 - оценка временного сдвига для набора сейсмических трасс, вычисленная согласно настоящему изобретению с использованием полиномиальной аппроксимации без использования способа адаптации коррекции временного сдвига к изменяющейся во времени дисперсии вследствие нового события; и фиг. 15 - то же самое, что и на фиг. 14, за исключением того, что временной сдвиг вычислен согласно варианту осуществления настоящего изобретения с адаптацией к изменяющейся во времени дисперсии вследствие последовательности новых событий, простирающейся, как правило, по горизонтали.

Описание вариантов осуществления изобретения

Базовая трасса 1 отраженных волн сформирована путем создания произвольной каротажной диаграммы акустического импеданса предполагаемой или реальной геологической колонки. Акустический

- 3 020279 импеданс каждого слоя равен скорости распространения акустической волны, умноженной на плотность. Используемая здесь произвольная каротажная диаграмма акустического импеданса была подвергнута операции свертки с импульсом Рикера (Ктекет), и она проиллюстрирована как обозначенная номером 1 в левой трети фиг. 1. Предполагают, что произвольная трасса 1 отраженных волн, созданная таким способом, была получена в первый момент времени ίο. Средняя трасса, обозначенная номером позиции 2, представляет собой ту же самую произвольно полученную базовую трассу, но с наличием синтезированного временного сдвига, которым здесь является смещение во времени в виде синусоидальной функции. Предполагают, что трасса 2 отраженных волн с временным сдвигом была получена во второй более поздний момент времени ί. (Второй момент времени ί также может быть более ранним моментом времени.) Из трасс 1, 2 видно, что в момент времени приблизительно 0,10 с, который обозначен линией 5 указателя времени, соответствующие колебания в трассе 2 с временным сдвигом происходят позже, чем для базовой трассы 1, и что в момент времени приблизительно 0,30 с, который обозначен другой линией 6 указателя времени, импульсы в трассе 2 с временным сдвигом появляются раньше, чем в базовой трассе 1. Способ ΝΚΜ согласно патенту США № 6574563 способен обеспечивать индивидуальное побитовое сопоставление таких наборов данных 20 сейсморазведки методом отраженных волн с трасс 2, имеющих в большей или меньшей степени чисто временной сдвиг, с первым набором данных 10 сейсморазведки методом отраженных волн с базовых трасс 1.

Правая трасса 3 отраженных волн представляет собой базовую трассу 1 с синтезированным временным сдвигом, например, обозначенную номером 2, и дополнительно снабженную новым событием 4, которым здесь является сильное отрицательное отражение, не имеющее какого-либо соответствующего признака ни в базовой трассе 1, ни в кривой 2 отраженных волн просто с синтезированным временным сдвигом. Автоматические способы из известного уровня техники нелегко адаптировать к такому новому сейсмическому событию 4 в трассе 3 с временным сдвигом и с новым событием, поскольку в существующих автоматизированных способах сопоставления трасс была бы предпринята попытка сопоставить такое несопоставимое новое сейсмическое событие 4 с другими не связанными с ним отраженными сейсмическими волнами из первой трассы 1, для которой выполняют процедуру сопоставления. Принудительное сопоставление такого нового события 4 с не связанными с ним отраженными волнами из базовой трассы 1 может принудительно вызвать неправильный временной сдвиг для области ниже (или выше) нового события, возможно, ложно усиливая нереальные различия между двумя наборами с трасс 1, 3, которые не являются материальными.

Главными целями способа сопоставления согласно предпочтительным вариантам осуществления настоящего изобретения являются следующие. Во-первых, способ предназначен для реализации временных сдвигов для улучшенного сопоставления первого набора сейсмических данных 10, полученного в первый момент времени ί0, со вторым набором сейсмических данных 20, 30, обычно имеющим временной сдвиг, причем второй набор данных 20, 30 сейсморазведки методом отраженных волн получен во второй момент времени ί. Даже вычисление и отображение временного сдвига как такового до фактического применения вычисленного временного сдвига к одному из наборов сейсмических данных предоставят ценную информацию об изменениях сейсмического импеданса. Во-вторых, способ предназначен для реализации временных сдвигов для улучшенного сопоставления первого набора данных 10 сейсморазведки методом отраженных волн, полученного в первый момент времени ί₀, со вторым набором данных 30 сейсморазведки методом отраженных волн, обычно имеющим временной сдвиг, когда второй набор сейсмических данных 30 с временным сдвигом содержит одно или большее количество новых сейсмических событий 4. Второй набор сейсмических данных 30 получен во второй момент времени ί.

Этот способ, в основном, предназначен для сопоставления сейсмических данных с временным сдвигом для обнаружения изменений среды в геологических пластах, вызывающих новое сейсмическое событие 4. Предполагают, что изменения среды произошли в интервале между первым моментом времени ίο и вторым моментом времени ί. Такое новое сейсмическое событие 4, т.е. существенное локальное изменение акустического импеданса, может происходить как вследствие закачки газа, так и вследствие развития (или исчезновения) границы раздела газ/жидкость в нефтяном пласте, существенного изменения давления газоносного слоя, введения нового водонефтяного контакта в геологической формации, отложения химического осадка в геологическом слое или вследствие искусственной закачки флюида, содержащего наносные частицы, осевшие в геологическом слое, или любого иного физического изменения, вызывающего существенное изменение акустического импеданса части сводного геологического разреза, подвергаемого сейсмическому исследованию.

Другими целями сопоставления двух наборов 10, 30 сейсмических данных могут являться сравнение оборудования для сбора сейсмических данных и сравнение способов, используемых при сборе двух различных наборов 10, 30 сейсмических данных в полевых условиях.

Более или менее линейные временные сдвиги, имеющие место в наборе данных 20 с временным сдвигом и в наборе данных 30 с временным сдвигом с новым событием, могут быть обусловлены несколькими параметрами сбора сейсмических данных, такими как, например, различные характеристики источника, различия между датчиками акустических колебаний в используемых сейсмоприемных косах,

- 4 020279 различия в частотах дискретизации, различия в усилении, в предварительной фильтрации результатов сейсмоакустических измерений, в постфильтрации собранных трасс, различия в процедурах суммирования, т.е. полное суммирование в отличие от суммирования ближних трасс или суммирования дальних трасс, различия в алгоритмах или в параметрах миграции, различия в источнике: поперечный или продольный, или в позиционировании сейсмоприемной косы вследствие навигационных погрешностей и дрейфа сейсмоприемной косы, и различия по глубине расположения источника и сейсмоприемных кос.

В общем, первый и второй наборы сейсмических данных могли быть получены с интервалом по времени продолжительностью несколько месяцев или лет. Вследствие одной или большего количества вышеизложенных причин, временные сдвиги для первых наборов 10 данных и вторых или последующих наборов 20, 30 сейсмических данных, полученных в разное время с долговременной задержкой, например порядка нескольких месяцев или лет, редко являются постоянными. Как упомянуто выше, в дополнение к чисто временным сдвигам также могут иметь место различия по амплитуде и различия по спектрам волн. Желательно разделять различия между наборами данных вследствие временных сдвигов и различия вследствие изменений амплитуд. Могут иметь место существенные новые события вследствие добычи нефтяного флюида, миграции флюидов или закачки флюидов в пласт. Вариант осуществления способа из настоящего изобретения представлен на основании синтезированных данных для предоставления возможности сравнения с известным набором базовых данных. Приведены результаты некоммерческой проверки сейсмических данных с нефтяного месторождения Грейн (Сгапе) в Северном море, демонстрирующие применимость способа для результатов реальных сейсмических измерений.

Как объяснено для фиг. 1, синтезированная базовая сейсмическая трасса 1 вычислена на основании отраженных волн из серии случайных последовательностей акустических импедансов, подобных естественным, и подвергнута операции свертки с импульсом Риккера (Ктекет), и она была получена в первый момент времени ίο. Средняя трасса, обозначенная номером позиции 2, представляет собой ту же самую трассу, но с наличием синтезированного временного сдвига, которым здесь является смещение во времени в виде низкочастотной синусоидальной функции, см. фиг. 3, номер позиции 22ί. Предполагают, что вторая сейсмическая трасса 2 была получена во второй, более поздний, момент времени ί.

Правая трасса 3 создана из базовой трассы 1 с синтезированным временным сдвигом, таким как, например, временной сдвиг, обозначенный цифрой 2, и дополнительно снабжена новым событием 4, которым здесь является сильное отрицательное отражение, не имеющее какого-либо соответствия в базовой трассе 1 или в кривой 2 с синтезированным временным сдвигом.

Четырехмерные (4Ό) сейсмические данные могут быть представлены в виде формулы следующим образом:

Α(ί) = ^(/ + Д/) + </₄д(/) + ₽ (I) где 0.,,,(1) - сейсмические данные трасс в зависимости от времени (или глубины) более позднего, второго набора сейсмических данных, полученного в момент времени ί. Первый член ό_ι,(1+Δ1) в правой части уравнения представляет собой сейсмические данные трасс в зависимости от времени (или глубины) первоначального, первого набора сейсмических данных 10, полученного в первоначальный момент времени ί₀, плюс временной сдвиг Δί, который представляет собой малую разницу во времени для каждого соответствующего измерения (формирующего максимумы и минимумы) первой сейсмической трассы 1 и второй сейсмической трассы 2 или 3. Вторая сейсмическая трасса может быть получена спустя месяцы или годы после первой. Член ά₄ϋ(ί) в правой части представляет собой новое сейсмическое событие 4, а член ε представляет собой шум.

Приведенное выше уравнение I может быть разложено в ряд Тейлора до первой производной по времени, что приводит к следующему уравнению:

Это уравнение может быть перегруппировано для того, чтобы найти разность между измеренными сейсмическими данными и базовыми данными:

В этом уравнении все известно, за исключением временного сдвига Δ_ί, и последний член (ά_4ϋ(ί)+ ε (14 известен. Если выполнить непосредственное деление на / то получается следующее уравнение:

- 5 020279 «О ~4,(0____(<о(0 + ₽) (IV)

Результат проиллюстрирован на фиг. 2: на кривой появляется временной сдвиг в виде низкочастотный синусоиды (который является известным в нашей синтезированной трассе) для трассы 3 с временным сдвигом и с наличием нового события в дополнение к локальным временным сдвигам, необходимым для лучшего соответствия трассы 3 с временным сдвигом и с наличием нового события базовой кривой 1. Этот результат является, по существу, тем же самым, что и в гибком способе, но трудность заключается в обеспечении устойчивости решения.

Включение базисных функций для оценки временных сдвигов

Для вычисления временных сдвигов согласно известному уровню техники требуется фильтрация и индивидуальное вычисление смещения элементов двумерного изображения или трехмерного изображения в данных для лучшего соответствия второй трассы 2 во втором наборе трасс 20 первой базовой трассе 1 в первом базовом наборе трасс 10.

Вместо вычисления временного сдвига для всех до единого битов по отдельности, можно сэкономить объем выполняемых вычислений, вычисляя функцию временного сдвига для обеспечения соответствия второй трассы 2 первой трассе 1 путем аппроксимации временных сдвигов способом полиномиальной аппроксимации. На фиг. 3 проиллюстрирована способность полинома аппроксимировать заданную кривую, здесь показаны две почти перекрывающиеся кривые временного сдвига синусоидальной формы и соответствующая кривая, представляющая собой полиномиальную аппроксимацию синусоиды полиномом Лежандра пятого порядка.

Здесь с₁Ь₁, е₂Ь₂ - первый и второй коэффициенты Лежандра и первая и вторая функции Лежандра, а Λ - погрешность в виде остаточного члена.

На фиг. 3 абсцисса отображает время пробега волны в обе стороны при отражении, выраженное в секундах. Ордината отображает временной сдвиг, выраженный в миллисекундах. Полиномиальная аппроксимация полиномом Лежандра пятого порядка в значительной степени перекрывает исходную кривую смещения синусоидальной формы, которую она пытается отобразить. Полученный в результате оценки полином Лежандра представлен всего лишь пятью (5) вычисленными коэффициентами, тогда как исходное смещение синусоидальной формы представлено 100 выборками с интервалами 4 мс. Таким образом, полиномиальная функция может использоваться для принудительного обеспечения гладкости функции временного сдвига наряду с уменьшением числовой сложности вычислений, необходимых для вычисления удовлетворительного временного сдвига для пары трасс. Таким образом, вычисления временных сдвигов, количество которых, как правило, равно 128, могут быть заменены вычислением первых пяти коэффициентов Лежандра с₁, с₂, ..., с₅. Упрощающим признаком, обеспечивающим возможность очень хорошей полиномиальной аппроксимации, является тот факт, что в синтезированной синусоидальной кривой отсутствует шум. Но для реальных данных имеет место иная ситуация. Для хорошей аппроксимации кривых могут использоваться базисные функции нескольких типов; аппроксимация полиномами Лежандра является только одним хорошим примером. Другими подходящими базисными функциями, которые могут использоваться для построения кривой, являются ряд Тейлора, ряд Фурье и сплайн-функции.

Результаты для синтезированных данных без новых сейсмических событий

Однако, какой бы хорошей аппроксимацией ни была аппроксимация полиномами Лежандра, продемонстрированная для части длинноволновой чисто синусоидальной волны, как продемонстрировано выше, нахождение хорошего набора базисных функций, отображающих временной сдвиг трассы, все еще не является идеальным. Сначала автором продемонстрирована аппроксимация полиномами Лежандра, пригодная для трассы из синтезированных базовых данных, которая проиллюстрирована на фиг. 4. Во втором столбце слева показана синтезированная базовая трасса 1 как функция предполагаемого зарегистрированного времени пробега волны в обе стороны в секундах. В левом столбце показана трасса 2 с временным сдвигом при наличии временного сдвига 221 синусоидальной формы величиной 4 мс, проиллюстрированного на фиг. 5, на котором в базовой кривой 1 индуцирован временной сдвиг истинно синусоидальной формы величиной 4 мс для создания кривой 2 с временным сдвигом, которая показана серой пунктирной синусоидальной линией 221. Временной сдвиг, оценка которого произведена посредством полинома Лежандра пятого порядка, для коррекции трассы 2 с временным сдвигом для ее лучшего соответствия базовой трассе 1 задан линией 2218 с меньшей амплитудой. Вторая итерация, возможно, улучшила бы аппроксимацию, но автор изобретения полагает, что достижение значительно лучшей аппроксимации маловероятно для двух наборов реальных данных, полученных во время двух процедур сейсмического каротажа с промежутком времени в несколько месяцев или лет. Трасса 2с, скорректированная путем оценки полиномом Лежандра, которая вычислена таким способом с использованием оценки временного сдвига 2218, показана в средней части фиг. 4. Разность между кривой 2 с временным сдвигом и базовой трассой 1 задана разностной трассой 26. Разность между кривой 2с с оценочным временным

- 6 020279 сдвигом посредством полинома Лежандра и исходной базовой трассой 1 вычислена и изображена как трасса 2сб, именуемая трассой разности после коррекции, в правой части фиг. 4. Из скорректированной трассы 2с и базовой трассы 1 можно увидеть, что соответствие является хорошим, это дополнительно подтверждается малыми амплитудами разности после коррекции трассы 2сб. Таким образом, продемонстрировано, что способ оценки временных сдвигов путем вычисления коэффициентов полиномиальных функций согласно предпочтительному способу работает для этих искусственных трасс для сопоставления двух наборов 10, 20 сейсмических данных с временным сдвигом из сейсмических трасс 1, 2 без наличия нового события.

Проблемы, связанные с новыми сейсмическими событиями

Таким образом, вышеизложенный усовершенствованный способ уменьшает объем численных вычислений, необходимых для сопоставления двух наборов сейсмических трасс 20, 10 с временным сдвигом, по сравнению со способом из известного уровня техники. Усовершенствованный способ также хорошо работает для сопоставления трассы 2 с временным сдвигом с базовой трассой 1, поскольку разность после коррекции трассы 2сб имеет малые амплитуды, как показано на фиг. 4. Однако если в трассу с временным сдвигом введено новое событие 4, формируя, таким образом, трассу 3 с временным сдвигом и с наличием нового события, которая показана в левом столбце фиг. 6, то в вышеописанном способе может быть предпринята попытка трактовать это новое событие 4 как сейсмическое событие, которое должно иметь его аналог в несуществующем соответствующем событии в базовой трассе 1. На фиг. 6 вышеупомянутый способ использован для вычисления корректирующего временного сдвига для трассы с временным сдвигом и с наличием нового события для создания трассы 3с0, скорректированной по временному сдвигу, но с наличием нового события. Разность между не очень удачной трассой 3с0, скорректированной по временному сдвигу, но с наличием нового события, и базовой трассой 1 показана как исходная разность после трассы 360, скорректированной по временному сдвигу, которая имеет существенные ложные различия выше и ниже смещенного негативного изображения 4' нового события 4. По-видимому, алгоритм как будто бы предпринял попытку сопоставления нового события в трассе 3 с нижним несоответствующим колебанием базовой трассы 1, приводящую к принудительному смещению колебаний, которые находятся выше и ниже. Правильной разностью между трассой 3 с временным сдвигом и с наличием нового события и базовой трассой 1 была бы так называемая правильная разность 3сб для нового события, показанная на кривой с правой стороны фиг. 6. Оба способа: способ согласно известному уровню техники и вышеизложенный способ на основе полиномиального приближения, по существу, продемонстрированы таким образом, что обеспечивают неудовлетворительное сопоставление, если трасса 3 с временным сдвигом также содержит новое событие 4, отсутствующее в базовой трассе 1. В дополнение к принудительному введению слишком большой коррекции и после этого слишком малой коррекции временного сдвига, что показано посредством кривой 22η, как видно на фиг. 7, при значениях времени пробега волны в обе стороны при отражении в интервале от приблизительно 0 мс до приблизительно 100 мс, выше фактического времени пробега волны при отражении, составляющего приблизительно 100 мс для нового события 4, как видно на фиг. 6, а также слишком слабой коррекции временного сдвига ниже фактического времени пробега волны при отражении для нового события 4 до приблизительно 150 мс, адаптация к новому событию 4, не имеющему соответствий, дополнительно влечет за собой ложный, но менее существенный временной сдвиг, показанный как малая выпуклость на участке кривой 22η между значениями времени пробега волны в обе стороны, равными 350 и 400 мс. Следует отметить изменение масштаба оцененного временного сдвига на фиг. 7 по сравнению с фиг. 5.

Включение новых событий

Четырехмерная (4Ό) разность сигналов между измеренными сейсмическими данными 6_т(!) и базовыми данными 6,(1) может быть записана в виде формулы в следующем виде:

4Λ0 - = ^{+ + ε} >

/ (III)

В этом уравнении все известно, за исключением временного сдвига ΔΙ. и последний член (ά_4ϋ(ί)+ε) известен. Выше было продемонстрировано, что способ приближения к соответствию между трассой 3 с временным сдвигом и с наличием нового события и базовой трассой 1 при предположении, что новым событием был Гауссов шум, был неудачным. Зная о наличии новой отражающей границы, отображенной новым событием 4, член б_4О(!) может быть встроен в алгоритм как изменяющийся во времени шум ε_4ϋ(ί) следующим образом:

<4,(0 ~ <4(0 = ⁺ <Μ>(0 + ^ε ) (V)

В этом уравнении шум представляет собой изменяющийся во времени шум, который может быть использован для обеспечения возможности того, чтобы шум локально включал в себя новое сейсмическое событие 4 для того промежутка времени на трассе, где, как известно, оно происходит, и подавлял допустимый шум до более низкого уровня для других значений времени вдоль временной оси трассы.

- 7 020279

Пример такой хорошо выбранной дисперсии по времени проиллюстрирован на фиг. 8.

Шум обычно выражают через дисперсию. Представление нового события 4 как заметно изменяющейся во времени дисперсии может быть выражено как преобразование Г ильберта:

^(О=|н(а₄₀(о)| (VI)

Тогда полная дисперсия σ(!) выражается следующим уравнением:

σ(/)² = |Η(</_4Ζ>(< +σΖ (VII) в котором дополнительный член σ_ε представляет собой дисперсию стационарного шума. Как описано выше, кривая 22! временного сдвига синусоидальной формы из фиг. 3, а также из фиг. 5, 7 и 10, не содержит шума. Это невозможно в алгоритме согласно настоящему изобретению, поэтому нужно задать значение уровня шума, и его устанавливают равным 1/10 от максимума нового события 4, как проиллюстрировано на фиг. 8.

На фиг. 9 приведена иллюстрация, на которой показан вышеописанный усовершенствованный способ, используемый для вычисления корректирующего временного сдвига трассы 3 с временным сдвигом и с наличием нового события для создания трассы 3сп, скорректированной по временному сдвигу и с учетом нового события. Разность между более удачной трассой 3сп, скорректированной по временному сдвигу и с учетом нового события, и базовой трассой 1 показана как исходная разность после трассы 3άη коррекции временного сдвига и нового события, имеющая сильно ослабленные ложные различия выше и ниже негативного изображения 4сп нового события 4, которое теперь размещено более правильно. По-видимому, новый алгоритм согласно предпочтительному способу более успешно внедрил новое событие 4 в трассу 3 без попытки сопоставления нового события 4 с какими-либо несоответствующими колебаниями базовой трассы 1, находящимися выше или ниже. Это имеет преимущество, заключающееся в значительном уменьшении величины ложного смещения временного сдвига вышележащих и нижележащих колебаний, скорректированных по временному сдвигу. Теперь имеет место высокая степень соответствия колебаний базовой трассы 1 и колебаний трассы 3сп, скорректированной по временному сдвигу и с учетом нового события непосредственно выше и ниже фактического времени (или фактической глубины, если трасса преобразована в глубину) нового события 4. Правильной разностью между трассой 3 с временным сдвигом и с наличием нового события и базовой трассой 1 является трасса, именуемая, правильной разностью 3сй с учетом нового события, которая показана в правой части фиг. 9, как и на фиг. 4. Способ согласно варианту осуществления настоящего изобретения, содержащий изменяющийся во времени шум в дополнение к полиномиальному приближению, по существу, продемонстрирован таким образом, что обеспечивает намного лучшее сопоставление трассы 3 с временным сдвигом, также содержащей новое событие 4, отсутствующее в базовой трассе.

Как наблюдалось на фиг. 7 и что повторено на фиг. 10, слишком большая и после этого слишком малая коррекция временного сдвига была принудительно реализована в непосредственной близости от фактического времени пробега волны при отражении посредством полиномиального приближения без учета нового события 4 при значении времени пробега волны в обе стороны, равном приблизительно 100 мс, что показано кривой 22п оцененного временного сдвига, обозначенной штрихпунктирной линией. Однако при включении в алгоритм временного сдвига дисперсии, изменяющейся во времени, новая адаптация к новому событию 4, не имеющему соответствий, обеспечивает значительно улучшенную коррекцию временного сдвига, что показано посредством оценочной кривой 22!§е с коррекцией временного сдвига и с учетом нового события, обозначенной штрихпунктирной линией, которая имеет лучшее сходство с кривой временного сдвига 22! истинно синусоидальной формы. Как было замечено на фиг. 9, усовершенствованный алгоритм согласно этому варианту осуществления настоящего изобретения более успешно включил новое событие 4 в кривую 22!§е коррекции временного сдвига без принудительного сопоставления нового события (4 из фиг. 9) с каким-либо вышележащим или нижележащим несоответствующим колебанием базовой трассы (1 из фиг. 9). Это имеет преимущество, заключающееся в значительном уменьшении величины ложного смещения временного сдвига вышележащих и нижележащих колебаний, скорректированных по временному сдвигу, поскольку ясно, что проблема состоит в оценочной кривой 22п коррекции временного сдвига, которая является результатом попытки адаптации нового события 4 к несоответствующим отраженным волнам. Способ согласно варианту осуществления настоящего изобретения, содержащий изменяющийся во времени шум в дополнение к полиномиальному приближению, по существу, продемонстрирован таким образом, что обеспечивает значительно лучшую коррекцию временного сдвига, что проиллюстрировано кривой 22!§е, также обеспечивая возможность включения в состав процедуры временного сдвига нового события 4, отсутствующего в базовой трассе 1.

Оценка изменяющейся во времени дисперсии для реальных сейсмических данных

Для реальных данных сложной задачей является оценка необходимой дисперсии, изменяющейся во времени. Такая изменяющаяся во времени дисперсия была упрощенно проиллюстрирована на фиг. 8 для одной одиночной трассы для одного одиночного временного события 4. Побудительной причиной кор

- 8 020279 рекции сейсмической трассы по временному сдвигу является необходимость лучше видеть новые события. Таким образом, та информация, которую автор желает получить из способа коррекции временного сдвига для адаптации набора трасс с временным сдвигом, также содержащих новое сейсмическое событие, к ранее полученной базовой трассе, не содержащей сейсмическое событие, происходящее позже, во многом сходна с вводимой информацией. К счастью, информация, вводимая в алгоритм согласно данному варианту осуществления настоящего изобретения, позволяет производить весьма грубую оценку представления предполагаемого нового события как изменяющегося во времени шума и, тем не менее, уточняет результат в значительной степени. Ниже приведен пример из нефтяного месторождения Грейн (Отаие) в Северном море.

На фиг. 11 показана исходная необработанная разность между сейсмическим разрезом трасс отраженных волн, содержащих первый набор базовых трасс 1 из первого набора сейсмических данных 10, полученного в первый момент времени ί₀ в месторождении Грейн (Стале), и второй набор сейсмических трасс 3 сейсмических данных 30, обычно имеющий временной сдвиг, причем второй набор сейсмических данных 30 получен во второй момент времени ΐ. Второй набор сейсмических трасс 30 включает в себя новые события 4. Данные содержат значительный временной сдвиг вследствие закачки газа в пласт. Новые события 4 возникают в нескольких трассах, формирующих так называемую последовательность 40 типа плоское пятно на трассах 3, появляющуюся поверх того, что, как полагают, является пластами, содержащими закачанный газ.

Фиг. 12 является идентичной фиг. 11 с вышеупомянутым плоским пятном, показанным вдоль верхнего сильного отражения 40, расположенного в центре, которое обозначено пунктирной линией в точке, соответствующей времени пробега волны в обе стороны при отражении, равному приблизительно 65 мс, и в интервале от приблизительно 180 и до приблизительно 440 м вдоль разреза.

На фиг. 13 показана последовательность типа плоское пятно в разности сейсмических разрезов из фиг. 11 и 12, интерпретируемая как изменяющаяся во времени дисперсия, проиллюстрированная, например, на фиг. 8. Интерпретируемое плоское пятно смоделировано посредством волновых импульсов Рикера (Ктскет) частотой 35 Гц, а амплитуда взята из исходной разности в плоском пятне между первым набором 10 сейсмических данных и набором 30 сейсмических данных, содержащим новые события 4. Весовая функция задана следующим образом:

<?Х)² (VIII)

На фиг. 14 проиллюстрирована оценка временного сдвига, вычисленная согласно настоящему изобретению, оценивающая временной сдвиг между реальным базовым набором сейсмических данных 10 и реальным набором сейсмических данных 30 с временным сдвигом, содержащим новое событие, который получен позже, с использованием полиномиальной аппроксимации, но не включающая в себя вариант осуществления настоящего изобретения, в котором выполняют адаптацию коррекции временного сдвига к изменяющейся во времени дисперсии вследствие наличия нового события 4. Показан отражающий горизонт 40 в точке приблизительно 250 мс, интерпретируемый как сильное новое событие 4. В диапазоне удалений от 200 до 260 м имеется сильный отрицательный временной сдвиг, наложенный на набор 30 более поздних сейсмических данных, в особенности выше, но также и ниже последовательности 40 сильных новых событий 4, когда последовательность 40 сильных новых событий 4 не учитывается. Можно предположить, что ниже этой последовательности данные содержат значительные временные сдвиги вследствие закачки газа в пласт. В области высоко над последовательностью 40 новых событий также видна группа сильных положительных временных сдвигов для значения времени пробега волны в обе стороны, равного приблизительно 100 мс, и в диапазоне удалений от 220 до 270 м.

На фиг. 15 проиллюстрирован тот же самый разрез, что и на фиг. 14, за исключением того, что временной сдвиг вычислен согласно варианту осуществления настоящего изобретения, включающему в себя использование способа адаптации к изменяющейся во времени дисперсии вследствие новых событий 4. Здесь в том же самом диапазоне удалений от 200 до 260 м временной сдвиг, наложенный на более поздний набор 30 сейсмических данных не только выше, но также и ниже последовательности 40 сильных новых событий 4, значительно уменьшен, когда учтена последовательность 40 сильных новых событий 4. Кроме того, группа сильных положительных временных сдвигов, которые имели место высоко над последовательностью 40 новых событий при значении времени пробега волны в обе стороны, равном приблизительно 100 мс, и в диапазоне удалений от 220 до 270 м, является на фиг. 15 значительно менее выраженной. Это показывает, что временные сдвиги, наложенные способом, в котором не учитывают наличие последовательности 40 из новых событий 4, принудительно вызывают нереальную коррекцию временного сдвига в части сейсмического разреза, поскольку часть временных сдвигов, вычисленных вблизи последовательности 40 новых событий 4, являются значительно меньшими при учете изменяющейся во времени дисперсии, основываясь на последовательности новых событий. Однако темная, подобная тени группа сильных отрицательных временных сдвигов, появляющихся во временном интервале от приблизительно 300 до приблизительно 360 мс в диапазоне удалений от приблизительно 310 до при

- 9 020279 близительно 340 м, преобладает на фиг. 14-15, и полагают, что ее первопричиной является среда. Кроме того, в более глубоком временном разрезе от приблизительно 400 до приблизительно 460 мс, или даже вблизи 500 мс, оцененные временные сдвиги для удалений от 210 до 380 м имеют небольшое различие по временному сдвигу между двумя этими способами. Это дополнительно указывает, что эти вычисленные временные сдвиги являются реальными. Трехмерный горизонтальный по времени разрез через уровень, соответствующий времени пробега волны в обе стороны при отражении, равному приблизительно 440 мс, показал бы малые значения оцененного временного сдвига в диапазоне удалений до приблизительно 190 м, затем идет длинный интервал до приблизительно 380 м или даже до 420 м с большими значениями временного сдвига, после чего следует, как правило, малый временной сдвиг вплоть до удалений, равных 600 м. В этом диапазоне изображение обычно является одинаковым на фиг. 14 и 15. В данном случае это может указывать факт введения газа на указанных глубинах и в указанном диапазоне удалений.

Набор четырехмерных (4-Ό) сейсмических данных, содержащий первый и второй наборы 10, 30 сейсмических данных, содержит как временные сдвиги, так и изменения амплитуды. Одна из целей данного способа состоит в отделении влияния временного сдвига на наборы 10, 30 сейсмических данных от амплитудных изменений в тех же самых наборах сейсмических данных для изучения временных сдвигов как таковых и для изучения изменений амплитуды сейсмических волн как таковых. Если для сейсмических данных может быть решена обратная задача на основании правильно установленных амплитуд, то может быть обеспечена улучшенная оценка количества закачанного газа.

Таким образом, предпочтительные варианты осуществления изобретения могут обеспечивать хорошее соответствие между наборами сейсмических данных с временным сдвигом при использовании вычисления базисной функции, требующего меньшего объема вычислений, чем вычисление отдельных временных сдвигов для каждой временной выборки в способах из известного уровня техники. Вариант осуществления настоящего изобретения дополнительно способен обеспечивать вычисление временных сдвигов при наличии нового события 4, имеющего место во втором наборе сейсмических данных, без вынужденных ложных временных сдвигов в сейсмических данных при ограничении, заключающемся в наличии латеральной последовательности 40 из новых сейсмических событий 4.

Зная временные сдвиги, вызванные средой, и их глубины, может быть вычислено изменение сейсмического импеданса. Изменение сейсмического импеданса может происходить вследствие изменения либо скорости распространения сейсмических волн, либо плотности, либо обоих этих параметров рассматриваемых геологических слоев. Знание этих параметров относительно изменений среды геологических пластов может обеспечивать ввод важнейшей информации о том, как следует регулировать добычу нефтяного флюида, например путем регулирования дебита газа или нефти, путем регулирования глубины, с которой производят добычу нефтяных флюидов, или путем определения скорости закачки газов или флюидов, способствующих добыче нефтяного флюида.

Варианты осуществления настоящего изобретения были описаны со ссылкой на конкретные проиллюстрированные примеры. Однако понятно, что можно произвести изменения и видоизменения описанных примеров, не выходя за пределы объема патентных притязаний настоящего изобретения.

Приложение Оценка временного сдвига от сейсмических съемок с временным интервалом

Эспен Оэн Ли (Екреп Оеп Ые) февраля 2008 г.

Математическая модель.

Модель, используемая для оценки временного сдвига, получена с использованием довольно простых предположений:

ίΐ,η(ί) = <ή>(ί + Δΐ) + <ί.4ρ(ί) 4- € (I)

Разложим это уравнение в ряд Маклорена по Δ1:

Перегруппировывая это уравнение и отбрасывая члены второго (и более высокого) порядка, получают следующее уравнение:

^тп(0 ~ ⁼ + ί^4£)(ί) + е (3)

Некоторые замечания;

если отбросить член, содержащий Δ1, то получают обычную интерпретацию кубов разностей при сейсмическом мониторинге. Т.е. эта разность связана исключительно с амплитудными эффектами и шумом;

если отбросить амплитудный эффект (ά_4ϋ(ΐ)), то получают те же самые уравнения, которые могут использоваться для получения метода Хорна-Шунка (Ногп-Зсйипк). используемого в ΝΒΜ.

Член (ά_4ϋ(ΐ)) временно исключают для получения основ способа. Амплитудный член будет включен в его состав позже. Как известно, можно записать это уравнение в компактном варианте:

Διί = ,ΡΔϊ -Р с (4)

- 10 020279 где Δά равно б_т(1)-б_ь(1), а Ό - диагональная матрица с 5Д_Ь ^на диагонали. Это уравнение может быть обращено непосредственно: Δΐ=Ό^-1Δά, но это не было бы целесообразным ни с математической, ни с физической точки зрения. Результат оказался бы очень зашумленным и нефизическим. С точки зрения физики, временные сдвиги должны быть довольно гладкими как по вертикали, так и по горизонтали, возможно, за исключением областей вокруг разломов. Можно полагать, что изменения скорости являются прерывистыми, но результирующие временные сдвиги, тем не менее, будут непрерывными по вертикали.

Ограничение по гладкости, примененное в этом способе, основано на базисных функциях. Вместо того, чтобы работать непосредственно с Δ1, автор утверждает, что эта функция может быть в достаточной мере представлена набором базисных функций. Может использоваться любой набор функций, но в настоящее время предпочтительными являются В-сплайны. Введение базисных функций может быть выражено следующим образом:

Δί = Гс (5) где Р представляет собой матрицу щхщ, содержащую щ базисных функций. щ обычно является намного меньшим, чем щ Их введение дает следующее уравнение:

Дй = РГс + € (6)

Следует отметить, что ЭР не требуют умножения матриц, поскольку Ό является диагональной. Лучше было бы построить матрицу, содержащую все значения времени 5Дь базисных функций. Это уравнение может легко быть обращено в отношении наименьших квадратов, и результат является вполне устойчивым для результатов моделирования, содержащих только временные сдвиги. Решением является: с=(Р^тОГ)~'Р^тЬа (7)

Δί= Γ(Γ^τΖ)Γ)-^ιΓ^τΔ<ΐ (8)

Это может именоваться одномерным (1Ό) решением задачи.

1.1. Латеральное ограничение.

Одномерное (1Ό) решение является достаточным для синтезированных данных, но реальные данные сейсморазведки содержат множество явлений, которые не могут быть смоделированы посредством этих линейных уравнений. Общий подход к этим явлениям состоит в том, что все остальное рассматривают как шум. Тот же самый подход будет предпринят и здесь, и предполагают, что временные сдвиги являются более гладкими, чем эта погрешность. Возможным решением является введение двумерных базисных функций. Однако это наложит очень сильное ограничение, игнорирующее разломы и другие менее гладкие объекты в данных сейсморазведки.

Предполагают, что изменение временного сдвига от одной трассы к другой трассе является гауссовым. Это предположение в большинстве случаев является прагматичным с учетом приведенных ниже доводов в его пользу:

ограничение и решение являются глобальными (без скользящих окон), решение является очень быстрым, весьма высокая гибкость относительно изменения латерального временного сдвига.

Самым важным доводом против является то, что это предположение так или иначе является сомнительным. Автор не имеет результатов статистического анализа задачи, но, тем не менее, использует статистический способ для ее решения.

При наложении статистического предположения решение является, как обычно, байесовским. Для завершенности учитывают следующие уравнения:

НФ) к р(с)р(4|с)(9) где ά - данные измерений, а с - желательные параметры. Наш априорный гауссиан может быть выражен следующим образом:

р(е_{2 к}) ос ехр - ^)^Т С'¹ (Р(с_5гк - <£*))](10) ^с],к ~ (^еэ-1Λ + <ц+1,к + ^е>Л-1 + ^йэЛ+!)(11) где _) и к относятся к пространственной выборке. Следует отметить, что наши базисные функции включены в состав Р. Это связано с тем, что сравнивают именно временные сдвиги, а не коэффициенты базисной функции. С_с представляет собой ковариационную матрицу для предыдущего. Правдоподобие, как обычно, равно:

где С_е - ковариационная матрица. Следует отметить, что правдоподобие является локальным. Решением этой задачи для максимальной вероятности является следующее:

- 11 020279

Однако это решение является нелокальным, поскольку сД является нелокальным. Решить задачу изложенным здесь способом невозможно, но он проливает свет на то, как следует ее рассматривать. (Фактически это представляет собой итерационную схему Якоби, но она является слишком медленной для нашей цели.)

1.2. Решение в виде линейной системы уравнений.

Существует несколько способов решения этой системы уравнений, но необходимо указать объем задачи. Имеется п_£ базисных функций, п₁ линий вдоль профиля и п_х линий поперек профиля. Они образуют матрицу п_£п₁п_ххп_£п₁п_х, которая обычно имеет размерность 20000000x20000000. Таким образом, необходимо использовать структуру матрицы, которая является очень разреженной (и ленточной). В конце будет рассмотрен метод сопряженных градиентов для поиска решения, но сначала для этого будут перегруппированы уравнения.

Это приводит к ленточной системе, которая может быть записана следующим образом:

	/ т\ -рг	0	0	\	АД	АД
	-Рг Ϊ2	-Рр	0		С2		ί>2
	0 -Рг	Тч	-Рг		сз		Ьз
	\ :			'7	\7		V/
	-Г 0	0 ·			Ч.Л			А>,Д
-г	А,2 -Г	0			С),2			^.2
0	- Г	-г		=5	ЧЛ	: ΐ	о=	Ьу,з
\;		•.	)		к : /

где Ό_Γ - блочная диагональная матрица с Γ на ее диагонали.

Для численных вычислений Γ может быть исключена из диагонали:

1.3. Задание ковариаций - включение априорных знаний.

В дополнение к базисным функциям (которые должны быть заданы) в уравнения входят две ковариационные матрицы. Они должны быть заданы и используются по отдельности. Самый простой подход состоит в заявлении о том, что нам не известно ничего более, кроме того факта, что мы хотим получить гладкий результат. В этом случае ковариации являются диагональными и постоянными. Затем вводят только отношение с./с_с. которое может быть интерпретировано как отношение шума к сигналу или как весовая функция.

- 12 020279

До сих пор не учитывали член ά_4ϋ, т.е. желательное влияние амплитуды. Во всех других способах его рассматривают как шум, и мы будем рассматривать его также как шум, но с дисперсией, изменяющейся в пространстве. С_е представляет собой ковариацию, которую до сих пор считали постоянной. Будем предполагать, что временная корреляция равна нулю, поэтому матрица С_е является диагональной, но с дисперсией, изменяющейся во времени и в пространстве (С =С |_4:). Предложенная фактическая реализация этого состоит в моделировании влияния нашей четырехмерной (4Ό) амплитуды до оценки временного сдвига. Это может быть выполнено с использованием интерпретируемого горизонта и волнового импульса Рикера (Ктскет) с частотой, эквивалентной данным сейсморазведки. Амплитуды могут быть взяты из исходного начального куба разностей. Следует отметить, что наши базисные функции обеспечивают интерполяцию по смоделированной области таким образом, что основной эффект состоит в уменьшении весового коэффициента (это не оказывает прямого влияния на временные сдвиги). Так как дисперсии эквивалентны значениям энергии, необходимо преобразовать смоделированный четырехмерный (4Ό) эффект в энергию. Путем использования преобразования Гильберта удаляют фазу, делают дисперсию довольно гладкой и гарантируют, что энергия является сообразной (после преобразования Г ильберта полная энергия сигнала является постоянной). Тогда дисперсия, зависящая от времени, равна:

где Η(ά_4ϋ(ΐ)) - преобразование Гильберта. Что дает общую дисперсию:

где σ² - дисперсия шума в классическом смысле. Это будет диагональю матрицы С' ,_4<. которая является диагональной.

Вторая ковариация С_с также может использоваться таким образом, что включает в себя априорные знания. Это связано с тем, насколько сходными являются временные сдвиги по горизонтали. Полагают, что временные сдвиги являются сходными по горизонтали, когда находятся внутри однородного замкнутого пространства, т.е. пачки горных пород. Временные сдвиги не обязательно являются непрерывными через разломы и другие геологические границы. Это может быть учтено посредством С_с.

Следует отметить, что учет этого, вероятно, вызовет временные сдвиги, не противоречащие входным ограничениям, поэтому, возможно, не следует использовать геологические модели. Это обусловлено тем фактом, что имеют место некоторые предположения относительно их границ. Более подходящими являются меры, предпринимаемые на основании признаков разломов или иных данных. И вновь, дисперсия, которой она является, должна быть выражена в единицах энергии.

Следует отметить, что как С_е, так и С_с должны быть нормированными таким образом, чтобы ^=σ₀Ι₀, где значение 1_с является большим, чем 1, на диагонали. Это приводит к тому, что значение 1_с ^-1 является меньшим, чем 1, на диагонали и уменьшает или сохраняет числа в Р. Это следует делать гло бально, чтобы входными данными были 1_е, 1_с и ^σ« Это также подразумевает разделение вводимой информации о структуре и степени сглаживания. В дополнение к аспектам, полезным для практического применения, это обеспечивает устойчивость численного решения.

2. Численное решение.

Наилучшим проверенным способом является метод сопряженных градиентов (СО). Он обеспечивает очень большое ускорение по сравнению с первоначально проверенным методом Гаусса-Зейделя. Одной из сильных сторон метода СО является то, что в нем необходимы только произведения матрицвекторов, а не обращения матриц. Вследствие структуры нашей системы векторные произведения матриц являются довольно дешевыми при реализации:

в = Ар (26) ⁼ Г — д (р_2+1,й: + Ру-1,к + (2/)

Само собой разумеется, что мы не выполняем операцию Γ^-1 Ц_к при каждой итерации, это сделано только для простоты обозначений.

Реальным алгоритмом является следующий:

вычисляют т⁰=Ь-Ах⁰ для некоторого исходного предполагаемого х⁰:

- 13 020279

Бог ί= 1:тахБЕ τ

ίί ί=1

е1зе /?' = ρ'¹ / ρ'^-2 ρ' = г'¹ +Р‘-'р^ οηάίί

4=Ар‘ а = р*~' / р‘^Тд‘ х¹ =х‘~' + β' ρ(ί) г=г-¹-^(о проверка сходимости; продолжить в случае необходимости.

Claims (17)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ определения временных сдвигов (22) для обнаружения изменений среды в нефтегазоносных пластах во время нефтедобычи, содержащий этапы, на которых определяют первый набор (10) данных сейсморазведки методом отраженных волн из первых трасс (1) отраженных волн, содержащий первую последовательность отраженных волн (11), полученную в первый момент времени (ίο), определяют второй набор (30) данных сейсморазведки методом отраженных волн из вторых трасс (3) отраженных волн, содержащий вторую последовательность отраженных волн (31), полученную в более поздний момент времени (ί), которая в основном соответствует первой последовательности отраженных волн (11), сравнивают первые и вторые трассы для определения временных сдвигов между событиями в первых и вторых трассах (1, 3), определяют базисную функцию и вычисляют коэффициенты базисной функции для получения соответствия между кривой временных сдвигов и базисной функцией, применяют базисную функцию, содержащую эти коэффициенты, для получения соответствия по меньшей мере между одной из первых и вторых трасс (1, 3) и другой одной из первых и вторых трасс.
2. 2. Способ по п.1, в котором базисные функции представляют собой сплайн-функции, полиномы Лежандра, ряд Тейлора или ряд Фурье, при этом коэффициенты базисной функции представляют собой коэффициенты сплайн-функций, коэффициенты полиномов Лежандра, коэффициенты ряда Тейлора или коэффициенты ряда Фурье.
3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором коэффициенты базисной функции вычисляют, учитывая при этом инвариантный по времени шум в первой и второй трассах.
4. 4. Способ по любому из пп.1, 2 или 3, содержащий этапы, на которых распознают новые сейсмические события по меньшей мере из одной последовательности, простирающейся по горизонтали во вторых трассах, которая отсутствует в первых трассах, и интерпретируют новые события как изменяющуюся во времени дисперсию в дополнение к инвариантному по времени шуму вне новых сейсмических событий.
5. 5. Способ по п.4, в котором вычисляют коэффициенты базисной функции с учетом включения в них изменяющейся во времени дисперсии локально для временных сдвигов, где, как известно, новые сейсмические события происходят, и инвариантного по времени шума для других временных интервалов вдали от новых сейсмических событий.
6. 6. Способ по любому из пп.4 или 5, в котором операция распознавания упомянутых новых сейсмических событий (4) содержит этапы, на которых вычисляют амплитуду путем вычитания упомянутого первого набора сейсмических данных (1) из второго набора сейсмических данных (3), умножают амплитуду на весовую функцию, зависящую от инвариантного по времени шума и от изменяющейся во времени дисперсии, и выполняют свертку с функцией сейсмического импульса.

   - 14 020279
7. 7. Способ по п.6, в котором функцией сейсмического импульса является импульс Рикера.
8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором интервал между первым моментом времени (ΐ₀) и более поздним моментом времени (ΐ) имеет продолжительность 2 месяца или более.
9. 9. Способ по любому из пп.1-8, содержащий этап, на котором отображают вычисленные временные сдвиги (22) отраженных волн во второй последовательности отраженных волн (31) из вторых трасс (3) отраженных волн как функцию от времени пробега волны при отражении вдоль линий сейсмического профиля.
10. 10. Способ по любому из пп.1-9, содержащий этап, на котором производят сбор первого набора (10) данных сейсморазведки методом отраженных волн и второго набора (30) данных сейсморазведки методом отраженных волн.
11. 11. Способ по любому из пп.1-10, содержащий этап, на котором производят добычу нефти между получением первого набора (10) данных сейсморазведки и второго набора (30) данных сейсморазведки.
12. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором этап сравнения содержит этап, на котором формируют разность между каждой первой трассой и соответствующей второй трассой и делят эту разность на первую производную второй трассы по времени.
13. 13. Способ по любому из пп.1-12, содержащий этап, на котором используют вычисленные временные сдвиги для обнаружения изменения среды в нефтегазоносных пластах.
14. 14. Способ определения или обнаружения изменения геофизических свойств подземной области земли, такого как изменения среды в геологических пластах, содержащий этап, на котором выполняют способ по любому из пп.1-13, в котором первый и второй наборы (10, 30) сейсмических данных получены из этой области, и содержащий следующий дополнительный этап, на котором из сопоставленных по времени первой и второй трасс определяют изменение геофизических свойств области между первым и поздним моментами времени.
15. 15. Способ по любому из пп.1-14, в котором используют одно, выбранное из группы, содержащей временные сдвиги, вычисленные по п.1, и изменение геофизических свойств, определенное по п.14, во время операций нефтедобычи.
16. 16. Способ, в котором используют одно, выбранное из группы, содержащей временные сдвиги, вычисленные по любому одному из пп.1-13, и изменение геофизических свойств, определенное посредством способа по п.14, во время операций нефтедобычи.
17. 17. Способ по п.15 или 16, в котором операции нефтедобычи представляют собой мониторинг или контроль добычи нефтяного флюида, такие как одно, выбранное из группы, содержащей регулирование дебита газа или нефти, регулирование глубины, с которой производят добычу нефтяных флюидов, установление скорости закачки газов или флюидов, способствующих добыче нефтяного флюида.