EA023351B1 - Способ и система для построения сейсмических изображений и моделей геологической среды путем томографии с использованием пучков - Google Patents
Способ и система для построения сейсмических изображений и моделей геологической среды путем томографии с использованием пучков Download PDFInfo
- Publication number
- EA023351B1 EA023351B1 EA201270600A EA201270600A EA023351B1 EA 023351 B1 EA023351 B1 EA 023351B1 EA 201270600 A EA201270600 A EA 201270600A EA 201270600 A EA201270600 A EA 201270600A EA 023351 B1 EA023351 B1 EA 023351B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- beams
- data
- model
- seismic
- simulated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 238000003325 tomography Methods 0.000 title abstract description 19
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 title description 2
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 claims description 27
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 20
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 20
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 17
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000012217 deletion Methods 0.000 description 14
- 230000037430 deletion Effects 0.000 description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 14
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 210000004027 cell Anatomy 0.000 description 7
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 238000009432 framing Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 3
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 2
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 2
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 210000004460 N cell Anatomy 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000003702 image correction Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 description 1
- 239000002957 persistent organic pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000003746 surface roughness Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/301—Analysis for determining seismic cross-sections or geostructures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/66—Subsurface modeling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
В изобретении представлены компьютеризированный метод и система компьютерной томографии с использованием пучков для создания оптимизированных сейсмических изображений и моделей геологической среды, независящих от структуры отражающей границы. Зарегистрированные сейсмические данные преобразовываются в пучки данных, которые сравниваются со смоделированными (путем решения прямой задачи) пучками, используя модель геологической среды, включающую в себя модель скорости для вычисления траекторий лучей и сейсмического изображения для определения отражающих границ. Томографические обновления модели геологической среды и модели скорости основаны на несовпадениях между пучками данных и аналогичными пучками, смоделированными (путем решения прямой задачи) по модели скорости и сейсмическому изображению. Обновленная модель геологической среды и сейсмическое изображение лучше описывают истинное распространение пучков в геологической среде.
Description
Настоящее изобретение, в целом, относится к способам и системам для построения сейсмических изображений и моделей геологической среды, в частности к способам кинематической томографии на отраженных волнах, использующим пучки в качестве исходных данных для способа.
Уровень техники
В области нефтегазопоисковых работ изображения недр геологической среды необходимы для поисков и разработки месторождений. Сейсмические изображения подповерхностной области геологической среды, созданные с помощью различных поднаборов зарегистрированных сейсмических данных, зачастую не совпадают друг с другом. Фиг. 1 представляет пример изображения геологической среды, получающегося в результате обработки сейсмических данных, записанных на разных удалениях. Сплошные линии представляют сейсмическое изображение согласно сейсмическим данным, полученным на минимальных удалениях, пунктирные линии представляют изображение согласно сейсмическим данным, полученным на максимальных удалениях. Причиной таких несовпадений обычно бывают некорректные скорости распространения сейсмических волн, создающие искаженные, несфокусированные изображения недр. Измеренные значения несовпадений могут быть проанализированы с целью корректировки этих скоростей. Такой анализ чаще всего выполняется путем кинематической томографии, сравнивающей зарегистрированные данные с результатами решения прямой задачи, или с помощью связанного процесса анализа миграционных скоростей, который сравнивает несовпадения между мигрированными изображениями, как представлено на фиг. 1.
Стандартные методы кинематической томографии на отраженных волнах включают в себя решение прямой задачи для согласования синтезированных данных, рассчитанных по модели геологической среды, с фактически зарегистрированными данными. Такое согласование достигается путем внесения последовательных изменений в модель геологической среды для определения такой модели скорости распространения, в которой минимизируется рассогласование между временами пробега отраженных волн смоделированных и зарегистрированных данных. Обычным способом корректировки несовпадения является применение лучевого метода для характерных отражающих границ и использование времени пробега вдоль лучей для нахождения таких поправок скорости, при которых смоделированные и фактические данные совпадают наилучшим образом. Аналогичным образом, анализ миграционной скорости рассматривает величины времени пробега и скорости вдоль лучей, соответствующих отраженным волнам, для совпадения изображений от всех удалений. Чаще всего, поправки скорости рассчитываются на сетке, например, представленной на фиг. 1. Ход очень близко расположенных лучей строится от множества точек отражения вдоль многих отражающих горизонтов. Эта информация о траекториях лучей используется для расчета поправок к модели скорости, необходимых в каждой ячейке сетки для минимизации несовпадений между изображениями, основанными на данных от различных диапазонов удалений.
В традиционной кинематической томографии на отраженных волнах и методах анализа миграционной скорости структура отражающей границы используется как часть начальной модели скорости. Такой структурой отражающей границы могут быть интерпретированные горизонты или поле измерений местного падения существующего сейсмического изображения. В любом случае, структура отражающей границы может быть недостоверной в случае изображения низкого качества. Траектории лучей чрезвычайно чувствительны к структуре отражающей границы: незначительные изменения падения отражающей границы вызывают намного более значительные изменения направления траектории лучей. Более того, при низком качестве сейсмических изображений распространение лучей зачастую происходит по множеству траекторий. Таким образом, в случаях, когда максимально необходима коррекция изображения, информация о траектории распространения, необходимая для выполнения коррекции, оказывается наиболее недостоверной. В случаях, когда в точке отражения луча падение отражающей границы изменяется лишь незначительно, отраженная часть траектории луча часто может измениться в значительных пределах, проходя через значительно отличающийся набор ячеек сетки и изменяя тем самым инверсию. Луч также может быть очень чувствителен к встречаемым на пути мелким неоднородностям. Эта чувствительность является паразитным эффектом лучевого анализа и является одной из основных причин, по которым при разработке точных моделей скорости основное внимание в отрасли в настоящее время уделяется инверсиям, основанным на волновых уравнениях, несмотря на то что в методах волнового уравнения утрачивается значительное количество очень полезной геометрической информации, предоставляемой лучами.
Вместо отказа от лучевых методов и использования методов волнового уравнения необходим способ, сочетающий преимущества обоих методов для уточнения скорости распространения сейсмических волн в модели геологической среды и повышения качества получающихся сейсмических изображений. В частности, необходим способ кинематической томографии на отраженных волнах, менее чувствительный к незначительным деталям модели скорости, не требующий предположений о структуре отражающей границы и применимый в случаях, когда отраженные волны нарушены и их сложно отобразить в виде поверхностей отражения.
Краткое описание изобретения
В настоящем документе описаны варианты реализации различных воплощений способа и системы томографии с использованием пучков для создания сейсмических изображений и моделей геологической
- 1 023351 среды, относящихся к подповерхностной области геологической среды. Воплощения данного способа сохраняют ряд аспектов как лучевого метода, так и метода волнового поля для оптимизации скорости распространения сейсмических волн в модели геологической среды и получающихся сейсмических изображений независимо от структуры отражающей границы.
Согласно одному из воплощений предлагается компьютеризированный способ создания сейсмического изображения и модели геологической среды, относящихся к подповерхностной области геологической среды. Способ включает в себя сохранение на носителях запоминающего устройства компьютера набора пучков данных, созданных по зарегистрированным сейсмическим данным, являющихся образцом для части подповерхностной области; и использование компьютерной системы, содержащей один или более процессоров, сконфигурированных для выполнения обмена информацией с носителями запоминающего устройства компьютера и исполнения одной или более компьютерных программ. Пользователь, исполняющий одну или более компьютерных программ в компьютерной системе, выполняет операции, включающие в себя: миграцию набора пучков данных, содержащего совокупность пучков данных, и исходной модели геологической среды, имеющей исходную модель скорости, характерную для подповерхностной области, для создания сейсмического изображения подповерхностной области; определение взаимной корреляции смоделированного пучка, полученного из сейсмического изображения и модели геологической среды, и соответствующего пучка данных из набора пучков данных;
сохранение на носителях запоминающего устройства компьютера пар пучков из взаимнокоррелированных смоделированных пучков и пучков данных, у которых для измеренного временного сдвига величина взаимной корреляции превосходит установленный порог, и повторение операций определения взаимной корреляции и сохранения до завершения процесса моделирования установленного числа соответствующих пучков данных; а также инверсию измеренных временных сдвигов для создания обновленной модели геологической среды, имеющей обновленную модель скорости, при этом получающаяся в результате обновленная модель геологической среды подповерхностной области позволяет создание обновленного сейсмического изображения, достоверно описывающего распространение пучков данных в подповерхностной области.
Дополнительно могут быть включены следующие добавочные варианты воплощения: итерационное повторение операций миграции, определение взаимной корреляции, сохранение и инверсия до уменьшения измеренных временных сдвигов до пределов установленного допустимого отклонения или до визуального определения пользователем совпадения пар лучей; преобразование зарегистрированных сейсмических данных в набор пучков данных, используя операцию локального наклонного суммирования; зарегистрированные сейсмические данные зарегистрированы, по меньшей мере, от двух удалений; миграция вычисляется методом миграции с использованием гауссового пучка; для формирования смоделированного пучка сейсмическое изображение суммируется вдоль волновых фронтов гауссовых пучков; соответствующие смоделированные пучки и пучки данных определяются для конкретного местоположения, удаления и падения средней точки; для моделирования смоделированных пучков кадрируется только часть модели геологической среды; и число сохраненных пар пучков для каждого местоположения и удаления средней точки является заданным параметром; при достижении числом сохраненных пар пучков заданного параметра каждая пара пучков, поступающая для сохранения для соответствующего местоположения и удаления средней точки, сравнивается с сохраненными ранее парами пучков для этого местоположения и удаления средней точки и заменяет уже сохраненную ранее пару пучков, имеющую наименьшую величину взаимной корреляции, если поступающая пара пучков имеет большую величину взаимной корреляции, чем величина взаимной корреляции ранее сохраненной пары пучков.
В соответствии с другими реализациями добавочные варианты воплощения включают в себя следующее: измеренные временные сдвиги максимизируют величину взаимной корреляции между парами смоделированных пучков и пучков данных; каждый смоделированный пучок ставится в соответствие лучу источника и лучу приемника, определяемых по параметрам соответствующего пучка данных в паре пучков и исходной модели скорости, которые используются для корректировки поправок в модель скорости для уменьшения измеренных временных сдвигов между парами пучков; инверсия включает в себя вычисление интеграла поправки замедления для модели скорости вдоль траекторий луча источника и луча приемника для определения временного сдвига, необходимого для совпадения пар пучков; на поправки к модели скорости налагаются пени за увеличение пространственных вариаций или за увеличение грубости по сравнению с исходной моделью скорости; параметры инверсии выбираются пользователем в интерактивном режиме; и сохранение на носителях запоминающего устройства компьютера величины взаимной корреляции и измеренного временного сдвига для каждой пары из смоделированных лучей и лучей данных с величиной взаимной корреляции, превосходящей определенный порог.
Для специалиста в данной области очевидно, что изобретение предназначено для использования с компьютерной сетью, содержащей компьютерную сеть, сконфигурированную для создания изображений, относящихся к подповерхностной области геологической среды, систему, содержащую запоминающее устройство компьютера, в состав которого входят носители запоминающего устройства компьютера, содержащие набор пучков данных, включающий в себя совокупность пучков данных, созданных по заре- 2 023351 гистрированным сейсмическим данным, являющихся образцом для части подповерхностной области; графический интерфейс пользователя, содержащий пользовательское устройство ввода и устройство отображения информации, сконфигурированное и устроенное для визуализации по меньшей мере одного сейсмического изображения подповерхностной области геологической среды; и компьютерную систему, сконфигурированную и устроенную для исполнения машиночитаемых исполняемых инструкций, сохраняемых на носителях запоминающего устройства компьютера. Пользователь имеет возможность применить способ, включающий миграцию набора пучков данных и исходной модели геологической среды, имеющей исходную модель скорости, характерную для подповерхностной области, для создания сейсмического изображения подповерхностной области; определение взаимной корреляции смоделированного пучка, полученного из сейсмического изображения и модели геологической среды, и соответствующего пучка данных в наборе пучков данных; сохранение на носителях запоминающего устройства пар пучков из взаимнокоррелированных смоделированных пучков и пучков данных, у которых для измеренного временного сдвига величина взаимной корреляции превосходит установленный порог, повторение операций определения взаимной корреляции и сохранения до завершения процесса моделирования установленного числа соответствующих пучков данных; и инверсию измеренных временных сдвигов для создания обновленной модели геологической среды, имеющей обновленную модель скорости, при этом получающаяся в результате обновленная модель геологической среды подповерхностной области позволяет создание обновленного сейсмического изображения, достоверно описывающего распространение пучков данных в подповерхностной области.
В соответствии с другим воплощением компьютерная система сконфигурирована для выполнения итерационного повторения операций миграции, определения взаимной корреляции, сохранения и инверсии до уменьшения измеренных временных сдвигов до пределов установленного допустимого отклонения или до визуального определения пользователем совпадения пар лучей.
Вышеприведенный раздел краткого описания изложен для упрощенного ознакомления с набором концепций, описываемых далее в разделе подробного описания. Данное краткое описание изобретения не предназначено для идентификации ключевых признаков или существенных признаков заявленного объекта изобретения, и оно не предназначено для ограничения объема заявленного объекта изобретения. Более того, заявленный объект изобретения не ограничивается воплощениями, которые устраняют любой или все недостатки, отмеченные в любой части настоящего описания.
Краткое описание чертежей
Эти и другие цели, признаки и преимущества настоящего изобретения станут более понятными с учетом последующего описания, прилагаемой формулы изобретения и сопроводительных чертежей, на которых фиг. 1 представляет пример изображения земных недр, получающегося в результате обработки сейсмических данных, зарегистрированных на разных удалениях, фиг. 2 представляет блок-схему компьютеризированного способа уточнения модели скорости распространения сейсмических волн и создания сейсмических изображений, относящихся к подповерхностной области геологической среды, в соответствии с одним или более воплощениями настоящего изобретения, фиг. 3 представляет создание пучка по зарегистрированным сейсмическим данным в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 4 представляет распространение пучка в геологической среде в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 5 представляет сложение пучков для формирования сейсмического изображения в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 6 представляет суперпозицию одного из пучков на сейсмическое изображение, полученное сложением пучков в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 7 представляет сравнение данных и смоделированных результатов в лучевом домене в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 8 представляет трехмерное изображение простого примера синтезированных данных, используемого для демонстрации воплощений настоящего изобретения, фиг. 9 представляет расширенное трехмерное изображение подошвы соли, представленной на фиг.
8, фиг. 10(а)-(с) представляют данные и смоделированные трассы в пространстве пучков в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 11 представляет центральные траектории лучей, соответствующие трассам пучков, показанным на фиг. 10, в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 12 представляет горизонтальный срез процесса обновления модели скорости, производимого за одну итерацию способа томографии с использованием пучков, фиг. 13 представляет исходное сейсмическое изображение перед применением томографии с использованием пучков в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 14 представляет сейсмическое изображение после применения нескольких итераций томогра- 3 023351 фии с использованием пучков в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 15(а)-(Ь) представляют сейсмические изображения, фиг. 15(а) представляет сейсмическое изображение, созданное по модели геологической среды с использованием модели скорости, полученной после применения нескольких итераций стандартной кинематической томографии на отраженных волнах, фиг. 15(Ь) представляет изображение после применения четырех итераций томографии с использованием пучков, произведенных с моделью скорости, использованной для получения изображения фиг. 15(а) в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 16 представляет смоделированные пучки и пучки данных, а также временные сдвиги, использованные для максимизации величин взаимной корреляций в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, фиг. 17 представляет схематическое изображение образца компьютерной системы для осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
Фиг. 2 представляет блок-схему компьютеризированного способа 10 уточнения модели скорости распространения сейсмических волн и создания сейсмических изображений, относящихся к подповерхностной области геологической среды, в соответствии с одним или более воплощениями настоящего изобретения. Представленные ниже операции способа 10 предназначены для иллюстрации. В некоторых воплощениях способ 10 может выполняться с одной или несколькими неописанными дополнительными операциями и/или без одной или нескольких рассмотренных операций. Кроме того, порядок, в котором операции способа 10 представлены на фиг. 2 и описаны ниже, не предназначен для ограничительных целей.
В вариантах воплощения настоящего изобретения способ 10 начинается операцией, при выполнении которой зарегистрированные сейсмические данные 12, являющиеся образцом для части подповерхностной области, преобразуются в набор 14 пучков данных и сохраняются на носителях запоминающего устройства компьютера. Зарегистрированные сейсмические данные являются образцом для части подповерхностной области и, как правило, подвергаются предварительной обработке для повышения отношения сигнал/шум и подготовки для последующих процессов получения изображений. В некоторых воплощениях для операции преобразования может быть применен метод миграции с использованием гауссового пучка, как описано в НШ Ν.Κ., Оаи551ап Веат М1§га1юп, Оеорйу51С5, т. 55, с. 1416-28 (1990) и НШ Ν.Κ, РгеЧаск Саи551ап Веат М1дгайоп, Сеорйу51С5, т. 66, с. 1240-50 (2001), однако, для специалистов в данной области совершенно ясно, что могут быть использованы и другие методы, например метод с использованием пучков описан Зип Υ. е1 а1. , 3-Ό Рге§1аск КпсННоГГ Веат М1§гайоп Гог Эер1Н 1тадш§, Сеорйу51С5, т. 65, с. 1592-1603 (2000).
Зарегистрированное волновое поле сейсмических данных разделяется на компоненты пучков. Это разделение описывает рассматриваемую зарегистрированную подповерхностную область в виде пучков, попадающих на земную поверхность. Фиг. 3 представляет создание пучка по зарегистрированным данным, показывая получение пучка данных из зарегистрированных сейсмических данных в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. Пучок формируется путем наклонного суммирования трасс, расположенных внутри малого пространственного диапазона или кадра в пределах гауссовой масочной функции. Для этого примера сейсмические данные, зарегистрированные на одном удалении (разрез равноудаленных трасс, СОЗ), кадрируются в малом диапазоне средних точек (в случае фиг. 3, данные обработаны для представления данных, записанных на нулевом удалении.) В пределах этого диапазона трассам приписывается весовой коэффициент, определяемый в соответствии с функцией Г аусса. После кадрирования и определения весовых коэффициентов трасс производится их наклонное суммирование по траектории суммирования, представленной на фиг. 3. При выполнении операции кадрирования и наклонного суммирования происходит отделение компонента пучка от зарегистрированной сейсмической энергии, которая поступает в район расположения кадра и поступает, перемещаясь в направлении, близком к направлению наклона траектории суммирования. Такое наклонное суммирование повторяется для многих различных положений кадра и многих различных наклонов для преобразования или направления исходных записанных сейсмических данных в набор пучков данных (именуемых далее пучок(ки) данных или набор пучков данных). Пучки данных, составляющие набор пучков данных, сохраняются на носителях запоминающего устройства компьютера.
Возвращаясь к фиг. 2, при выполнении операции 18 исходная модель геологической среды 16 и набор 14 пучков данных являются исходной информацией для миграции, которая формирует сейсмическое изображение подповерхностной области. Исходная модель геологической среды 16, как правило, создается путем геологической интерпретации и геофизического анализа. Например, она может содержать модель соляного массива, созданную путем исчерпывающей геологической интерпретации существующих сейсмических изображений, при этом модель подповерхностной скорости может быть определена любым числом томографических методов, известных специалистам.
В некоторых вариантах воплощения после преобразования зарегистрированных сейсмических данных в пучки данных, каждый из этих пучков данных может быть распространен в исходную модель гео- 4 023351 логической среды, используя построение гауссового пучка. Фиг. 4 представляет распространение центрального пучка данных в геологической среде в соответствии с воплощениями настоящего изобретения для получения смоделированного пучка. Снимок пучка данных с фиг. 3 представлен на фиг. 4 после его распространения обратно в исходную модель геологической среды. В этом примере волновое поле было построено в виде гауссового пучка вблизи одной траектории луча для широкого диапазона частот, при этом все частоты были просуммированы для формирования волнового поля в момент времени 1=0. Это волновое поле является приближенным решением волнового уравнения. Если бы волновое поле распространялось во времени в соответствии с волновым уравнением, оно бы поступило к поверхности и создало компонент пучка данных зарегистрированного волнового поля, полученного при выполнении операции кадрирования и наклонного суммирования, описанной для фиг. 3. Когда все компоненты пучков данных или набор пучков данных распространяются обратно в геологическую среду, используя исходную модель геологической среды, и суммируются, создается сейсмическое изображение, представленное на фиг. 5. Фиг. 6 представляет пучок данных фиг. 4, наложенный на сейсмическое изображение на фиг. 5, в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. Такая суперпозиция показывает, что вступление волны 32 ниже окна Гаусса на фиг. 3, которое наклонено влево в момент времени около 4,5 с, является отражением от крутого крыла соляного купола 38, который виден в правой части фиг. 5. Миграция с использованием гауссового пучка отделяет энергетический компонент пучка от сейсмических данных, которые были зарегистрированы в левой части разреза (представлено на фиг. 3, позиция 32), и распространяет его обратно к точке, где он был отражен соляным крылом в правой части изображения на фиг. 5, позиция 38. Хотя в данном примере детально описывается миграция с использованием гауссового пучка, для специалистов совершенно ясно, что для создания сейсмического изображения по набору пучков данных и исходной модели геологической среды могут быть использованы и другие методы миграции, например волновое уравнение или миграция по Кирхгофу.
Фиг. 4-6 приводят иллюстрацию (только) случая для данных, полученных методом центрального луча, в предположении, что нисходящая траектория луча от источника совпадает с восходящей траекторией луча к детектору, что является обычным случаем для данных, полученных методом центрального луча. Этот простой пример использован исключительно для иллюстрации и не предназначен для ограничительных целей. В некоторых вариантах воплощения используются данные, зарегистрированные по меньшей мере для двух различных удалений.
При выполнении операции 20 определяется взаимная корреляция смоделированного пучка (именуемого далее смоделированный пучок (пучки) или набор смоделированных пучков), полученного из сейсмического изображения и модели геологической среды, и соответствующего пучка данных. Для получения смоделированного пучка шаги, представленные на фиг. 3-6, могут быть произведены в обратном порядке при выполнении операции 20. Вместо направления зарегистрированных сейсмических данных в пучки данных и суммирования этих пучков данных для формирования сейсмического изображения сейсмическое изображение направляется в смоделированные пучки и непосредственно сравнивается с пучками данных, полученных из сейсмических данных. Если бы модель скорости, использованная в модели геологической среды, была точной, пучки данных и смоделированные пучки были бы практически идентичны. Для уточнения реальной несовершенной модели геологической среды при выполнении операций 20, 22 и 24 производится оптимизация согласования между пучками данных и смоделированными пучками путем итерационного изменения скоростей в модели геологической среды для максимизации величины взаимной корреляции между пучками данных и смоделированными пучками.
Фиг. 7 представляет сравнение данных и смоделированных результатов в лучевой области в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. В данном примере сейсмические данные А, зарегистрированные во временном домене, преобразовываются (направляются) в компоненты пучка при помощи уже описанной операции наклонного суммирования для создания пучка данных В. Такой пучок данных В сравнивается со смоделированным пучком С, сформированным по сейсмическому изображению, путем выполнения в обратном направлении шага суммирования пучков, использованного для миграции. Вместо суммирования компонентов пучков данных для получения сейсмического изображения, как описано для фиг. 3-6, это сейсмическое изображение суммируется вдоль волновых фронтов гауссовых пучков (накладывается) для формирования смоделированного пучка С. В ряде воплощений выполняется сравнение смоделированного пучка с пучком данных для той же самой средней точки, удаления и падения, путем загрузки соответствующего пучка данных с носителей запоминающего устройства компьютера.
Действительная часть комплексного значения времени пробега гауссового пучка в отдельной точке определяет время пробега, с которым образец сейсмического изображения в этой точке суммируется в пучок. Мнимая часть комплексных значений времени пробега описывает операцию фильтрации во времени вдоль смоделированного пучка. В некоторых вариантах воплощения эта мнимая часть умножается на характерную частоту, после чего данное произведение может быть использовано в качестве экспоненциального весового коэффициента при суммировании образцов сейсмического изображения для получения сейсмического изображения. В некоторых вариантах воплощения для создания смоделированных пучков может быть использована только часть сейсмического изображения. Эта часть может быть огра- 5 023351 ничена диапазоном глубин, в котором находятся отражения, вызывающие особый интерес. Например, глубокие отражения зачастую интерпретируются как достаточно непрерывные и структурно простые отражения, хотя сейсмическое изображение демонстрирует прерывистость. Часть сейсмического изображения вблизи подобной глубокой отражающей границы может быть кадрирована, чтобы ограничить моделирование пучков этой областью сейсмического изображения. Результатом является ограниченный временной диапазон ненулевых смоделированных пучков. Следовательно, сохраняемые пары смоделированных пучков и пучков данных находятся в коротком временном интервале, достаточном для моделирования отражений кадрированной части сейсмического изображения.
Сейсмическое изображение может быть построено с применением зарегистрированных сейсмических данных ото всех зарегистрированных удалений. Однако, в ряде воплощений диапазон удалений, включенных в сейсмическое изображение, ограничивается, например, в случае, когда для получения качественного изображения, не содержащего существенных интерференций от множественных отражений, достаточно использования только минимальных удалений. В этом случае для моделирования лучей может быть использовано сейсмическое изображение с вкладами только от минимальных удалений, как представлено на фиг. 7, поскольку пучки для максимальных удалений, смоделированные с использованием изображения, полученного по минимальным удалениям, продемонстрировали бы значительные несовпадения с соответствующими пучками данных от максимальных удалений.
Возвращаясь к фиг. 2, в ряде воплощений при выполнении операции 22 пары пучков из взаимнокоррелированных смоделированных пучков и пучков данных, у которых для некоторого измеренного временного сдвига величина взаимной корреляции превосходит заданный порог, сохраняются на носителях запоминающего устройства компьютера и впоследствии используются при выполнении шагов инверсии, начинающихся с операции 26. Такие пучки данных и смоделированные пучки сохраняются таким образом, что их качество может быть проконтролировано с помощью визуальных и численных методов, с возможностью использования таких шагов обработки, как фильтрация, например, перед определением взаимной корреляции и временных сдвигов. Дополнительно, в некоторых воплощениях сохраняется только величина взаимной корреляции и значение временного сдвига. При выполнении операции 24 определяется наличие соответствующих пучков данных для моделирования. Если соответствующие пучки данных для моделирования имеются в наличии, то в некоторых воплощениях процедура возвращается к операции 20 для моделирования следующего соответствующего пучка данных. В ряде воплощений операции определения взаимной корреляции и сохранения повторяются до завершения процесса моделирования установленного числа соответствующих пучков данных. Для типичного трехмерного набора данных выполняется моделирование от 105 до 107 соответствующих пучков данных и сохранение их на носителях запоминающего устройства компьютера.
Число пар пучков, сохраненных для каждого местоположения, может быть заданным параметром инверсии. Например, если число сохраненных пар для местоположения, удаления и/или падения средней точки еще не достигло максимального значения, то поступающая пара может быть сохранена без выполнения сравнения с уже сохраненными парами. Если число сохраненных пар достигло максимального значения, то выполняется сравнение поступающей пары с другими парами пучков, уже сохраненных для того же местоположения, например для того же местоположения и удаления средней точки. Если величина взаимной корреляции поступающей пары превосходит величину взаимной корреляции сохраненной пары для того же местоположения, то поступающая пара сохраняется в качестве замены той сохраненной пары, которая имеет наименьшую величину взаимной корреляции. В результате таких операций сравнения и замены для каждой средней точки и удаления будут сохранены те пары пучков, которые имеют наибольшую величину взаимной корреляции.
Возвращаясь к фиг. 2, после того как в ходе выполнения операции 24 будет определено отсутствие пучков для моделирования, в некоторых воплощениях начинаются операции инверсии. Определяется измеренный временной сдвиг, при котором происходит наилучшее совпадение каждого из смоделированных пучков с соответствующими пучками данных. Критерием наилучшего совпадения является такой временной сдвиг, при котором величина взаимной корреляции между смоделированными пучками и пучками данных становится максимальной. Измеренный временной сдвиг сохраняется на носителях запоминающего устройства компьютера и используется в инверсии, если при выполнении операции 26 величина взаимной корреляции между сдвинутыми пучками превосходит определенный порог. Если количественный показатель измеренного временного сдвига становится меньше заданного отклонения, процедура может остановиться. В одном из вариантов воплощения этот количественный показатель величины временного сдвига является среднеквадратическим значением всех сдвигов. Если при выполнении операции 26 временные сдвиги превосходят заданное отклонение, они уменьшаются путем выполнения инверсии. В другом варианте воплощения производится визуальный контроль совпадения пары пучков для определения необходимости выполнения еще одной итерации инверсии.
В ходе операции инверсии 28 предпринимается попытка отыскания поправок к модели скорости для корректировки остаточных несовпадений между смоделированными пучками и пучками данных. Каждый из смоделированных пучков ставится в соответствие одной траектории луча, которая представляет распространение волнового поля источника (именуемого далее луч источника) и другой траекто- 6 023351 рии луча, которая представляет распространение волнового поля приемника (именуемого далее луч приемника). Эти две траектории определяются соответствующим компонентом зарегистрированных сейсмических данных пучка и скоростью модели геологической среды; при этом они не зависят от любой модели структуры отражающей границы. Эти траектории проходят через ячейки сетки, используемой для внесения поправок к модели скорости. Скорости во всех ячейках корректируются для моделирования измеренных временных сдвигов между смоделированными пучками и пучками данных. В процессе такого моделирования создаются уравнения для каждой пары пучков, сохраненных при выполнении операции 22. Интеграл поправки замедления вдоль луча источника и луча приемника должен быть равен временному сдвигу, необходимому для совпадения смоделированных пучков и пучков данных. Замедление определяется как величина, обратная скорости.
Во избежание появления неправдоподобно грубых поправок скорости и замедления для поправок предусмотрены увеличивающиеся пени за увеличение пространственных вариаций или за увеличение отклонений от текущих скоростей в модели геологической среды. Такие пени налагаются путем включения дополнительных уравнений, которые приближенно удовлетворяются, в каждой узловой точке сетки. В ряде воплощений такие уравнения содержат: изменение относительно исходной модели равно нулю, что налагает пеню на отклонения от исходной модели; и производная замедления в направлениях X, Υ и Ζ равна нулю, что налагает пеню на грубость поправки.
Приближенное решение этих уравнений находится с помощью целевой функции. Предположим, существует N ячеек в сетке поправок скорости (замедления) и М, измеренных значений временных сдвигов. Тогда уравнения для временных сдвигов и пеней приводят к линейной системе М на N
А*Х=В, (1) где Μ=Μ+4Ν (для М4 уравнений сдвига плюс четыре уравнения связи для каждой узловой точки сетки). Система обусловливается путем умножения каждой строки на весовой коэффициент. Каждая строка, являющаяся уравнением для сдвига пробега, умножается на весовой коэффициент, равный величине взаимной корреляции совпавших смоделированных пучков и пучков данных. Если величина взаимной корреляции меньше заданной пользователем величины, то уравнение этого отдельного временного сдвига исключается путем удаления этой строки из уравнения (1). Заданные пользователем весовые коэффициенты применяются для строк, являющихся уравнениями связи. Эти весовые коэффициенты выбираются для регулировки грубости поправок скорости инверсии. Различные весовые коэффициенты используются для отклонения от скоростей модели геологической среды, производной в направлении Ζ и производной в направлениях X и Υ. Такая линейная система М на N используется для построения целевой функции для метода итеративно перевзвешенных наименьших квадратов, как описано в ВиЬе К.Р. и Ьапдап/ К..Т., НуЬпй ΐ'/Ι2 ΜίηίιηίζαΙίοη \νί11ι Лррйсакоик 1о Тошодтарйу, Оеорйу51С5, т. 62, с. 1183-1195 (1997).
Многие параметры инверсии выбираются в интерактивном режиме. В качестве примера рассмотрим предполагаемые значения по умолчанию для весовых коэффициентов пеней, предназначенных для получения гладкого результата инверсии. Пользователь имеет возможность наблюдать как грубость обновлений исходной модели геологической среды, так и получающееся в результате совпадение смоделированных пучков и пучков данных. На основании такого наблюдения могут быть уменьшены весовые коэффициенты пеней, тем самым допуская более грубую модель, в рамках которой может быть получено лучшее совпадение пучков. Также порог взаимной корреляции, необходимый для отдельного измеренного временного сдвига совпадения, может быть изменен для принятия в расчет или исключения менее близких пар смоделированных пучков и пучков данных. Может быть изменена ширина полосы частот, используемая в процессе измерения совпадений. Например, иногда можно избежать пропусков циклов, используя преимущественно низкочастотные компоненты зарегистрированных сейсмических данных. Также ячейки модели скорости могут маскироваться таким образом, чтобы некоторые из ячеек были включены в процесс обновления, а другие были исключены из него. Например, ячейки, расположенные ниже области изображения, использованной для расчета смоделированного пучка, могут быть исключены из обновления.
Обновления модели скорости используются для создания обновленной модели геологической среды при выполнении операции 28, в ряде воплощений процедура повторяется, начинаясь с начала выполнением операции 18. Каждая итерация сейсмического изображения, создаваемая при выполнении операции 18, вычисляется в соответствии с текущей на тот момент обновленной моделью геологической среды, созданной при выполнении предыдущей операции 28. С каждой итерацией сейсмическое изображение будет становиться более отчетливым, тем самым повышая качество измерений взаимной корреляции, производимых при выполнении операции 20. Кроме того, траектории лучей, соответствующих пучкам, смоделированным при выполнении операции 20, будут вычисляться в соответствии с текущей на тот момент обновленной моделью геологической среды и будут лучше описывать истинное распространение пучков через геологическую среду.
Фиг. 8 представляет трехмерное изображение простого примера синтезированных данных, используемого для демонстрации воплощений настоящего изобретения. Срез через изображение подсолевых отложений имеет вид плоскости в оттенках серого цвета. На фигуре показано мигрированное сейсмиче- 7 023351 ское изображение под поверхностью, представляющей подошву соли. При переходе через границу соли наблюдается большой контраст скорости (5000:3000 м/с). Сейсмическое изображение и модель геологической среды над подошвой соли не показаны. Синтезированные данные, созданные для этого примера, используют исходную модель геологической среды, в которой все отражающие границы и подошва соли плоские и горизонтальные. Однако, поверхность в миграционной модели скорости имеет неблагоприятную выпуклость. Эта неблагоприятная выпуклость приводит к искажению изображения подсолевых отражений. Отражения, которые должны быть плоскими, на сейсмическом изображении, представленном на фиг. 8, не являются плоскими вследствие наличия неблагоприятной выпуклости 40 в начальной исходной модели скорости.
Фиг. 9 представляет расширенное трехмерное изображение подошвы соли, представленной на фиг. 8, показывающее кратерообразное искажение, ошибочно внесенное в его форму. Кратерообразная неровность поверхности является ошибкой: истинная форма плоская.
Фиг. 10(а)-(с) представляют данные и смоделированные трассы в пространстве пучков в соответствии с вариантами воплощения настоящего изобретения. Для каждой серой трассы существует пара в виде черной трассы. Каждая серая трасса является смоделированным пучком, результатом моделирования пучка по сейсмическому изображению. Соответствующая соседняя черная трасса является пучком данных, сформированным путем преобразования зарегистрированных сейсмических данных в компоненты пучка. В качестве сейсмического изображения был использован лишь малый диапазон глубин изображения вблизи отражающей границы, видимой на фиг. 8. Показан короткий временной промежуток, совпадающий с промежутком, вычисленным для смоделированного луча. Каждая пара трасс соответствует пучкам данных и смоделированным пучкам для отдельного удаления и местоположения и/или падения средней точки. Хотя серые 52 и черные 50 трассы в каждой паре обычно содержат сигналы очень похожей формы, на фиг. 10(а) они сдвинуты относительно друг друга. Этот сдвиг является признаком того, что пучки данных не совпадают со смоделированными пучками и не будут суммироваться в сейсмическое изображение с максимальной отчетливостью. Такое несовпадение между трассами вызвано неблагоприятной выпуклостью в конфигурации подошвы соли. На фиг. 10(Ь) представлены смоделированные пучки и пучки данных после выравнивания путем нахождения такого временного сдвига (показан пунктирными линиями в верхней части окна), который максимизирует величину взаимной корреляции. В данном примере временные сдвиги приведены для пучков, которые происходят от одной поверхностной средней точки. Каждая серо-черная пара соответствует различному удалению, при этом в каждом из трех окон удаления увеличиваются слева направо. Аналогичные совпадения рассчитываются для пучков от многих удалений, поверхностных местоположений и исходных падений. Временные сдвиги, определяемые такими совпадениями, обратно проецируются вдоль траекторий лучей, которые были использованы для создания пучков во время процесса инверсии, описанного ранее. Фиг. 10(с) представляет совпадение, полученное при временном сдвиге трасс в соответствии с обновлениями скоростей, произведенными за одну итерацию способа 10, представленного на фиг. 2.
Фиг. 11 представляет траектории лучей, соответствующих трассам пучков, показанных на фиг. 10(а)-(с) в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. Для каждого удаления для местоположения средней точки существует луч источника для распространения нисходящего волнового поля источника и луч приемника для распространения восходящего волнового поля, записанного приемниками.
Фиг. 12 представляет горизонтальный срез обновленной модели скорости, производимый за одну итерацию способа томографии с использованием пучков. Обновления скорости вычисляются на трехмерной сетке. Положительные приращения 42 (представлено в виде области внутри более темного кольца) и отрицательные приращения 44 (представлено в виде более темного кольца) скорости появляются около подошвы соли и компенсируют ошибочные значения времени пробега, вызванные неблагоприятной неровностью подошвы соли, представленной на фиг. 8. Для настоящего примера обновления скорости ограничены областью вблизи подошвы соли. В результате изменений времени пробега, вычисленных путем интегрирования обновлений замедления вдоль существующих лучей, происходит совпадение лучей, представленное на фиг. 10(с). Такое совпадение значительно улучшено для минимальных и средних удалений, но для максимальных удалений по-прежнему существуют остаточные несовпадения. Последующие итерации процесса инверсии с обновленными сейсмическими изображениями и траекториями лучей улучшат выравнивание во всем диапазоне удалений.
Фиг. 13 представляет сейсмическое изображение до применения способа томографии с помощью пучков в соответствии с воплощениями настоящего изобретения, на котором видны искажения 54 в подсолевых отражающих границах, которые вызваны неблагоприятной выпуклостью 40 в подошве соли, представленной на фиг. 8. После нескольких итераций способа томографии с помощью пучков получается сейсмическое изображение, представленное на фиг. 14. Изображение стало намного более отчетливым, и отражающие границы значительно приблизились к своей истинной плоской форме.
Фиг. 15 и 16 представляют процедуру совмещения пучков с использованием фактических данных. Каньоны в морском дне являются причиной латеральных вариаций сейсмической скорости, которые в отсутствие коррекции могут исказить сейсмическое изображение и снизить его качество. Основным ис- 8 023351 точником искажений является меньшая скорость движения воды в каньонах. Однако, в результате геомеханических напряжений в породах вблизи каньонов, наличия заглубленных каньонов и прочих неоднородностей возникают дополнительные искажения. Фиг. 15(а)-(Ь) представляют сейсмические изображения. Фиг. 15(а) представляет изображение после глубинной миграции, получающееся в результате нескольких итераций традиционного метода кинематической томографии на отраженных волнах. В выделенной и увеличенной области на фиг. 15(а) видны разрывы и искажения в отраженных волнах. Фиг. 15Ь представляет ту же часть сейсмического изображения после четырех итераций способа томографии с использованием пучков, примененных к модели скорости, использованной для получения изображения на фиг. 15(а) в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. Большая часть искажений устранена и отраженные волны стали более отчетливыми. Однако, фактический сброс в залегании 56 остается на изображении. Для получения такого результата были сформированы смоделированные пучки для сильных наиболее непрерывных отражений, происходящих вблизи нижней глубинной части фиг. 15. На фиг. 16 приводится пример смоделированных пучков и пучков данных, а также временных сдвигов, использованных для максимизации взаимных корреляций в соответствии с воплощениями настоящего изобретения. В данном примере смоделированные пучки (серые трассы) сравниваются с пучками, сформированными по сейсмическим данным (черные трассы) для всех удалений для одного местоположения средней точки. Пунктирные линии в верхней части трасс являются временными сдвигами, необходимыми для максимизации взаимных корреляций, и сдвигами, получаемыми за одну итерацию способа томографии с использованием пучков.
Фиг. 17 схематически представляет пример компьютерной сети 84, в которой реализации различных воплощений, описанных в настоящем документе, могут быть реализованы. Компьютерная сеть 84 может содержать систему обработки данных или компьютерную систему 88, которая может быть реализована как любой обычный персональный компьютер или сервер. Однако, для специалиста совершенно ясно, что реализация различных технологий, описанных в настоящем документе, может быть применена в других конфигурациях компьютерных систем, включая серверы протокола передачи гипертекста (НТТР), портативные устройства, многопроцессорные системы, микропроцессорные или программируемые бытовые электронные изделия, сетевые ПК, миникомпьютеры, компьютеры, использующие операционную систему Ьших, универсальные вычислительные машины, и т.п.
Компьютерная система 88, содержащая по меньшей мере один процессор, может производить электронный обмен информацией с носителями запоминающего устройства компьютера, например дисковых запоминающих устройств или запоминающих устройств 86 и 96, которые могут быть внешними запоминающими устройствами на жестких магнитных дисках. Совершенно ясно, что дисковые запоминающие устройства 86 и 96 являются обычными накопителями на жестких магнитных дисках и как таковые могут быть реализованы с помощью локальной вычислительной сети или методов удаленного доступа. Очевидно, что хотя дисковые запоминающие устройства 86 и 96 изображены как отдельные устройства, для хранения любой части или всех программных инструкций, данных измерений и результатов по желанию может быть использовано одно дисковое запоминающее устройство.
В одном из вариантов воплощения данные, относящиеся к рассматриваемой подповерхностной области, могут храниться как носители запоминающего устройства компьютера в дисковом запоминающем устройстве 96. Компьютерная система 88 может загрузить соответствующие данные из дискового запоминающего устройства 96 для обработки данных согласно программным инструкциям, которые соответствуют реализации различных технологий, описанных в настоящем документе. Программные инструкции могут быть написаны на компьютерном языке программирования, например С++, Κίνα и т.п. Программные инструкции могут храниться на машиночитаемом носителе, например дисковом запоминающем устройстве для программ 86. Такие машиночитаемые носители могут содержать носители запоминающего устройства компьютера и средства коммуникации. Носители запоминающего устройства компьютера могут содержать энергозависимые и энергонезависимые, съемные и несъемные носители, реализованные с использованием любого способа или технологии для хранения информации, например машиночитаемых инструкций, сейсмических данных, структур, программных модулей или других данных. Носители запоминающего устройства компьютера могут также включать в себя ОЗУ, ПЗУ, стираемые программируемые ПЗУ (ЕРКОМ), электрически стираемые программируемые ПЗУ (ЕЕРКОМ), флэшпамять или запоминающие устройства на основе иных твердотельных технологий, СО-КОМ, цифровые универсальные диски (ОУО) или другие средства для оптического хранения информации, магнитные кассеты, магнитные ленты, накопители на магнитных дисках или другие средства для магнитного хранения информации, или любые другие носители, которые могут быть использованы для хранения необходимой информации и к которым может иметь доступ компьютерная система 88. Средства коммуникации могут воплощать машиночитаемые инструкции, структуры данных, программные модули или другие данные в виде модулированного сигнала данных, например электромагнитного сигнала передачи модулированной информации или иного механизма передачи информации, и могут включать в себя любые средства доставки информации. Термин модулированный сигнал данных может означать сигнал, одна или более характеристик которого задаются или изменяются, для того чтобы закодировать информацию в сигнале. В качестве примера, а не для ограничения, средства коммуникации могут включать в себя
- 9 023351 проводные средства коммуникации, например проводную сеть или непосредственное проводное соединение, и беспроводные средства, например акустические, радиочастотного диапазона, инфракрасные и иные беспроводные средства. Любые сочетания вышеописанного также могут рассматриваться как машиночитаемые носители.
В одном из воплощений компьютерная система 88 может содержать компоненты графического интерфейса пользователя (ОШ), такие как графический дисплей 90 и клавиатура 92, которые могут включать в себя устройство позиционирования (например, мышь, трекбол и т.п., не показаны) для работы в интерактивном режиме. Компоненты ОИ1 могут быть использованы для визуализации данных и информационных продуктов и дают пользователю возможность выбора вариантов для реализации различных аспектов способа. Компьютерная система 88 может сохранять результаты использования вышеописанных способов в дисковом запоминающем устройстве 86 для дальнейшего использования и последующего анализа.
Компьютерная система 88 может быть расположена в информационном центре, удаленном от региона получения или оборудования обработки данных. Компьютерная система 88 может производить обмен информацией с приемниками сбора данных (непосредственно или через модуль регистрации, не показано) для получения сигналов, содержащих информацию о геофизических свойствах рассматриваемой подповерхностной области. Эти сигналы после традиционного форматирования и другой первоначальной обработки могут быть сохранены компьютерной системой 88 в виде цифровых данных в дисковом запоминающем устройстве 96 для последующей загрузки и обработки вышеописанным образом. Хотя на фиг. 19 дисковое запоминающее устройство 96 подключено непосредственно к компьютерной системе 88, совершенно ясно, что доступ к дисковому запоминающему устройству 96 может быть также получен через локальную вычислительную сеть или средствами удаленного доступа. Более того, хотя дисковые запоминающие устройства 86 и 96 представлены как отдельные устройства для хранения исходных данных и результатов анализа, дисковые запоминающие устройства 86 и 96 могут быть реализованы в виде одного физического дискового устройства (вместе или по отдельности) или любым другим традиционным образом, что совершенно ясно для специалиста, имеющего отношение к данному описанию.
Тогда как в предшествующем описании настоящее изобретение описано в своей связи с некоторыми предпочтительными воплощениями настоящего изобретения, и многие подробности приведены в целях иллюстрации, специалистам в данной области очевидна возможность внесения изменений в настоящее изобретение, равно как и то, что некоторые подробности, описанные в настоящем документе, могут значительно варьироваться, не отступая от основных принципов изобретения. Все патенты и публикации, ссылки на которые приведены в настоящем документе, настоящим включаются как неотъемлемая часть посредством ссылки, не вступая в противоречие с настоящим документом.
Claims (12)
1. Реализуемый с помощью компьютера способ формирования сейсмического изображения и модели геологической среды, относящихся к подповерхностной области геологической среды, в котором сохраняют на носителях запоминающих устройств компьютерной системы наборы пучков данных, полученных по зарегистрированным сейсмическим данным, соответствующих образцам части подповерхностной области;
используют компьютерную систему для выполнения обмена информацией с носителем запоминающего устройства компьютера и выполнения операций, в которых выполняют миграцию набора пучков данных, содержащих совокупность пучков данных, и исходной модели геологической среды, имеющей исходную модель скорости, характерную для данной подповерхностной области, для формирования сейсмического изображения данной подповерхностной области, причем миграция вычисляется методом миграции с использованием гауссового пучка;
выполняют взаимную корреляцию смоделированного пучка, полученного из сейсмического изображения и модели геологической среды, с соответствующим пучком в наборе пучков данных, причем для формирования смоделированного пучка сейсмическое изображение суммируется вдоль волновых фронтов гауссовых пучков;
сохраняют на носителе запоминающего устройства пары пучков взаимнокоррелированных смоделированных пучков и пучков данных, которые для измеренного временного сдвига имеют величину взаимной корреляции, которая превосходит установленный порог, и повторение операций взаимной корреляции и сохранения до тех пор, пока определенное количество соответствующих пучков данных не будет смоделировано;
измеряют временные сдвиги;
выполняют инверсию измеренных временных сдвигов для формирования обновленной модели геологической среды, имеющей обновленную модель скорости, при этом получающаяся в результате обновленная модель геологической среды подповерхностной области обеспечивает возможность формирования обновленного сейсмического изображения, достоверно описывающего распространение пучков
- 10 023351 данных в подповерхностной области, причем для выполнения инверсии каждый смоделированный пучок ставится в соответствие лучу источника и лучу приемника, определяемых по параметрам соответствующего пучка данных в паре пучков и исходной модели скорости, которые используются для корректировки поправок в модель скорости для уменьшения измеренных временных сдвигов между парами пучков.
2. Способ по п.1, в котором операции миграции, взаимной корреляции, сохранения и инверсии итерационно повторяются до тех пор, пока измеренные временные сдвиги меньше, чем определенный допуск, или до тех пор, пока выравнивание пар пучков не будет определено пользователем визуально.
3. Способ по п.1, в котором зарегистрированные сейсмические данные преобразуют в набор пучков данных с использованием операции локального наклонного суммирования.
4. Способ по п.1, в котором зарегистрированные сейсмические данные регистрируют по меньшей мере от двух удалений.
5. Способ по п.1, в котором соответствующие смоделированный пучок и пучок данных определяют для конкретного местоположения, удаления и падения средней точки.
6. Способ по п.1, в котором для моделирования смоделированных пучков кадрируют только часть модели геологической среды.
7. Способ по п.1, в котором количество сохраненных пар пучков для каждого местоположения и удаления средней точки является заданным параметром.
8. Способ по п.7, в котором при достижении количества сохраненных пар пучков заданного параметра каждую пару пучков, поступающую для сохранения для соответствующего местоположения и удаления средней точки, сравнивают с сохраненными ранее парами пучков для этого местоположения и удаления средней точки и заменяют сохраненную ранее пару пучков, имеющую наименьшую величину взаимной корреляции, если поступающая пара пучков имеет большую величину взаимной корреляции, чем величина взаимной корреляции ранее сохраненной пары пучков.
9. Способ по п.1, в котором измеренные временные сдвиги максимизируют величину взаимной корреляции между парами смоделированных пучков и пучков данных.
10. Способ по п.1, в котором инверсия включает в себя вычисление интеграла поправки замедления для модели скорости вдоль луча источника и луча приемника для определения временного сдвига, необходимого для совпадения пар пучков.
11. Способ по п.10, в котором применяют весовые коэффициенты для поправок к модели скорости за увеличение пространственных вариаций или за увеличение грубости по сравнению с исходной моделью скорости.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что параметры инверсии выбирают пользователем в интерактивном режиме.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/606,861 US9013956B2 (en) | 2009-10-27 | 2009-10-27 | Method and system for seismic imaging and earth modeling using beam tomography |
| PCT/US2010/052825 WO2011056383A2 (en) | 2009-10-27 | 2010-10-15 | Method and system for seismic imaging and earth modeling using beam tomography |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201270600A1 EA201270600A1 (ru) | 2012-09-28 |
| EA023351B1 true EA023351B1 (ru) | 2016-05-31 |
Family
ID=43898338
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201270600A EA023351B1 (ru) | 2009-10-27 | 2010-10-15 | Способ и система для построения сейсмических изображений и моделей геологической среды путем томографии с использованием пучков |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9013956B2 (ru) |
| EP (1) | EP2494377B1 (ru) |
| CN (1) | CN102667529B (ru) |
| BR (1) | BR112012009151B1 (ru) |
| CA (1) | CA2777980C (ru) |
| EA (1) | EA023351B1 (ru) |
| WO (1) | WO2011056383A2 (ru) |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8391564B2 (en) * | 2010-06-29 | 2013-03-05 | Westerngeco L.L.C. | Providing an imaging operator for imaging a subterranean structure |
| US8773951B2 (en) * | 2011-03-18 | 2014-07-08 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for seismic imaging with reduced computational cost |
| PT2732312T (pt) * | 2011-07-12 | 2021-06-23 | Eni Spa | Análise de velocidade de migração de equação de onda usando distorção de imagem |
| CN102565853A (zh) * | 2011-12-20 | 2012-07-11 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司地球物理勘探公司 | 对地质构造的速度模型进行建模的方法 |
| US9366771B2 (en) * | 2012-07-26 | 2016-06-14 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for migration velocity modeling |
| US9594176B1 (en) | 2012-08-01 | 2017-03-14 | Z Terra Inc. | Fast beam migration using plane-wave destructor (PWD) beam forming |
| US20140153367A1 (en) * | 2012-11-30 | 2014-06-05 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for velocity anomaly analysis |
| EP2972506B1 (en) * | 2013-03-15 | 2020-04-22 | Chevron U.S.A., Inc. | Beam inversion by monte carlo back projection |
| US9588244B2 (en) * | 2013-07-25 | 2017-03-07 | Chevron U.S.A. Inc. | Predicting interbed multiples in seismic data using beam decomposition |
| CN103645497B (zh) * | 2013-11-08 | 2015-04-22 | 中国石油大学(北京) | 一种基于出射角的多分量波场分离方法 |
| CN103646423B (zh) * | 2013-12-24 | 2016-06-08 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 一种三维地质建模的方法及装置 |
| US10670752B2 (en) * | 2014-04-14 | 2020-06-02 | Cgg Services Sas | Method for iterative inversion of data from non-encoded composite sources |
| CN105319598A (zh) * | 2014-07-31 | 2016-02-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种不需要拾取的叠前地震反射层析方法 |
| CN105445795B (zh) * | 2014-08-11 | 2018-05-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 倾斜界面的速度分析方法及其系统 |
| CN104181593B (zh) * | 2014-08-28 | 2017-01-11 | 中国石油天然气集团公司 | 一种三维无射线追踪回折波层析成像方法及装置 |
| CN104299269B (zh) * | 2014-09-30 | 2017-02-15 | 长江岩土工程总公司（武汉） | 一种三维地质模型的地质剖面输出方法 |
| CN104299270A (zh) * | 2014-09-30 | 2015-01-21 | 长江岩土工程总公司（武汉） | 基于数据库创建三维地质模型的方法 |
| US10401516B2 (en) * | 2014-10-24 | 2019-09-03 | Westerngeco L.L.C. | Travel-time objective function for full waveform inversion |
| WO2017051242A1 (en) * | 2015-09-27 | 2017-03-30 | Schlumberger Technology Corporation | Work flow based acoustic processing system and method |
| US20180059276A1 (en) * | 2016-08-25 | 2018-03-01 | Waveseis LLC | System and method for focusing seismic images |
| US20190187310A1 (en) * | 2017-12-15 | 2019-06-20 | Saudi Arabian Oil Company | Subsalt Imaging Tool for Interpreters |
| US10782430B2 (en) * | 2018-01-12 | 2020-09-22 | Cgg Services Sas | Method for seismic exploration using a multiple-inclusive source wavelet |
| CN109031417B (zh) * | 2018-07-16 | 2019-09-10 | 中国石油大学(华东) | 基于同相轴拾取的双边合成束偏移成像方法及系统 |
| CN110967754B (zh) * | 2018-09-29 | 2022-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于偏移速度寻优的缝洞储层充填与流体识别方法 |
| US11047999B2 (en) | 2019-01-10 | 2021-06-29 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for seismic imaging |
| US11187820B1 (en) * | 2019-06-18 | 2021-11-30 | Euram Geo-Focus Technologies Corporation | Methods of oil and gas exploration using digital imaging |
| US11320556B2 (en) | 2019-08-22 | 2022-05-03 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for seismic imaging of complex subsurface volumes |
| US11360230B2 (en) | 2019-12-05 | 2022-06-14 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for full waveform inversion of seismic data with reduced computational cost |
| US11474267B2 (en) | 2020-06-11 | 2022-10-18 | China Petroleum & Chemical Corporation | Computer-implemented method and system employing compress-sensing model for migrating seismic-over-land cross-spreads |
| CN114428292B (zh) * | 2020-09-22 | 2023-06-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 近地表速度模型的构建方法和存储介质 |
| US11971513B2 (en) * | 2021-05-21 | 2024-04-30 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for forming a seismic velocity model and imaging a subterranean region |
| CN114879256B (zh) * | 2022-03-29 | 2024-02-02 | 天地科技股份有限公司 | 冲击地压监测方法及装置、介质、设备 |
| CN114924312B (zh) * | 2022-05-10 | 2024-03-12 | 吉林大学 | 一种基于波前初始化射线追踪技术的高斯波束偏移方法及装置 |
| US20240035919A1 (en) * | 2022-07-29 | 2024-02-01 | Network Rail Infrastructure Limited | Mutual alignment of rail geometry measurements |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5274605A (en) * | 1992-06-26 | 1993-12-28 | Chevron Research And Technology Company | Depth migration method using Gaussian beams |
| US6882938B2 (en) * | 2003-07-30 | 2005-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Method for separating seismic signals from two or more distinct sources |
| US6889142B2 (en) * | 2003-05-30 | 2005-05-03 | Pgs Exploration (Uk) Limited | Method of correcting for time shifts in seismic data resulting from azimuthal variation |
| US20090238040A1 (en) * | 2008-03-20 | 2009-09-24 | Duncan Peter M | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6882939B2 (en) * | 2000-10-20 | 2005-04-19 | Prospect Pharma | Rapid determination of protein global folds |
| GB2403803B (en) | 2003-07-05 | 2005-09-21 | Westerngeco Ltd | Processing seismic data |
| US7480206B2 (en) * | 2004-09-13 | 2009-01-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for earth modeling and seismic imaging using interactive and selective updating |
| US7373252B2 (en) * | 2005-11-04 | 2008-05-13 | Western Geco L.L.C. | 3D pre-stack full waveform inversion |
| US8120991B2 (en) * | 2006-11-03 | 2012-02-21 | Paradigm Geophysical (Luxembourg) S.A.R.L. | System and method for full azimuth angle domain imaging in reduced dimensional coordinate systems |
| US20080137480A1 (en) * | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Woodside Energy Limited | Method of Building a Subsurface Velocity Model |
-
2009
- 2009-10-27 US US12/606,861 patent/US9013956B2/en active Active
-
2010
- 2010-10-15 EP EP10828750.9A patent/EP2494377B1/en active Active
- 2010-10-15 CN CN201080048583.5A patent/CN102667529B/zh active Active
- 2010-10-15 BR BR112012009151-4A patent/BR112012009151B1/pt active IP Right Grant
- 2010-10-15 EA EA201270600A patent/EA023351B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-10-15 CA CA2777980A patent/CA2777980C/en active Active
- 2010-10-15 WO PCT/US2010/052825 patent/WO2011056383A2/en active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5274605A (en) * | 1992-06-26 | 1993-12-28 | Chevron Research And Technology Company | Depth migration method using Gaussian beams |
| US6889142B2 (en) * | 2003-05-30 | 2005-05-03 | Pgs Exploration (Uk) Limited | Method of correcting for time shifts in seismic data resulting from azimuthal variation |
| US6882938B2 (en) * | 2003-07-30 | 2005-04-19 | Pgs Americas, Inc. | Method for separating seismic signals from two or more distinct sources |
| US20090238040A1 (en) * | 2008-03-20 | 2009-09-24 | Duncan Peter M | Method for imaging the earth's subsurface using passive seismic sensing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US9013956B2 (en) | 2015-04-21 |
| EA201270600A1 (ru) | 2012-09-28 |
| EP2494377A4 (en) | 2017-03-29 |
| CN102667529B (zh) | 2014-09-10 |
| WO2011056383A2 (en) | 2011-05-12 |
| CA2777980A1 (en) | 2011-05-12 |
| BR112012009151B1 (pt) | 2019-11-26 |
| CN102667529A (zh) | 2012-09-12 |
| WO2011056383A3 (en) | 2011-07-28 |
| BR112012009151A2 (pt) | 2016-08-30 |
| CA2777980C (en) | 2017-07-25 |
| EP2494377A2 (en) | 2012-09-05 |
| EP2494377B1 (en) | 2020-02-19 |
| US20110096627A1 (en) | 2011-04-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA023351B1 (ru) | Способ и система для построения сейсмических изображений и моделей геологической среды путем томографии с использованием пучков | |
| US20110320180A1 (en) | Migration Velocity Analysis of Seismic Data Using Common Image Cube and Green's Functions | |
| US8437998B2 (en) | Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method | |
| DK2715405T3 (en) | PROCEDURE FOR PROCESSING SEISMIC DATA BY PROVIDING SURFACE SURFACE COMMON PICTURES | |
| CN103492910B (zh) | 时域中的同步小波提取和反卷积 | |
| US10365386B2 (en) | System and method for salt surface updating via wavefield redatuming | |
| EA032186B1 (ru) | Сейсмическая адаптивная фокусировка | |
| RU2010103987A (ru) | Способы и системы для обработки микросейсмических данных | |
| WO2009002001A1 (en) | Method for velocity analysis using waveform inversion in laplace domain for geophysical imaging | |
| CN1867840B (zh) | 用于使用双波来解译地震数据的方法 | |
| US10670750B2 (en) | Multistage full wavefield inversion process that generates a multiple free data set | |
| US10360317B2 (en) | Beam inversion by Monte Carlo back projection | |
| RU2631407C1 (ru) | Способ и устройство для обработки сейсмических сигналов | |
| Wang et al. | Seismic velocity inversion transformer | |
| EP3749987B1 (en) | Systems and methods to enhance 3-d prestack seismic data based on non-linear beamforming in the cross-spread domain | |
| US20220350042A1 (en) | Method and system for super resolution least-squares reverse time migration | |
| RU2570827C2 (ru) | Гибридный способ для полноволновой инверсии с использованием способа одновременных и последовательных источников | |
| Emolo et al. | Kinematic source parameters for the 1989 Loma Prieta earthquake from the nonlinear inversion of accelerograms | |
| Li et al. | Waveform inversion of seismic first arrivals acquired on irregular surface | |
| CN105353406B (zh) | 一种生成角道集的方法和装置 | |
| Cho et al. | Semi‐auto horizon tracking guided by strata histograms generated with transdimensional Markov‐chain Monte Carlo | |
| Wang et al. | Crosscorrelation-based dynamic time warping and its application in wave equation reflection traveltime inversion | |
| Fam et al. | Multi-Focusing stacking using the Very Fast Simulated Annealing global optimization algorithm | |
| Petukhin et al. | Validation of the Osaka basin model by reciprocal waveform simulation | |
| Wo | Tomographic velocity model building in high-fidelity seismic depth imaging of near surface and VSP settings |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |