EA023436B1

EA023436B1 - Способ геофизической разведки

Info

Publication number: EA023436B1
Application number: EA201201102A
Authority: EA
Inventors: Чжоу Юй; Имтиаз Ахмед
Original assignee: Бп Корпорейшн Норт Америка Инк.
Priority date: 2010-03-01
Filing date: 2011-03-01
Publication date: 2016-06-30
Also published as: US20110213556A1; EA201201102A1; BR112012021391A2; EP2542920B1; CN102939546B; AU2011223757A1; AU2011223757B2; US9766358B2; EP2542920A2; CN102939546A; DK2542920T3; WO2011109410A2; BR112012021391B1; WO2011109410A3

Abstract

В изобретении предлагаются новые система и способ согласованной фильтрации локального признака, которые работают в области локального признака с использованием технологии преобразования комплексного импульса. Этот подход является адаптируемым к разным типам шума в сейсмических данных, а более конкретно, хорошо подходит для шума в данных геофона, поскольку связанный сигнал гидрофона является относительно свободным от шума.

Description

Настоящее изобретение в общем имеет отношение к сейсмической разведке, а более конкретно - к способам квантифицирования и визуализации комплексных подземных структур при помощи сейсмических данных.

Предпосылки к созданию изобретения

Сейсмическая разведка представляет собой попытку формирования изображения или карты подземных слоев за счет посылки звуковой энергии вниз в землю и записи эхо-сигналов, которые возвращаются от расположенных внизу слоев горной породы. Источниками идущей вниз звуковой энергии могут быть, например, взрывы или сейсмические вибраторы на земле или пневмопушки в морской среде. Во время сейсмической разведки источник энергии устанавливают в различных местоположениях поблизости от поверхности земли над представляющей интерес геологической структурой. Всякий раз, когда источник приводят в действие, он генерирует сейсмический сигнал, который идет вниз через землю, частично отражается и после своего возвращения записывается во многих местоположениях на поверхности. Затем создают множество комбинаций источников/записей, чтобы создать почти непрерывный профиль подземных слоев, который может идти на многие мили. При двумерной (2Ό) сейсмической разведке местоположения записи обычно идут по одной линии, в то время как при трехмерной (3Ό) разведке местоположения записи распределены по поверхности, иногда как серии расположенных с малыми промежутками смежных двумерных линий, а в других случаях как сетка линий источников и приемников, которые расположены под некоторыми углами друг к другу. Полагают, что в простейших случаях 2Ό сейсмическая линия дает картину поперечного сечения (вертикальный срез) земных слоев, которые лежат непосредственно под местоположениями записи. При 3Ό разведке создают куб или объем данных, который, по меньшей мере концептуально, позволяет получить 3Ό картину подземных слоев, которые лежат под областью разведки. Однако в действительности как 2Ό, так и 3Ό разведка опрашивает один и тот же объем земли, который лежит под областью, покрытой разведкой.

Сейсмическая разведка образована из очень большого числа индивидуальных сейсмических записей или трасс. При типичной 2Ό разведке обычно используют десятки тысяч трасс, в то время как при 3Ό разведке число индивидуальных трасс может достигать нескольких миллионов трасс. В главе 1, с. 9-89 публикации §е18Ш1С Эа1а Ртосеккшд Ьу О/бодап УПта/. 8ос1е1у о£ Ехр1огайои СеорЬу81С1818, 1987, содержится общая информация относительно стандартной 2Ό обработки, поэтому эта глава включена в данное описание в качестве ссылки. Общая вводная информация относительно получения и обработки 3Ό данных содержится в главе 6, с. 384-427 указанной публикации, которая также включена в данное описание в качестве ссылки.

Сейсмически трасса представляет собой цифровую запись звуковой (акустической) энергии, которая отражается от неоднородностей или разрывов подземных материалов, причем частичное отражение происходит всякий раз, когда имеется изменение упругих свойств подземных материалов. Цифровые выборки обычно получают с интервалами 0.002 с (2 мс), однако также обычными являются интервалы выборок 4 и 1 мс. Каждая дискретная выборка в стандартной цифровой сейсмической трассе связана с временем прохождения, а в случае отраженной энергии - с временем прохождения туда и обратно от источника к отражающему горизонту и вновь назад к поверхности при условии, само собой разумеется, что источник и приемник, оба, расположены на поверхности земли. Множество вариаций стандартных схем расположения источник-приемник используют на практике, например У8Р разведки (разведки вертикальных сейсмических профилей), ОВ8 разведки (разведки дна океана) и т.п. Кроме того, поверхностное местоположение каждой трассы при сейсмической разведке тщательно отслеживают и обычно делают частью самой трассы (частью головной информации трассы). Это позволяет содержащуюся в трассах сейсмическую информацию позднее коррелировать со специфическими поверхностными и подземными местоположениями, за счет чего образуется средство локализации и оконтуривания сейсмических данных - и извлекаемых из них атрибутов - на карте (т.е. это позволяет производить картографирование).

Данные при 3Ό разведке можно рассматривать несколькими различными путями. Во-первых, горизонтальные срезы постоянного времени могут быть извлечены из упакованного или распакованного сейсмического объема за счет сбора всех цифровых выборок, которые происходят при одном и том же времени прохождения сигнала. Эта операция позволяет получить горизонтальную 2Ό плоскость сейсмических данных. За счет анимации серий 2Ό плоскостей, интерпретатор может проникать через объем, при этом создается впечатление, что последующие слои удалены, так что можно наблюдать информацию, которая лежит под ними. Аналогично, вертикальная плоскость сейсмических данных может быть проведена под случайным азимутом через объем за счет сбора и индикации сейсмических трасс, которые лежат вдоль специфической линии. Эта операция, на самом деле, позволяет извлекать индивидуальную 2Ό сейсмическую линию из объема 3Ό данных.

Сейсмические данные, которые были надлежащим образом получены и обработаны, позволяют получить богатую информацию геологоразведчику, который работает в нефтяной компании и задачей которого является локализация потенциальных буровых площадок. Например, сейсмический профиль дает геологоразведчику широкий вид подземной структуры слоев горной породы и часто позволяет выявлять важные характеристики, связанные с захватом и накоплением углеводородов, такие как сдвиги горной

- 1 023436 породы, складки, антиклинали, несоответствия и подповерхностные соляные купола и рифы, среди прочего. Во время компьютерной обработки сейсмических данных, обычно производят оценку скоростей звука в подземной горной породе и обнаруживают и индицируют расположенные поблизости от поверхности однородности. В некоторых случаях, сейсмические данные могут быть использованы для прямой оценки пористости горной породы, водонасыщенности и содержания углеводородов. Что не так очевидно, атрибуты сейсмического колебания, такие как фаза, пиковая амплитуда, отношение пика к впадине и некоторые другие, часто могут эмпирически коррелировать с наличием углеводородов, причем эта корреляция применима к сейсмическим данным, собранным для новых мест разведки.

Одна из проблем, которая часто встречается при обработке сейсмических данных, заключается в том, как лучше всего комбинировать сейсмические данные от двух независимых наборов данных, которые были собраны в одной и той же области (или поблизости друг от друга), чтобы создавать объединенное изображение нижних горизонтов. Критически важно, чтобы сейсмические данные имели одинаковый характер от линии к линии, так чтобы малые вариации сигнала можно было надежно отслеживать за счет множества разведок. Если два набора данных собраны в одно и то же время с использованием одинакового оборудования, то комбинирование наборов данных не является проблемой. Различия источников разведки (динамит, вибратор, пневмопушка и т.п.), различия типов сейсмических датчиков (геофон, гидрофон и т.п.) и различия устройств для записи (например, различия типа/марки усилителя) являются одними из факторов, которые могут приводить к тому, что характер одного сейсмического набора данных заметно отличается от другого. В таких и во многих других сценариях предпочтительно пропускать один или оба набора данных через некоторый алгоритм согласования, так чтобы характер сейсмических данных был возможно более постоянным там, где пересекаются разведки.

Одним из случаев, в котором некоторая степень согласования характера является особенно важной, является случай, в котором данные, которые были получены с использованием геофонов, необходимо комбинировать с данными, которые были получены с использованием гидрофонов. Несмотря на то, что это может потребоваться в различных обстоятельствах (например, при комбинировании наземной/морской разведок), для специфичности в последующем изложении эту ситуацию будут обсуждать в контексте многокомпонентной разведки дна океана (далее ΟΒδ). Широко используют стандартные ΟΒδ датчики, которые одновременно записывают Р и δ волны за счет комбинирования гидрофонов и ориентирования геофонов, которые могут быть объединены в некоторых случаях. Однако сравнение и комбинирование данных, которые были получены при помощи двух типов приемников, оказалось ненадежным по причине характерных различий в сигнале, шуме и т.п. Более конкретно, так как уровень шума геофонов обычно выше, чем уровень шума гидрофонов, необходимо произвести некоторый вид согласования, чтобы получить сейсмическое изображение надежного качества из объединенного набора данных.

Другим случаем, в котором согласование может быть полезным, является получение 4Ό сейсмических данных, при котором многократно производят разведку одной и той же области, чтобы отслеживать продвижение границы флюида (например, границы нефть/вода, нефть/газ и т.п.) при разведке на действующем промысле. В этом примере задачей является согласование базовой разведки с последующей разведкой для текущего контроля, или наоборот. Задачей такого согласования является повышение способности комбинирования и/или сравнения данных разведок, собранных в разное время (и возможно с использованием разных источников) при максимальном отношении сигнал-шум.

Еще одним примером обстоятельств, в которых согласование может быть полезным, являются случаи, в которых желательно согласовать предсказанные кратные волны с истинными кратными волнами в сейсмических данных. Хорошее согласование позволяет лучше подавлять кратные волны (которые считают шумом при стандартном формировании сейсмического изображения), которые в противном случае могут затемнить изображение нижних горизонтов, полученных при помощи данных.

До настоящего времени, как это хорошо известно в областях сейсмической обработки и сейсмической интерпретации, уже существует потребность в лучшем способе согласования сейсмических данных. Таким образом, следует иметь в виду, что, как это известно авторам настоящего изобретения, существует и будет существовать в течение некоторого времени, весьма реальная потребность в способе обработки сейсмических данных, который позволяет решить описанные выше проблемы.

Однако до описания настоящего изобретения следует указать и напомнить, что приведенное ниже подробное описание изобретения вместе с сопроводительными чертежами, не следует истолковывать как ограничивающее изобретение примерами (или предпочтительными вариантами осуществления), описанными и показанными на чертежах. Это связано с тем, что специалисты в данной области, для которых и предназначено настоящее изобретение, в состоянии изобрести другие формы этого изобретения без выхода за рамки приложенной формулы изобретения.

- 2 023436

Раскрытие изобретения

В соответствии с первым предпочтительным аспектом настоящего изобретения предлагаются система и способ согласования двух сейсмических наборов данных, так чтобы содержащиеся в них сейсмические данные можно было более легко использовать. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления подход, который назван здесь как согласование локального атрибута, будет в основном внедрен в случае ΟΒδ данных за счет следующих операций:

(1) осуществление 3Ό преобразования комплексного импульса двойственного дерева (ΌΟνΤ) на обоих наборах входных данных. Например, данные геофона (Ζ) и гидрофона (Р) могут быть использованы для случая ΘΒδ или могут быть использованы базовые (первые) данные разведки и последующие (контрольные) данные разведки в 4Ό случае;

(2) осуществление операции согласования для двух наборов преобразованных данных в области преобразования комплексного импульса. Критерий преобразования зависит от природы проблемы, которую решают; и (3) осуществление обратного 3Ό ΌΟνΤ на согласованном набор данных, чтобы получить обработанные результаты.

Следует иметь в виду, что данный подход может быть адаптирован для работы с широким диапазоном шума и типов данных, в том числе с шумом, имеющим значительную вариацию амплитуды. Кроме того, этот подход является достаточно эффективным по сравнению со способами на базе радона, которые обычно используют. Более того, данный подход позволяет внедрить истинное локальное согласование, так как в нем используют локальные данные преобразования. Наконец, в более общем случае, когда данный способ может быть применен к двум различным наборам сейсмических данных (например, к двум наземным разведкам, к наземной разведке и морской разведке и т.п.), тот же самый определенный выше подход будет работать аналогичным образом в приведенных здесь уравнениях, при замене Ζ и Р, например, на Ζ1 и Ζ2 соответственно, которые отображают сейсмические данные от двух различных разведок, которые необходимо согласовать (т.е. необходимо согласовать Ζ1 с Ζ2).

В соответствии с одним предпочтительным вариантом, когда данный способ используют с многокомпонентными ΟΒδ данными, критерием согласования является то, что данные в Ζ-компоненте, которые совпадают с данными в Р-компоненте в 6-размерной области локального атрибута, считают сигналом. Остальную энергию считают шумом и преимущественно удаляют за счет сужения в частотной области с использованием масштабирования по огибающей амплитуде.

Если рассматривать предыдущий вариант осуществления более подробно, то следует иметь в виду, что этот вариант осуществления предназначен для использования с данными ΟΒδ разведки, собранными над заданным объемом земли, который содержит подземные структурные и стратиграфические характеристики, способствующие образованию, миграции, накоплению или присутствию углеводородов. В этом варианте осуществления ΟΒδ данные состоят из множества Р компонентных сейсмических трасс и множества Ζ компонентных сейсмических трасс. В этом варианте осуществления производят доступ к данным ΟΒδ разведки и считывают по меньшей мере 16 из множества Р компонентных сейсмических трасс. Аналогично, считывают по меньшей мере 16 из множества Ζ компонентных сейсмических трасс. Затем производят прямое ΌΟνΤ преобразование на Р компонентных сейсмических трассах, чтобы получить набор данных ΌΟνΤ Р преобразования. Аналогично, производят ΌΟνΤ преобразование на Ζ компонентных сейсмических трассах, чтобы получить набор данных ΌΟνΤ Ζ преобразования. После этого набор данных ΌΟνΤ Ζ преобразования согласовывают с набором данных ΌΟνΤ Р преобразования, чтобы создать согласованный ΌΟνΤ набор данных. Затем производят расчет обратного ΌΟνΤ согласованного ΌΟνΤ набора данных, чтобы получить по меньшей мере 16 согласованных сейсмических трасс. Наконец, согласованные сейсмические трассы используют в сейсмической разведке углеводородов внутри указанного заданного объема земли.

В более общем случае и в соответствии с другим предпочтительным вариантом осуществления используют способ геофизической разведки, аналогичный описанному выше, в котором вместо ΟΒδ данных используют входные данные, содержащие данные двух разных сейсмических разведок, которые были собраны над представляющей интерес подземной целью, причем каждая из этих разведок имеет множество сейсмических трасс, связанных с ней. В этом варианте осуществления производят доступ к данным первой из двух сейсмических разведок и считывают по меньшей мере 16 трасс из данных этой разведки. Затем в соответствии с настоящим изобретением производят доступ к данным второй из двух сейсмических разведок и считывают по меньшей мере 16 сейсмических трасс, связанных со второй сейсмической разведкой. После этого производят расчет прямого ΌΟνΤ по меньшей мере на 16 сейсмических трассах из первой сейсмической разведки, за счет чего формируют первый ΌΟνΤ набор данных. Затем производят расчет прямого ΌΟνΤ на данных второй сейсмической разведки, за счет чего формируют ΌΟνΤ преобразованный второй набор данных. После этого первый ΌΟνΤ преобразованный набор данных согласуют со вторым ΌΟνΤ набором данных, чтобы создать согласованный ΌΟνΤ набор данных. Затем производят расчет обратного ΌΟνΤ на согласованном ΌΟνΤ наборе данных, чтобы создать согласованные сейсмические трассы. После этого согласованные сейсмические трассы используют в сейсмической разведке подземных углеводородов в указанном заданном объеме земли.

- 3 023436

Наконец, в соответствии с еще одним предпочтительным вариантом осуществления выбранное число входных сейсмических трасс может быть определено или вычислено. Выбранное число преимущественно должно быть достаточно для расчета описанного выше прямого ЭСХУТ. В частности, производят доступ к данным первой сейсмической разведки и, по меньшей мере, выбранное число сейсмических трасс считывают из первого набора сейсмических данных. Затем производят доступ к данным второй сейсмической разведки и, по меньшей мере, выбранное число сейсмических трасс считывают из этого набора данных. После этого преимущественно производят расчет прямого ЭСХУТ с использованием указанных сейсмических трасс из данных указанной первой сейсмической разведки, за счет чего формируют первый ЭСХУТ набор данных. Дополнительно, производят расчет прямого ЭСХУТ указанных сейсмических трасс из данных указанной второй сейсмической разведки, за счет чего формируют второй ЭСХУТ набор данных. Затем, первый ЭСХУТ набор данных и второй ЭСХУТ набор данных используют для того, чтобы создать согласованный ЭСХУТ набор данных. После этого производят расчет обратного ЭСХУТ на согласованном ЭСХУТ наборе данных, чтобы создать множество согласованных сейсмических трасс. Наконец, согласованные сейсмические трассы преимущественно используют в сейсмической разведке углеводородов в заданном объеме земли.

Основой задачей настоящего изобретения является усиление сигнала и ослабления шума в одном сейсмическом наборе данных за счет согласования его характеристик отражения (например, характеристик отражающего горизонта) друг с другом. Более того, настоящее изобретение хорошо подходит для применения, в котором задачей является извлечение аналогичных атрибутов из связанных наборов данных. Кроме того, следует иметь в виду, что в некоторых предпочтительных вариантах осуществления используют искусственный набор данных в качестве базового набора данных, чтобы формировать поле данных так, чтобы оно более близко совпадало с характеристиками искусственного набора.

В вышеприведенном описании очерчены в общем смысле наиболее важные характеристики настоящего изобретения, так что может быть лучше понято приведенное ниже подробное описание изобретения и лучше оценен вклад авторов настоящего изобретения в исследуемую область. Следует иметь в виду, что настоящее изобретение не ограничено при его применении деталями конструкции и расположением компонентов, приведенными в следующем описании или показанными на чертежах. Скорее, настоящее изобретение может быть выполнено в различных вариантах и осуществлено на практике различными другими путями, которые здесь специфически не указаны. Наконец, следует иметь в виду, что использованные здесь фразеология и терминология использованы только для лучшего понимания описания и поэтому их не следует понимать как ограничительные, если только специально не указано иное.

Указанные ранее и другие характеристики изобретения будут более ясны из последующего детального описания, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 показана общая среда настоящего изобретения.

На фиг. 2 показана последовательность сейсмической обработки, которая подходит для использования в соответствии с настоящим изобретением.

На фиг. 3 схематично показана типичная конфигурация хода луча.

На фиг. 4 схематично показана связь между Р и Ζ компонентами многокомпонентной записи.

На фиг. 5 показана предпочтительная рабочая логика, подходящая для использования с 2Ό реализацией настоящего изобретения.

На фиг. 6 схематично показан типичный ΘΒ8 блок.

На фиг. 7 показана предпочтительная рабочая логика, подходящая для использования с 3Ό реализацией настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Несмотря на то что настоящее изобретение может быть осуществлено в самых различных формах, на чертежах показаны некоторые специфические варианты осуществления настоящего изобретения, которые будут описаны далее более подробно. Однако следует иметь в виду, что данное описание приведено только в качестве примера осуществления принципов настоящего изобретения и не предназначено для того, чтобы ограничивать настоящее изобретение описанными специфическими вариантами осуществления или алгоритмами.

Общая среда.

На фиг. 1 показана общая среда, в которой типично используют настоящее изобретение. В предварительной операции 110, обычно производят, по меньшей мере, некоторое базовое планирование сейсмической разведки (или разведок), до сбора данных. В дополнение к определению местоположения разведки на поверхности земли, типично также задают связанные с разведкой параметры, такие как интервал между трассами/источниками волн, частота отсчетов, число каналов записи и т.п., до проведения разведки. Сейсмические разведки проводят как на берегу, так и в море, причем геофоны типично используют для записи сейсмических данных на земле, а гидрофоны используют в море. Дополнительно, в зависимости от квалификации команды, которая собирает сейсмические данные, некоторый объем предварительной обработки (например, разуплотнение, взаимная корреляция источников, удаление пузырьков и т.п.) может быть осуществлен на месте сбора данных (например, в операции 215 на фиг. 2).

- 4 023436

В поле каждый приемник (или группа приемников) типично создает одну сейсмическую трассу, всякий раз, когда источник приводят в действие, причем необработанные трассы типично записывают на накопителе информации (например, на магнитной ленте, на оптическом диске, магнитном диске и т.п.), для передачи в центр обработки. В центре обработки типично осуществляют процессы подготовки сейсмических трасс, чтобы подготовить их к широкому диапазону операций обработки и формирования изображений, которые обычно следуют за этим. На фиг. 2 показаны операции 215 и 220 некоторых примеров процессов такого рода. Сейсмические трассы (до, во время и после первоначальной обработки) могут храниться, например, на жестком диске, на магнитной ленте, на магнито-оптическом диске, на ΌνΌ диске, или на других накопителях информации. Следует иметь в виду, что обычно объединяют каждую сейсмическую трассу с положением приемника (или группы приемников), за счет которых они возникли, причем часто это делают во время обработки.

В центре обработки типично осуществляют различные операции формирования сигнала и/или операции получения изображений. В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления, эти операции имеют форму компьютерных программ 140, которые загружают в программируемый компьютер 150 общего назначения, где они доступны для сейсмической интерпретирующей программы или процессора. Следует иметь в виду, что компьютер 150 общего назначения типично содержит, в дополнение к базовым блокам, специализированные или стандартные рабочие станции и персональные компьютеры (РСТ). которые производят параллельные вычисления и вычисления с массовым параллелизмом, при этом вычислительная нагрузка распределена между двумя или несколькими процессорами. Использованный здесь термин компьютер следует понимать в самом широком смысле как любое программируемое устройство, которое способно осуществлять задачи, описанные здесь ниже.

В соответствии с настоящим изобретением данные разведок преимущественно загружают (в операции 145) в такой компьютер 150, где производят доступ к данным одной или нескольких сейсмических разведок и согласование локального атрибута в соответствии с описанными здесь способами.

Как это дополнительно показано на фиг. 1, в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления часто задают некоторую оцифрованную модель зоны 160 интереса и вводят ее в компьютерные программы обработки. Эта зона интереса может соответствовать специфическому отражающему горизонту или подземному слою, который полагают содержащим источники углеводорода. В случае 3Ό сейсмического сечения зона 160 интереса типично содержит специфичности относительно продольной протяженности и толщины (которые могут быть переменными и могут быть измерены во времени, по глубине, частоте, и т.п.) подземной цели. Точные средства, при помощи которых такие зоны создают, выбирают, оцифровывают, хранят и позднее считывают при осуществлении программы, не являются важными в соответствии с настоящим изобретением, причем специалисты в данной области легко поймут, что они могут быть осуществлены самым различным образом.

Сейсмические программы 140 обработки могут быть введены в компьютер, который осуществляет их, например, при помощи гибкого диска, магнитного диска, магнитной ленты, магнито-оптического диска, оптического диска, компакт-диска, ΌνΌ диска, ЗУПВ, флэш-памяти, ППЗУ, или могут быть загружены с использованием проводной сети или беспроводной сети. При типичной сейсмической обработке различные цифровые обработки, применяемые к сейсмическим данным, выполняются частью пакета программных модулей, которые позволяют осуществлять различные операции обработки, показанные на фиг. 2. Следует иметь в виду, что на фиг. 2 показана обобщенная схема обработки, которая описывает в общем виде процессы, которые подходят для использования с наземными или морскими данными. Само собой разумеется, что показанные на фиг. 2 специфические операции обработки наземных данных, такие как корреляция вибрационного источника, поверхностные статические поправки и т.п., типично не применимы к морским данным, также как и удаление пузырьков типично не применимо к наземным данным.

Вернемся к рассмотрению фиг. 1, на которой показано, что обработанные сейсмические трассы затем типично сортируют в СМР сборки (3-Ό данные типично накапливают в СМР§), пакетируют и воспроизводят на имеющем высокую разрешающую способность цветном компьютером мониторе 170, или же воспроизводят в виде распечатки сейсмического разреза или карты 180. После этого сейсмический интерпретатор использует воспроизведенные изображения для содействия идентификации подземных деталей, которые способствуют образованию, миграции или накоплению углеводородов.

Как уже было указано здесь выше, сейсмические трассы, которые были получены в соответствии с настоящим изобретением, преимущественно подвергают некоторым или всем операциям обработки, показанным на фиг. 2. Специалисты в данной области легко поймут, что эти операции являются только некоторыми представителями процессов, которые могут быть применены к таким данным, причем выбор и порядок проведения операций обработки, и специфические использованные алгоритмы, могут заметно изменяться в зависимости от индивидуального сейсмического процессора, источника сигнала (динамит, вибрационный источник, пневмопушка и т.п.), от местоположения разведки (на земле, на море, при их комбинации и т.п.), от фирмы, которая производит обработку данных, и т.п.

В начальной операции 2Ό или 3Ό сейсмическую разведку приводят в соответствии с настоящим изобретением в специфическом объеме под поверхностью земли (операция 210). Данные, собранные в

- 5 023436 поле, содержат не пакетированные (т.е. не суммированные) сейсмические трассы, которые содержат цифровую информацию, отображающую объем земли, лежащий под местоположением разведки.

После получения сейсмических данных (операция 210), их типично отправляют из поля в центр обработки, где производят некоторые начальные или подготовительные операции обработки. Разуплотнение, восстановление коэффициента усиления, кросс-корреляцию, формование импульса, удаление плохих трасс и т.п., (операция 215) типично проводят на ранней стадии в последовательности, для того чтобы привести полученные в поле сейсмические записи в состояние, пригодное для последующей обработки. Однако специалисты в данной области легко поймут, что некоторые или все из указанных процессов (например, разуплотнение, начальное восстановление коэффициента усиления, кросс-корреляция и т.п.) могут быть осуществлены в поле (а не в центре обработки), в зависимости от имеющихся там возможностей для обработки. После это следует задание геометрии разведки (операция 220) и запоминание числа сейсмический источников/приемников и поверхностных местоположений как части заголовка каждой сейсмической трассы. После задания геометрии обычно производят анализ скорости, причем полученные скорости затем используют в различных контекстах обработки, которые содержат, например, формирование изображений во времени и/или по глубине.

После завершения начальной обработки до предварительного пакетирования типично формируют сейсмический сигнал на не пакетированных сейсмических трассах, до создания пакетированных (или суммированных) объемов данных (операция 230). На фиг. 2 операция 230 содержит типичную последовательность обработки обработка сигнала/формирование сигнала/формирование изображения, однако специалисты в данной области легко поймут, что различные альтернативные процессы могут быть использованы вместо указанных на фиг. 2. В любом случае окончательной задачей с точки зрения геологоразведчика является получение упакованного сейсмического объема или в случае 2Ό данных уложенной сейсмической линии для использования при разведке углеводородов под землей.

Как это показано на фиг. 2, любую цифровую выборку в упакованном сейсмическом объеме единственным образом идентифицируют при помощи триплетов (X, Υ, время), причем X и Υ координаты отображают некоторое положение на поверхности земли, а временная координата отображает измеренное записанное время прихода внутри сейсмической трассы (операция 240). Для специфичности допускают, что направление X соответствует направлению по линии, а направление Υ соответствует направлению поперек линии, причем термины по линии и поперек линии знакомы специалисты в данной области. Несмотря на то что время преимущественно и обычно откладывают на вертикальной оси, специалисты в данной области легко поймут, что вместо этого может быть использована, например, глубина или частота. Кроме того, как это хорошо известно специалистам в данной области, можно преобразовывать сейсмические трассы из одной единицы измерения по оси (например, по времени) в другую (по глубине) с использованием стандартных математических преобразований.

Геологоразведчик может произвести начальную интерпретацию (операция 250) результирующего упакованного объема, в которой он локализует и идентифицирует главные отражающие горизонты и сдвиги горной породы, где бы они не находились в наборе данных. За этим может последовать дополнительное усиление данных (операция 260) и/или генерация атрибута (операция 270) упакованных или не упакованных сейсмических данных. Во многих случаях, геологоразведчик пересматривает свою начальную интерпретацию в свете дополнительной информации, полученной за счет операций усиления данных и генерации атрибута (операция 280). В финальной операции, геологоразведчик типично использует информацию, собранную из сейсмических данных, вместе с другими видами данных (данные магнитометрических съемок, гравиметрических съемок, ЬЛЫОЗЛТ данные, региональные геологические анализы, каротажные диаграммы, кернограммы и т.п.), чтобы локализовать подземные структурные и стратиграфические характеристики, способствующие образованию, миграции, накоплению или присутствию углеводородов (т.е. чтобы выработать прогноз в операции 290).

Типично, настоящее изобретение может быть частично внедрено при помощи любой из операций 230, 250 или 260.

Генезис проблемы.

В качестве общих предпосылок укажем, что широко наблюдается явление загрязнения записи ΘΒδ данных шумом в векторном компоненте. Шум типично становится более преобладающим, когда окружающее дно является сложным и когда имеются небольшие волны.

Уже были проведены широкие исследования возможных причин этого шума.

Например, в одном исследовании показано, что наблюдаемый шум в векторном компоненте наиболее вероятно создается за счет распространения волн вдоль границы раздела осадочная порода - вода со скоростью, близкой к скорости сдвига осадочной породы. Одной из характеристик этого вида шума является то, что он содержит энергию волны сдвига поверхности и может иметь значительную амплитуду. Так как сдвиговые волны в воде не распространяются, а также потому, что волны сдвига поверхности имеют минимальное преобразование мод в Р-волны, этот вид шума наблюдается на векторе (многокомпонентных) геофонов, а не на гидрофонах.

Эта рассеянная энергия не вносит никакого вклада в сейсмическое изображение Р-волны. Однако, такая энергия является частью сейсмического волнового поля, воспринимаемого надлежащим образом

- 6 023436 сконфигурированной измерительной аппаратуры, и поэтому такую энергию трудно отфильтровать за счет использования аппаратуры, которая является достаточно надежной для улавливания целевой сейсмической информации. Решение этой проблемы вероятнее всего может быть найдено за счет использования последующей сейсмической обработки, которая решает эту проблему ΟΒ8 записи.

Так как рассеянная энергия этого вида имеет тенденцию к распространению с очень низкой скоростью, то ранее для ее удаления использовали, например, фильтры Р-К типа. Этот подход предусматривает, что глубокое разделение шума и сигнала может быть достигнуто с использованием нормального приращения времени (ΝΜΟ). Однако такое разделение трудно достичь, когда геологическая структура является комплексной. Таким образом, этот способ имеет свои ограничения.

Совсем недавно было предложено подавлять этот вид шума через согласование атрибута в 3Ό тау-Р области и в области ГО непрерывного преобразования импульса. Несмотря на то, что результаты являются обнадеживающими, имеются проблемы с наложением спектров и возникают вопросы, связанные с инвертируемостью преобразования, скоростью алгоритма и пространственной локализацией способа и т.п.

Поэтому авторы настоящего изобретения создали новый способ согласования локального атрибута, который осуществляют в области 3Ό преобразования комплексного импульса двойственного дерева (ЭС\УТ) и который помогает решить проблемы известного уровня техники и, кроме того, обладает некоторыми преимуществами, которые отсутствуют в других способах.

Преобразование комплексного импульса двойственного дерева (ЭС\УТ).

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения используют преобразование комплексного импульса двойственного дерева (ЭСХУТ). чтобы обеспечивать локальное согласование между двумя наборами данных. Эта операция представляет собой расширение на комплексные числа дискретного преобразования импульса (Э\УТ). В этом подходе используют базисную функцию имеющего комплексное значение импульса для разложения реальных сигналов на действительную и мнимую части в области преобразования. Действительный и мнимый коэффициенты удовлетворяют условию Гильберта и используются для вычисления амплитуды и локальной фазы. Преобразование комплексного импульса имеет ограниченную избыточность, которая не зависит от числа шкал (4:1 для 2-Ό). Это позволяет получить инвариантность относительно переноса (сдвига) и использовать относительно малую память по сравнению с не десятичными формами. Следует иметь в виду, что Э\УТ не является инвариантным относительно переноса, что делает его менее желательным для использования здесь.

Другой характеристикой ЭС^Т, которая делает его особенно привлекательным для использования в соответствии с настоящим изобретением, является то, что оно представляет собой локальное преобразование, где термин локальное используют в том смысле, что преобразование имеет ограниченные временем базисные функции. В отличие от этого, преобразование Фурье и связанные с ним преобразования имеют базисные функции, которые, если их не обрезать, тянутся до бесконечности в обоих направлениях. Само собой разумеется, что обрезание таких функций создает проблемы кадрирования, известные специалистам в данной области. Таким образом, ЭСХУТ и другие аналогичные преобразования являются предпочтительными. Среди других таких преобразований, которые могут быть использованы, можно привести в качестве примеров преобразования кривой, преобразования гребня и преобразования сдвига, и т.п. Следует иметь в виду, что эти преобразования часто называют дискретными преобразованиями импульса, так что, в соответствии с настоящим изобретением, термин ЭСХУТ включает в себя любое преобразование, которое может быть использовано для расчета локального преобразования с использованием обсуждающихся здесь способов.

Наконец, время выполнения ЭСХУТ изменяется как 4Ν², что быстрее чем (ΝΙοβΝ)² для 2Ό РР, полагая что ΝχΝ является входной матрицей. Мультиразрешающая способность и локализация удовлетворяются потому, что используют Э\УТ схему пирамидального разложения в действительном и мнимом дереве. Так как никакое глобальное преобразование (как в случае преобразования Фурье, тау-р преобразования и преобразования радона) не используют, то ЭСХУТ не распространяет энергию наложения спектров в той же степени как преобразование Фурье, даже если входные данные содержат такое наложение спектров.

Предпочтительные варианты осуществления

В соответствии с первым предпочтительным вариантом осуществления, который показан на фиг. 3, предлагается способ согласования сейсмический волны, который не имеет недостатков известного уровня техники. В одном предпочтительном варианте осуществления, этот способ может быть использован с ΟΒ8 данными, чтобы согласовать характерные признаки сигналов геофона и гидрофона, принятых каждым приемником. В более общем случае настоящее изобретение может быть использовано для согласования двух разведок, проведенных в одном и том же месте в разное время, двух разведок в разных местах и т.п.

Далее, для пояснения принципов настоящего изобретения оно будет описано в виде ΟΒ8 примера. На фиг. 6 показана типичная ΟΒ8 приемная станция 600. В таком устройстве типично используют антенну 605 для связи (в том числе и для передачи данных) с поверхностью океана. ΟΒ8 станция 600 ти- 7 023436 пично содержит по меньшей мере один гидрофон 610, который имеет флюидную связь с окружающей водой. Дополнительно предусмотрены два горизонтально расположенных геофона 620 и 625 (которые преимущественно ориентированы под прямым углом друг к другу) и один вертикальный геофон 630. Работой станции 600 управляют один или несколько центральных процессоров (СРИ) 615. Следует иметь в виду, что на этой станции 600 геофоны 620/625/630 и гидрофон 610 имеют одинаковое физическое местоположение под землей (т.е. одну и ту же координату (х, у)). Этот факт создает удобство для использования описанного ниже изобретения, однако не является обязательным.

В соответствии с предпочтительным аспектом настоящего изобретения компоненты ΟΒ8 данных гидрофона 610 и вертикального геофона 630 преимущественно комбинируют, чтобы разделить идущие вверх и вниз волновые поля. Идущее вверх волновое поле преимущественно получают за счет вычисления взвешенной суммы двух компонентов (Р и Ζ), а идущее вниз волновое поле преимущественно получают за счет вычисления взвешенной разности между двумя компонентами. Этот способ разделения является важным для получения точного изображения Р-волны нижних горизонтов. Если компоненты (Р и/или Ζ) забиты шумом, то полученные за счет их комбинации данные являются зашумленными и поэтому не могут быть использованы для формирования изображений.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг. 3 и 4, на которых схематично показана концепция предпочтительного варианта осуществления настоящего изобретения, когда его используют для сбора ΟΒ8 данных. На фиг. 3 показана ситуация, в которой источник приводят в действие поблизости от поверхности или, преимущественно, поблизости от поверхности водного пространства. В этом примере источник представляет собой источник морского типа, например пневмопушку. На фиг. 3 пунктиром показано идущее вверх волновое поле, измеренное приемником, в то время как сплошной линией показано идущее вниз волновое поле.

На фиг. 4 схематично показано осуществление записей сейсмических сигналов, показанных на фиг. 3, в том случае, когда используют многокомпонентный ΟΒ8 приемник (т.е. приемник, который записывает, по меньшей мере, Р и Ζ компоненты сигнала), который расположен на морском дне. Следует иметь в виду, что Ζ компонента позволяет измерять полярность, так что приемник записывает знак идущего вверх волнового поля и идущего вниз волнового поля, в то время как Р компонента позволяет просто измерять скалярный компонент волновых полей.

Анализ локального атрибута.

Сейсмический атрибут представляет собой параметр, который может быть извлечен из сейсмических данных. Такие атрибуты, как глубина, азимут, когерентность, мгновенная фаза/амплитуда, отношение пика к впадине и т.п., представляют собой популярные инструменты разведки при визуализации и интерпретации сейсмической структуры. Однако хорошо известно, что стандартные мгновенные атрибуты сильно зашумлены и могут приводить к неприемлемым значениям (например, к отрицательным частотам). По этой причине в соответствии с настоящим изобретением используют локальные атрибуты. Локальные атрибуты не измеряют характеристики сигнала мгновенно в каждой точке данных, а скорее измеряют их в локальной окрестности этой точки. Идея локальности расширена от локальной частоты на другие атрибуты, такие как локальная структурная глубина в сейсмическом изображении.

Частота возникновения и важность локального изменения сейсмических данных, и соответствующее изменение атрибутов, вычисленных из таких сейсмических данных, подсказывают использование вычислительного способа, который имеет некоторое число свойств локализации время - частота и пространство - волна. Однако принцип неопределенности гласит, что невозможно одновременно получить неограниченную разрешающую способность как во времени, так и по частоте. Таким образом, стандартные способы анализа локального сейсмического атрибута, такие как преобразование Фурье и подходы, основанные на итерационной инверсии, являются ограниченными с учетом вышеупомянутого принципа. Таким образом, необходимы длительные интервалы Фурье, чтобы получить высокую разрешающую способность, однако длительные интервалы приводят к нарушению локальности.

С другой стороны, масштаб импульса является оптимальным (или близким к оптимальному) отображением локальной частоты или волнового числа, что хорошо известно специалистам в данной области. Это наблюдение ведет к тому, чтобы использовать преобразования импульса. Принимая во внимание размер использованных сейсмических наборов данных, любой использованный алгоритм должен иметь быструю и эффективную численную реализацию.

Приведенное выше представляет собой некоторые из основных мотиваций, которые свидетельствуют в пользу такого подхода, как ΌΟΑΤ. Кроме того, отличная направленность базисной функции комплексного импульса является дополнительным аргументом для ее использования. Детальное обсуждение преобразования ΌΟΑΤ в сравнении с другими преобразованиями импульса для использования в сейсмической обработке приведено в публикации Уи аиб АЬИсотЪе (ке., Уи, Ζ. аиб Ό. АЬИсотЪе, 2008, ЗеНтИ ио15е аИепиаИоп иктд 2Ό сотр1ех \уаус1е1 ЦатГогт. 70'¹' Аппиа1 тееИпд, ЕАОЕ, Ехрапбеб аЪ51гас1, Н01), которая включена в данное описание в качестве ссылки.

Фильтр согласования локального атрибута.

Обратимся теперь к детальному обсуждению предпочтительной методологии для предпочтительного внедрения настоящего изобретения, которая осуществляет ΌΟΑΤ согласование 2Ό (б(1, х)) или 3Ό

- 8 023436 (ά(ΐ, χ, у)) набора входных данных вместе с линиями, как это показано на фиг. 5 и 7. Как это показано на фиг. 5 и 7, для предпочтительного внедрения с использованием 2Ό сейсмических данных (фиг. 5) используют 2Ό ЭС\УТ преобразование, в то время как для предпочтительного внедрения с использованием 3Ό данных (фиг. 7) используют 3Ό ЭС\УТ преобразование, т.е.:

Ζ((,χ,γ,8,ο,π) = ЗПС\УТ<б(1,х,у)), где Ζ становится 6Ό матрицей коэффициентом (ΐ, х, у, 8, о, п) после выполнения 3Ό ЭС\УТ входных данных 6(1. χ, у), где ΐ, χ и у представляют собой три координатных вектора, 8 является скалярным вектором, о является вектором ориентации, а η является вектором, который содержит действительный или мнимый компонент, в зависимости от контекста.

В 3Ό пространстве ориентация является изоповерхностью. Заполнение вектора о ориентации по меньшей мере 6 элементами (например, ±75, ±45, ±15°) в каждой шкале для 3Ό ЭС\УТ обычно создает хорошую направленность и является предпочтительным. В 3Ό это проявляется как ориентированные плоскости. Обычно гладкое изменение амплитуды в каждой ориентации, обеспечиваемое этой схемой расположения, подсказывает, что ЭС\УТ имеет желательное инвариантное к поступательному перемещению свойство. Это свойство является предпочтительным для минимизации потенциальных искажений обработки, при проведении операций с коэффициентами. Предпочтительное преобразование автоматически вычисляет локальную глубину, локальную частоту, волновое число и локальную фазу, адаптивным и эффективным образом. Наконец, гладкое изменение амплитуд, которое авторы настоящего изобретения наблюдали при вычислении указанных параметров, подсказывает, что ЭС\УТ позволяет преодолеть шахматные искажения Э\УТ.

На фиг. 5 показана предпочтительная рабочая логика, которая подходит для использования с 2Ό реализацией настоящего изобретения. 3Ό реализация (фиг. 7) будет обсуждаться одновременно, так как два подхода тесно связаны. Преимущественно и как уже было описано здесь выше, настоящее изобретение применяют для ΟΒδ данных, которые содержат полученные как с использованием геофона (Ζ), так и гидрофона (Р) сигналы записи одного и того же источника. В предпочтительной схеме обработку для согласования производят в области локального атрибута, а окончательный ответ получают за счет обратного преобразование 3Ό ЭС\УТ коэффициентов фильтрованного Ζ-компонента.

В первых предпочтительных операциях 505 и 510 (или 705 и 710) настоящее изобретение преимущественно производит доступ к Р сигналу и Ζ сигналу, которые записаны при приведении в действие одного и того же источника в одном и том же местоположении. Очевидно, что это преимущество имеет смысл для ΘΒδ и некоторых 4Ό наборов данных. В этих случаях наборы данных, которые необходимо согласовать, потенциально имеют трассы, которые получены в одном и том же местоположении, так что они имеют одинаковые (х, у) координаты. Само собой разумеется, что это утверждение является, по меньшей мере, несколько неточным в случае 4Ό разведки, когда последующие местоположения сейсмического источника и приемника отличаются от базовых местоположений разведки. В этих случаях возможно интерполировать или экстраполировать фактическую трассу данных, чтобы создать два набора данных, которые имеют общие местоположения приемника. Однако в самом общем случае фактически это не требуется, так что настоящее изобретение хорошо подходит для согласования двух наборов данных, которые были собраны в разных местоположениях в разные моменты времени, в том числе и в тех случаях, когда два набора данных, которые сравнивают, могут содержать только часть записанных данных (например, если единственный отражающий горизонт или ограниченное окно во времени являются предметом согласования). Таким образом, в дальнейшем обсуждении полагают, что для двух наборов данных может быть определена или создана некоторая общая система координат, в которой (х, у) координаты согласованных трасс, по меньшей мере, приблизительно равны.

Затем производят прямое преобразование обоих наборов данных в ЭС\УТ области в соответствии со способами, хорошо известными специалистам в данной области (операции 515 и 520, которые соответствуют операциям 715 и 720 для 3Ό данных).

Следующей предпочтительной операцией, которую также проводят в соответствии с данным ΟΒδ примером, является операция 525 согласования, которую преимущественно осуществляют в (ΐ, χ, 8, о, τι) области (или в (ΐ, χ, у, о, 8, п) в 3Ό области, операция 725). Так как в типичном ΟΒδ случае гидрофон считают не имеющим рассеянного сдвигового шума, то Ζ и Р амплитудные компоненты будут согласованы, при сохранении фазы Ζ данных. Одной из причин, по которой этот подход является предпочтительным, является то, что он позволяет сохранять исходную фазу Ζ сигнала, так что ΡΖ сумма и ΡΖ разность могут быть вычислены правильно. Для не равных нулю коэффициентов преобразованного набора данных Ζ(ΐ, χ, у, 8, о, п), который основан на 3Ό сейсмических данных, операция согласования в ЭС\УТ области может быть определена следующим образом:

где

- 9 023436

Ζ' является фильтрованной версией Ζ;

Εηνρ представляет собой масштабный коэффициент огибающей, вычисленный в соответствии с приведенным выше уравнением;

Ζ и Р представляют собой амплитуду 3Ό ЭСТУТ данных (Ζ) геофона и данные (Р) давления соответственно;

|Ρ(ΐ, х, у, 8, о, τί)| представляет собой абсолютное значение коэффициента Р (операция 725 на фиг. 7).

Аналогичное уравнение используют тогда, когда наборы данных представляют собой 2Ό наборы (операция 525 на фиг. 5). Само собой разумеется, что если две различных наземных (или морских) разведки должны быть согласованы, то получают следующие уравнения:

где _{_}_1_

Ζ1(ί, х,у$о, геаГг+Ζ1(ί, х, у $ о, 1тад1пагу)² где Ζ 1(») отображает трассы из первой разведки, которые необходимо согласовать с трассами из второй разведки, Ζ2(·).

Следует иметь в виду, что уравнение, которое определяет приведенный выше Ζ'(ΐ, х, у, 8, о, п), фактически образует петлю по 6 измерениям (ΐ, х, у, 8, о, п) для каждого коэффициента. Операции, отображаемые при помощи приведенных выше уравнений, будут различными, если используют различные преобразование и/или весовые функции (Εηνρ(·)).

Наконец, в предпочтительном варианте согласованный набор данных в ЭСТУТ области будет фильтрован при помощи обратного ЭСТУТ (операции 535 и 735) и записан на выходе (операции 540 и 740), в результате чего получаем согласованный сейсмически набор данных.

В варианте осуществления выбирают или определяют специфическое число сейсмических трасс, которые считывают для использования в качестве вводов в ЭСТУТ операцию (например, выбранное число £ трасс). Преимущественно по меньшей мере 16 трасс считывают из каждого сейсмического набора данных. Это делают потому, что выбор каждого коэффициента масштабирования создает понижение выборки на коэффициент 2, причем преимущественно используют по меньшей мере два различных коэффициент масштабирования. Специалисты в данной области легко поймут, что выбор необходимого числа сейсмических трасс, которые необходимо использовать в качестве вводов, является проектным решением, которое может быть сделано специалистами в данной области. Таким образом, следует иметь в виду, что в последующем изложении число трасс, которые необходимо обработать с использованием данного способа, выбирают так, что, каким бы не было число трасс, имеется, по меньшей мере, достаточно трасс, чтобы произвести расчет соответствующего ЭСТУТ.

Как уже было указано здесь выше, приведенные выше уравнения применимы с равной достоверностью к не ΘΒδ данным. В том случае, когда данные, которые необходимо согласовать, получены в других сейсмических разведках (в том числе в наземных и/или морских разведках), приведенные выше уравнения необходимо модифицировать, заменив Р данные для геофона или гидрофона данными из других разведок, как уже было указано здесь выше. В том случае, когда данные были получены из совершенно других местоположений, может быть произведено произвольное согласование между трассами других разведок и трассами в соответствии с приведенным здесь уравнением.

Что касается выбора специфического импульса/базисной функции, которые подходят для использования в соответствии с настоящим изобретением, то существует множество импульсов, которые потенциально могут быть использованы. Однако в предпочтительном варианте осуществления импульс, выбранный для использования в преобразовании, должен (а) позволять производить полностью инвертируемое преобразование (например, базисные функции должны перекрываться в частотной области и в области волнового числа, так что содержащие помехи участки сигнала будут подавлены при расчете обратного преобразования); (Ь) должен быть аналитическим (т.е. его частотная характеристика должна быть, по меньшей мере, ориентировочно односторонней); (с) иметь фазу, которая, по меньшей мере, ориентировочно является линейной; (й) должен быть ортогональным (т.е. создавать ортогональный или ортонормальный базис) и (е) удовлетворять паре условий преобразования Гильберта. На основании этих критериев специалисты в данной области могут произвести выбор одного среди многих импульсов, который дает приемлемые результаты для специфического набора сейсмических данных.

Кроме того, в предпочтительном варианте масштаб импульса (этот термин известен специалистам в данной области) выбирают равным 3 или 4. Само собой разумеется, что эти числа являются только рекомендуемыми, так что вместо них могут быть использованы любые другие числа, в зависимости от обстоятельств. Таким образом, специалисты в данной области легко могут выбрать этот параметр в зависимости от обстоятельств.

После того как данные были согласованы, они будут намного более полезными для использования в сейсмической разведке. Например, если были согласованы наземные сейсмические данные и морские

- 10 023436 сейсмические данные, то незначительное изменение отражающего горизонта, которое было обнаружено в наземных данных, будет более вероятно обнаружено и, следовательно, отслежено в данных соответствующей морской разведки.

Несмотря на то что раскрытое здесь изобретение широко обсуждалось в терминах сейсмических трасс из ΟΒδ систем, следует иметь в виду, что это было сделано только для специфичности и совсем не для того, чтобы ограничить настоящее изобретение операцией только на этом виде данных. В тексте описания настоящего изобретения термины сейсмическая трасса и сейсмическая сборка предназначены для использования в возможно более широком смысле, причем они могут быть применены как к стандартным 2Ό и 3Ό трассам и СМР сборкам, так и к другим видам сборок, которые могут содержать (но без ограничения) СКР сборки, ССР сборки (т.е. сборки с общей точкой преобразования), САСР сборки (т.е. сборки с общей асимптотической точкой преобразования), сборки с общим сдвигом, сборки с общим сейсмическим источником/приемником и т.п., причем самым важным аспектом сборки является то, что она представляет собой совокупность не упакованных сейсмических трасс из 2Ό или 3Ό разведки, организованных в соответствии с некоторым полем или другим параметром.

Кроме того, настоящее изобретение в равной степени применимо к упакованным и распакованным сейсмическим данным, несмотря на то, что использование распакованных данных типично позволяет получать лучшие результаты.

Несмотря на то что настоящее изобретение было сфокусировано на использовании ЭСАТ, специалисты в данной области легко поймут, что вместо этого могут быть использованы другие локальные преобразования. Например, преобразование гребня малой длительности, преобразование кривой малой длительности, преобразование элементарного луча и любые многоразмерные локальные преобразования могут быть использованы вместо обсуждавшегося здесь ΌΟΑΤ. В приведенной далее формуле изобретения термин ЭСАТ следует понимать в широком смысле как включающий в себя все указанные преобразования.

Несмотря на то что ЭСАТ является предпочтительным способом внедрения настоящего изобретения, другие САТ преобразования не двойственного дерева (например, преобразования реального комплексного импульса и т.п.) также могут быть использованы.

Наконец, в предыдущем обсуждении речь шла об операциях обработки обычных сейсмических данных. Однако специалисты в данной области легко поймут, что настоящее изобретение с успехом может быть использовано и в других областях, например для локализации других подземных минералов кроме углеводородов. В качестве примера можно указать, что описанный здесь подход потенциально может быть использован для обработки и/или для анализа многокомпонентных сейсмических данных, данных сдвиговой волны, данных конвертированной моды, данных обследования поперечной скважины, полных диаграмм акустической записи колебаний, данных проникновения в землю радара, данных СδΕΜ (электромагнитных данных управляемого источника)/данных Ι-ί'δΕΜ (электромагнитных данных переходного управляемого источника), данных, полученных при помощи любой техники обнаружения, которая записывает данные волнового поля, или основанные на модели цифровые имитации любых из указанных выше данных. Кроме того, заявленные здесь способы затем могут быть приложены к математически преобразованным версиям данных тех же самых трасс, в том числе, например, к фильтрованным данным трасс, мигрировавшим данным трасс, к данным трасс в частотной области после преобразования Фурье; к данным трасс, полученным за счет дискретных ортонормальных преобразований; к мгновенной фазе данных трасс, к мгновенной частоте данных трасс, к квадратурным трассам, аналитическим трассам; и т.п. Короче говоря, раскрытый здесь способ потенциально может быть приложен к широкому многообразию типов геофизических временных рядов, а преимущественно может быть приложен к сбору пространственно связанных временных рядов. Таким образом, когда здесь используют термин сейсмические данные, этот термин следует истолковывать в широком смысле, как потенциально включающий в себя данные, собранные от любого из указанных выше источников и/или от их комбинации.

Несмотря на то что были описаны некоторые предпочтительные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены различные изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки приведенной далее формулы изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ геофизической разведки в заданном объеме земли, содержащем подземные структурные и стратиграфические характеристики, способствующие образованию, миграции, накоплению или присутствию углеводородов, в котором предусмотрена разведка дна океана (ОВ§), содержащая множество Р компонентных сейсмических трасс и множество Ζ компонентных сейсмических трасс, причем способ включает в себя следующие операции:

a) считывание по меньшей мере 16 из указанного множества Р компонентных сейсмических трасс, содержащихся в доступной разведке дна океана (ОВ§);

b) считывание по меньшей мере 16 из указанного множества Ζ компонентных сейсмических трасс, содержащихся в доступной разведке дна океана (ОВ§);

c) расчет прямого преобразования комплексного импульса двойственного дерева (ЭСАТ) на указанных считываемых по меньшей мере 16 Р компонентных сейсмических трассах, за счет чего производят формирование ЭСАТ Р набора данных;

б) расчет прямого ЭСАТ на указанных считываемых по меньшей мере 16 Ζ компонентных сейсмических трассах, за счет чего производят формирование ЭСАТ Ζ набора данных;

е) согласование указанного ЭСАТ Ζ набора данных с указанным ОСАТ Р набором данных, чтобы создать согласованный ОСАТ набор данных;

ί) расчет обратного ЭСАТ на указанном ОСАТ наборе данных, чтобы создать по меньшей мере 16 согласованных сейсмических трасс; и

д) использование указанных по меньшей мере 16 согласованных сейсмических трасс в сейсмической разведке подземных углеводородов в заданном объеме земли.
2. Способ геофизической разведки по п.1, в котором указанное прямое ЭСАТ содержит прямое 3Ό ОСАТ. а указанное обратное ЭСАТ содержит обратное 3Ό ОСАТ.
3. Способ геофизической разведки по п.1, в котором операция (д) содержит следующую операцию:

(д1) согласование указанного ЭСАТ Ζ набора данных с указанным ОСАТ Р набором данных, чтобы создать согласованный ОСАТ набор данных за счет вычисления параметра

ЕтрЦх,у,$О)=где _1__

Ζ(?, х у $ о, геаР? + Ζ(ί,χ,γ,ξο, /тадта/ур

Ζ'(ΐ, х, у, 8, о, τι) представляет собой указанный согласованный ОСАТ набор данных;

Ζ(ΐ, х, у, 8, о, τι) представляет собой указанный ОСАТ Ζ набор данных;

Р(4, х, у, 8, о, τι) представляет собой указанный ОСАТ Р набор данных; ΐ представляет собой время;

х представляет собой вектор X координаты, связанный с указанными по меньшей мере 16 Ζ компонентными трасами;

у представляет собой вектор Υ координаты, связанный с указанными по меньшей мере 16 Ζ компонентными трасами;

о представляет собой вектор ориентации;

8 представляет собой скалярный вектор;

п представляет собой вектор, который содержит действительный или мнимый компонент, в зависимости от контекста.
4. Способ геофизической разведки по п.3, в котором указанный вектор ориентации имеет шесть элементов, содержащих 75, 45, 15, -75, -45 и -15°.
5. Способ геофизической разведки в заданном объеме земли, содержащем подземные структурные и стратиграфические характеристики, способствующие образованию, миграции, накоплению или присутствию углеводородов, в котором предусмотрены две сейсмические разведки, каждая из которых имеет множество связанных с ней сейсмических трасс, причем указанный способ включает в себя следующие операции:

a) определение выбранного числа считываемых входных трасс;

b) считывание, по меньшей мере, указанного выбранного числа входных трасс из указанного множества сейсмических трасс, связанных с указанной первой одной из указанных двух сейсмических разведок;

c) считывание, по меньшей мере, указанного выбранного числа входных трасс из указанного множества сейсмических трасс, связанных с указанной второй одной из указанных двух сейсмических разведок;

б) расчет прямого ЭСАТ на указанных считываемых входных трассах из указанной первой сейсмической разведки, за счет чего производят формирование первого ЭСАТ набора данных;

е) расчет прямого ЭСАТ на указанных считываемых входных трассах из указанной второй сейсми- 12 023436 ческой разведки, за счет чего производят формирование второго ЭС\УТ набора данных;

ί) согласование указанного первого ЭС\УТ набора данных с указанным вторым ЭС\УТ набором данных, чтобы создать согласованный ЭС\УТ набор данных;

д) расчет обратного ЭС\УТ на указанном согласованном ЭС\УТ наборе данных, чтобы создать множество согласованных сейсмических трасс;

1ι) использование указанного множества согласованных сейсмических трасс в сейсмической разведке подземных углеводородов внутри указанного заданного объема земли; в котором

ί) первой из указанных двух сейсмических разведок является Ζ компонент ΘΒ8 разведки и второй из указанных двух сейсмических разведок является Р компонент указанной ΘΒ8 разведки.
6. Способ по п.5, в котором указанное выбранное число считываемых входных трасс представляет собой 16 считываемых входных трасс.
7. Способ по любому из пп.5 или 6, в котором указанное множество согласованных сейсмических трасс представляет собой 16 согласованных сейсмических трасс.
8. Способ геофизической разведки по п.7, в котором операция (е) содержит следующую операцию: (е1) согласование указанного первого ЭС\УТ набора данных и указанного второго ЭС\УТ набора данных, чтобы создать согласованный ЭС\УТ набор данных, используемый для вычисления параметра где

Εηνρ(ί, х, у, 5, о) = ¹ , ^Ζ1(ΐ,χ, γ,χ,ο,ΓεαίΥ' + Ζ\.(ΐ,χ,γ,$,ο,ύηα§ίηαΓγ)

Ζ'(1, х, у, 8, о, τι) представляет собой указанный согласованный ЭС\УТ набор данных;

Ζ1 (1, х, у, 8, о, τι) представляет собой указанный ЭС\УТ первый набор данных;

Ζ2(1, х, у, 8, о, τι) представляет собой указанный ЭС\УТ второй набор данных;

1 представляет собой время;

х представляет собой вектор X координаты, связанный с указанными по меньшей мере 16 первыми трассами сейсмической разведки;

у представляет собой вектор Υ координаты, связанный с указанными по меньшей мере 16 первыми трассами сейсмической разведки;

о представляет собой вектор ориентации;

8 представляет собой скалярный вектор;

η представляет собой вектор, который содержит действительный или мнимый компонент, в зависимости от контекста.
9. Способ по любому из пп.5 или 7, в котором указанное прямое ЭС\УТ выбирают из группы, в которую входят прямое преобразование кривой малой длительности, прямое преобразование гребня малой длительности и прямое преобразование сдвига малой длительности; а указанное обратное ЭС\УТ выбирают из группы, в которую входят обратное преобразование кривой малой длительности, обратное преобразование гребня малой длительности и обратное преобразование сдвига малой длительности.
10. Способ по п.5, в котором указанное выбранное число считываемых входных трасс представляет собой число входных трасс, достаточное для расчета указанного прямого ЭС\УТ в операции (Л).