EA027554B1

EA027554B1 - Способ разведки углеводородов

Info

Publication number: EA027554B1
Application number: EA201200460A
Authority: EA
Inventors: Уве Элбертин; Оле Йоран Аским; Мариана Герасим
Original assignee: Бп Корпорейшн Норт Америка Инк.
Priority date: 2009-10-02
Filing date: 2010-10-04
Publication date: 2017-08-31
Also published as: EP2483712A1; CA2775561A1; US20110103187A1; AU2010300304B2; CA2775561C; MX2012003959A; CN102597809B; US8553499B2; AU2010300304A1; EA201200460A1; BR112012006931A2; EP2483712B1; IN2012DN03212A; BR112012006931B1; CN102597809A; WO2011041782A1

Abstract

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения в данном описании предлагаются система и способ распространения анализа с применением прямого луча или анализа освещением с применением волнового уравнения после суммирования в область угловой сейсмограммы, где он становится эффективным инструментом оценки воздействия сложной вскрыши на реакцию AVA. Предпочтительный способ выполнения этой задачи в первую очередь подразумевает создание угловой сейсмограммы, в которой имеется идеальная реакция AVA (т.е. постоянная амплитуда, как функция угла). Указанная сейсмограмма в последующем предпочтительно используется в качестве карты отражающих сред, вводимой в процесс демиграции, создающий моделированные данные, которые, по своей конструкции, несут в себе импульс отражающей способности с совершенно плоской вершиной. Впоследствии обратная миграция такого массива данных приводит к созданию сейсмограммы, на которой любое изменение амплитуды по всей вероятности является мерилом воздействия только освещения. Появляющийся на сейсмограмме импульс AVA может впоследствии быть использован для доступа к подтверждению реакции AVA на моделированные или фактические данные, в результате происходит полезная оценка риска AVA.

Description

Настоящее изобретение имеет отношение к сейсмической разведке и, в частности, к способам определения и оценки сейсмических и других сигналов, представляющих разрез в местах геологической среды сложной структуры.

Предпосылки создания изобретения

Сейсмические исследования являют собой попытку предоставить изображение или карту разреза земли путем посылки энергии звука вглубь земли и записи эхо-сигналов, отраженных от расположенных под землей слоев породы. Источником излучаемой вниз энергии звука могут послужить, например, взрывы, или сейсмические колебания земли, или пневматические пушки в условиях морской окружающей среды. В ходе сейсмических исследований источник энергии располагается в различных местах близко к поверхности земли над исследуемой геологической средой. При каждом его включении источник генерирует сейсмический сигнал, который проникает вниз через толщу земли, отражается и по его возвращении записывается в значительном количестве местоположений на разрезе. Комбинации записей, полученные от нескольких источников, в последующем объединяются для создания непрерывного профиля разреза, протяженность которого может составить несколько километров. При двухмерном (2Ό) сейсмическом исследовании записываемые местоположения в основном располагаются вдоль одной линии, в то время как при трехмерном (3Ό) исследовании записываемые местоположения распределяются поперек разреза в виде координатной сетки. Проще говоря, 2Ό сейсмический профиль может быть рассмотрен как представление в виде изображения в разрезе (вертикального среза) слоев земли, так как они существуют непосредственно под записанными местоположениями. Трехмерные исследования генерируют трехмерные или объемные данные, которые, как минимум, концептуально, формируют 3Ό изображение геосреды, располагающейся под исследуемой местностью. Фактически, несмотря на то, что оба 2Ό и 3Ό исследования обследуют определенный объем земли, лежащий под местностью, охватываемой исследованием.

Сейсмические исследования состоят из чрезвычайно большого количества отдельных регистраций сейсмических данных или сейсмотрасс. Типичное двухмерное (2Ό) исследование обычно будет включать несколько десятков тысяч трасс, в то время как в трехмерном (3Ό) исследовании количество отдельных трасс может составить несколько миллионов трасс. В главе 1, с. 9-89 (Обработка сейсмических данных), автор: Оздоган Йилмаз (О/Додап УПта/). издание Общества геофизиков-разведчиков (δοοίοίν ой Ехр1огаΐίοη ОеорЬу51С151к), 1987, содержится общая информация, имеющая отношение к обычной двухмерной обработке, а также указано, что описание включено в публикацию посредством ссылки. Общая дополнительная информация, относящаяся к получению и обработке трехмерных данных, может быть найдена также в главе 6.

Сейсмотрассой является цифровая запись акустической энергии, отраженной от неоднородностей или разделов в среде, частичного отражения, имеющего место всякий раз, когда происходит изменение свойств упругости материалов среды. Цифровые сигналы обычно получают с шагом дискретизации 0,002 с (2 мс), хотя также общепринятыми при отборе пробных сигналов являются шаги дискретизации в 4 и 1 мс. Каждый дискретный сигнал в обычной цифровой сейсмотрассе связан с дискретным отбором пробных сигналов отраженного поля акустических волн по времени. На практике используют различные варианты обычных схем размещения источник-приемник, например, исследование ВСП (вертикального сейсмического профиля), исследования дна океана и т.д. Кроме того, положение каждой трассы на поверхности земли в сейсмическом исследовании тщательно отслеживается и обычно становится частью самой трассы (как часть информации о заголовке трассы). Это дает возможность в дальнейшем сопоставить сейсмическую информацию, содержащуюся в трассах, с конкретными положениями на поверхности земли и под землей, тем самым обеспечивая средства для нанесения и оконтуривания сейсмических данных - и извлеченные при этом параметры - на карте (т.е. отображение данных на карте).

Данные в трехмерном исследовании поддаются рассмотрению несколькими различными способами. Во-первых, горизонтальные срезы могут быть принятыми, как извлеченные из массива сейсмических данных после или до суммирования путем сбора всех цифровых сигналов, отраженных от данного местоположения геологической среды, после введение поправок в эти сигналы на воздействие распространения звука. В результате выполнения данной операции возникает горизонтальная двухмерная плоскость сейсмических данных. Путем анимирования последовательности двухмерных плоскостей дешифровщик получает возможность просмотреть весь массив данных, создавая впечатление того, что последовательно расположенные слои удаляются таким образом, что может быть просмотрена расположенная под ними информация. Аналогично, вертикальная плоскость сейсмических данных может быть произвольно проведена по азимуту через массив данных путем сбора и отображения сейсмотрасс, расположенных вдоль конкретного профиля. Данная операция, фактически, извлекает отдельный двухмерный сейсмический профиль из трехмерного массива данных. Следует также отметить, что трехмерный массив может быть рассмотрен, как набор пятимерных данных, который был уменьшен в размерах путем его преобразования в трехмерное изображение. Размерами обычно являются время (или глубина ζ), х (например, Север-Юг), у (например, Восток-Запад), удаление источника-пункта приема в направлении х, а также удаление источника-пункта приема в направлении у. Пока содержащиеся здесь примеры сфо- 1 027554 кусированы на случаях с форматами двухмерных и трехмерных данных, в дальнейшем предусматривается расширение процесса с использованием четырехмерного и пятимерного форматов.

Полученные и обработанные надлежащим образом сейсмические данные могут обеспечить массу информации для исследователя, одного из представителей нефтяной компании, работа которого заключается в отыскании потенциальных буровых площадок. Например, сейсмический профиль дает исследователю широкий обзор строения разреза слоев пород зачастую указывает важные характерные особенности, связанные с удержанием и хранением углеводородов, например, нарушения, складки, антиклинальные структуры, несогласия и подземные соляные купола, а также рифы среди множества прочего. В ходе компьютерной обработки сейсмических данных регулярно генерируются оценки сейсмических скоростей горных пород, а также обнаруживаются и отображаются лежащие близко к поверхности неоднородности. В ряде случаев сейсмические данные могут быть использованы для прямого определения пористости горной породы, её насыщенности водой, а также содержания в ней углеводорода. Менее очевидно, параметры формы сейсмического сигнала, например, фаза, максимальная амплитуда, отношение пиквпадина, и множество других, часто должны быть эмпирически сопоставлены с известными залежами углеводорода, а также, что указанное сопоставление разведки применено к сейсмическим данным, собранным над новыми объектами.

На практике используют различные варианты обычных схем размещения источник-приемник, например, исследование ВСП (вертикального сейсмического профиля), исследования дна океана и т.д.

Сейсмические параметры, например, анализы зависимости амплитуды отражения от удаления (ЛУО) или зависимости амплитуды отражения от угла падения (ЛУЛ) могут выдать важную информацию о составе горных пород в горизонтах. Несмотря на то что обычно углеводороды невозможно рассмотреть непосредственно в геосреде, использование различных вариантов сейсмической разведки при отражении с углом падения во все возрастающей степени использовались в качестве параметра или показателя наличия подземного газа. Смотри, например, Кастагна (Сайадпа) и Сван (δ\ναη). Принципы перестройки АУО из одной системы координат в другую (Ртшс1р1е8 о£ АУО Сго88р1оЮпд), ТЬе Ьеабшд Ебде, апрель 1997 г., описание которых включено в данную заявку в виде ссылки. Однако более глубокие объекты создают ряд проблем для данной технологии, ни одна из которых не имеет отношение к искажениям, которые могут быть внесены геосредой и/или способам обработки, применяемым для отображения указанной среды.

Одним из важнейших аспектов продолжающегося развития указанных областей сложного геологического строения является проектирование скважин, которое часто должно осуществляться в геологических условиях, когда получение хороших сейсмических изображений может быть затруднительным. Поскольку АУА часто используется для оценки возможности по размещению скважины, любые ошибки в реакции АУА, обусловленные неравномерным звуковым просвечиванием, вызванным отражением от сложной вскрыши, вносит значительный риск в анализ АУА и может значительно негативно повлиять на размещение скважины.

Построение изображения геологической среды в районах со сложной структурой является проблематичным, поскольку сейсмическое волновое поле может быть значительно искажено при прохождении через такую сложную геологическую структуру. Особый интерес для раскрытия цели настоящего изобретения представляет построение изображения в присутствии подземной соли. Сейсмические исследования, которые включают подземные соляные образования (например, соляные купола), могут сформировать данные, искаженные неравномерным подсвечиванием отражающих границ, расположенных под солью (или другой структурой). Это, в свою очередь, может стать причиной затруднений при расшифровке результатов анализов типа АУА и/или ненадежности этих результатов. В случае с солевым куполом, искажения в волновом поле вызываются большим различием скоростей распространения волн в среде соли и окружающей породе (т.е. скорость распространения сейсмических волн в соли обычно значительно выше, чем скорость распространения сейсмических волн в окружающих осадочных породах). Указанное различие скоростей приводит к образованию большого количества искривлений луча, а лучи, нормально достигающие отражающей границы объекта, будут стремиться проходить под критическим углом к границе осадочной соли. Традиционные способы преобразования сейсмического изображения не компенсируют надлежащим образом указанное неравномерное подсвечивание, что может исказить наблюдаемые амплитуды трассы, а также может привести к ненадежности результатов анализа АУО/АУА.

Таким образом, возникает потребность в способе введения поправок в сейсмограммы с целью компенсации неравномерного подсвечивания, вызванного строением геосреды, влиянием схемы наблюдения, а также воздействием распространения волн в сложной геоструктуре с одновременным сохранением формы сигнала с коэффициентом отражения АУА.

Таким образом, как хорошо известно, в областях обработки и интерпретирования данных сейсмической разведки существовала потребность в способе решения проблемы получения лучших оценок воздействия АУА в местах со сложным геологическим строением. Соответственно, в настоящее время следует признать, как это было сделано в настоящем изобретении, что существует и некоторое время существовала весьма реальная потребность в способе обработки сейсмических данных, направленном на решение обозначенных вышее проблем.

- 2 027554

Прежде, чем приступить к описанию настоящего изобретения, тем не менее, необходимо отметить и помнить, что последующее описание настоящего изобретения совместно с сопроводительными чертежами не следует рассматривать, как ограничивающее настоящее изобретение представленными и описанными примерами (или предпочтительными вариантами осуществления изобретения). Это сделано так, чтобы специалисты в данной области техники, для которых и предназначено настоящее изобретение, имели бы возможность предложить другие формы осуществления настоящего изобретения в пределах прилагаемой формулы изобретения.

Раскрытие изобретения

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения в данном описании предлагаются система и способ анализа с применением прямого луча или анализа освещением с применением волнового уравнения после суммирования в область угловой сейсмограммы, где он становится эффективным инструментом оценки воздействия сложной покрывающей толщи на реакцию ЛУЛ. Предпочтительный способ выполнения этой задачи в первую очередь подразумевает создание угловой сейсмограммы (см., например, патент υδΡΝ 4646239, описание которого включено в настоящую заявку посредством ссылки), в котором имеется отличающаяся от ранее указанной реакция АУА (т.е. постоянная амплитуда, как функция угла).

Указанная сейсмограмма в последующем предпочтительно используется в качестве карты отражающих сред, используемой в процессе демиграции или моделирования выходных данных, из которых модулируются данные, которые, по своей конструкции, несут в себе импульс отражающей способности с совершенно плоской вершиной. Демиграция -это процесс, при котором набор мигрирующих по глубине данных используется для расчета оценки исходного разреза равноудаленных трасс, из которого он мог быть получен. Отметим, что для целей настоящего описания термины моделирование и моделирование единичного отражающего горизонта следует понимать как процесс, посредством которого синтезированный набор сейсмических данных формируется из модели земли, несущей импульсы отражающей способности с плоской вершиной (т.е. один из тех, в котором отсутствует изменение амплитуды отражения с изменением угла падения).

Отметим, что данное определение следует толковать шире, с включением понятия амплитуды рассмотренного выше единичного отражающего горизонта, а также формируются модели, в которых при моделировании акустических волн с двойным временем пробега используются плотностные параметры отражающих горизонтов.

Для среднего специалиста в данной области техники будет понятным, что сопряженным с оператором миграция может быть понятие демиграция. Конечно, операция демиграции может быть использована для преобразования разреза после глубинной миграции в массив временной области, который почти соответствует изначально полученным данным.

Таким образом, обратная миграция демигрированного или моделированного массива данных, сгенерированных в соответствии с настоящим изобретением, затем формирует сейсмограмму, на которой любое изменение амплитуды по всей вероятности будет только мерилом воздействия освещения. Появление при этом на сейсмограмме импульса АУА с плоской вершиной может быть в последующем использовано для помощи в определении того, вызвано ли изменение амплитуды на сейсмограммах угла воздействием освещения в период прохождения луча через массив или фактическими свойствами породы. Кроме того, такой подход, в предпочтительном варианте, приводит к анализу подтверждения АУА, который может помочь исследователю в определении момента, когда импульсы АУА с плоскими вершинами становятся относительно независимыми от воздействия освещения.

В вышеприведенном описании раскрыты в общих чертах наиболее важные признаки рассматриваемого здесь изобретения, так что в последующем подробном описании их можно будет их более четко уяснить, а также, так что вклад настоящего изобретения в существующий уровень техники может быть воспринят с лучшей стороны. Настоящее изобретение не ограничивается в своем применении деталями конструкции и схемой расположения компонентов, указанных в последующем описании или оказанных на чертежах. Напротив, предлагаемое изобретение может иметь другие варианты осуществления и реализации на практике, а также выполнено другими различными способами, не указанными конкретно в данном описании. Наконец, следует понимать, что фразеология и терминология, используемые в настоящем описании, служат только для целей описания изобретения и не могут считаться ограничительными, если в спецификации конкретно не указано на такие ограничения изобретения.

Краткое описание чертежей

Прочие цели и преимущества настоящего изобретения будут очевидными после прочтения последующего подробного описания и рассмотрения чертежей, на которых:

на фиг. 1 показано общее окружение настоящего изобретения;

на фиг. 2 показана последовательность обработки данных сейсмического исследования, пригодная для использования в данном изобретении;

на фиг. 3 схематично показано, каким образом должно использоваться настоящее изобретение в эксплуатационных условиях;

на фиг. 4 показана предпочтительная операционная логик, пригодная для использования в настоя- 3 027554 щем изобретении;

на фиг. 5 показано продолжение предпочтительной операционной логики, показанной на фиг. 4, с дополнительными деталями, касающимися контура обратной проекции;

на фиг. 6А-6С схематично показано представление процесса миграции/демиграции/моделирования, относящегося к настоящему изобретению.

Подробное описание изобретения

В то время как в данном изобретении подразумевается его осуществление во многих различных формах, на чертежах показаны, а далее будут подробно изложены несколько конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения. Однако необходимо понимать, что настоящее описание следует рассматривать как пояснение примерами основных положений изобретения, и оно не предназначено ограничить изобретение конкретными вариантами его осуществления или поясненными алгоритмами.

На фиг. 1 показано общее окружение, в котором настоящее изобретение будет обычно использоваться. Сейсмические исследования планируются 110 исследователем с охватом района, представляющего экономический интерес. Параметры съемок в поле (например, расстояние между пунктами взрыва, интервал между профилями, свод и т.д.) обычно выбираются в сочетании с данным шагом, хотя общепринятой практикой является незначительное (или значительное) изменение идеальных расчетных параметров в поле для соответствия реальным условиям проведения исследований.

Данные сейсморазведки собираются в поле 120 над потенциально экономически важным подземным объектом исследования и затем обычно посылаются в центр обработки 150, где их обрабатывают для использования в исследованиях. В ряде случаев обработку некоторых первоначальных данных можно проводить в поле, и такая практика становится все более общепринятой и обоснованной при условии наличия у полевых партий электронно-вычислительных средств.

В центре обработки данных сейсмотрассы подвергают различным подготовительным процессам 130 для их подготовки к использованию с применением способов, описание которых дается далее в тексте. После этого, обработанные трассы должны быть подготовлены к использованию в соответствии с настоящим изобретением и должны храниться на жестком диске, магнитной ленте, магнитно-оптическом диске, ΌνΌ или других накопителях данных в виде только примера.

Изложенные в данном описании способы должны быть в лучшем случае реализованы в виде компьютерной программы 140, которую загружают в программируемый компьютер общего назначения 150, к которому имеют доступ геофизик или обработчик. Отметим, что компьютер общего назначения 150 обычно должен включать в свой состав в дополнение к базовым вычислительным устройствам и АРМ, компьютеры, обеспечивающие параллельные и массивно-параллельные вычисления, где вычислительные нагрузки распределяются между двумя или более обработчиками. Как еще показано на фиг. 1, в предпочтительном варианте компоновки пользователь может назначить некоторого рода оцифрованную зону исследуемой модели 160, которая может быть представлена как вклад в обработку компьютерной программы. В случае с трехмерным сейсмическим разрезом зона исследуемой модели 160 обычно может включать специфичные параметры относительно поперечной протяженности и мощности (которые должны быть переменными и могли бы быть измерены по времени, глубине, частоте и т.д.) подземного объекта. Точное средство, при помощи которого такие зоны создаются, выбираются, оцифровываются, хранятся и позже считываются в период выполнения программы, не является важным для настоящего изобретения, а для специалистов в данной области техники будет очевидным, что это могло бы быть осуществлено любым количеством способов.

Программа 140, реализующая настоящее изобретение, может быть передана в компьютер, который должен выполнять ее при помощи, например дискеты, магнитного диска, магнитной ленты, магнитнооптического диска, оптического диска, СИ-КОМ, Όνο, КЛМ-карты, КЛМ-флэшки, одноплатным ЗУ с произвольной выборкой, чип ППЗУ, или загружена из сети. В стандартной среде обработки данных сейсморазведки, способы настоящего изобретения составили бы часть большего комплекта модулей программного обеспечения, созданного для выполнения множества шагов обработки, представленных на фиг. 2. После обработки указанными способами полученные трассы обычно должны быть распределены по сейсмограммам, суммированы и отображены на цветном компьютерном мониторе с высокой разрешающей способностью 170 или в виде бумажной копии с распечаткой сейсмографического разреза или карты 180. После этого, геофизик должен использовать выведенные на экран монитора изображения, чтобы помочь себе в определении характерных особенностей геосреды способствующей образованию, миграции или накоплению углеводородов.

Как указывалось ранее, настоящее изобретение предпочтительно будет составлять часть или будет вовлечено в традиционную последовательность обработки сейсмографических данных, как это в основном представлено на фиг. 2. Средним специалистам в данной области техники будет очевидно, что шаги обработки, показанные на фиг. 2, являются лишь расширенной иллюстрацией похожих процессов которые могли бы быть применены к таким данным, а выбор и порядок следования шагов обработки, и, более конкретно, привлекаемые алгоритмы могут заметно варьироваться в зависимости от отдельного обработчика сейсмоданных, источника сигналов (динамит, вибратор и т.д.), места проведения исследования данных (земля, море и т.д.), компании, которая проводит обработку данных и т.д.

- 4 027554

В качестве первого шага, и как в целом показано на фиг. 2, двухмерные или трехмерные сейсмические исследования проводятся над конкретным объемом подземной геосреды (шаг 210). Собранные в поле данные состоят из сейсмотрасс до суммирования (т.е. несуммированные), которые содержат цифровую информацию представляющую массив грунта, лежащий под поверхностью исследуемой площади, Способы, посредством которых обработчики сейсмоданных и геофизики получают такие данные и преобразуют их в удобный для использования формат, хорошо известны специалистам в данной области техники.

Цель сейсмических исследований состоит в получении массива пространственно расположенных, одна относительно другой, сейсмотрасс над объектом геосреды, имеющим определенную потенциальноэкономическую значимость. Данные, пригодные для анализа с использованием способов, изложенных в настоящем описании, могут (только для иллюстративных целей) состоять из данных двухмерного сейсмического профиля до суммирования, данных двухмерного сейсмического профиля до суммирования, извлеченных из данных трехмерного сейсмического исследования, или предпочтительно из данных трехмерной части трехмерного сейсмического исследования до их суммирования, или данных четырехмерных (4И) или пятимерных (5И) исследований и т.д. Рассматриваемое здесь изобретение является наиболее эффективным при его использовании для группы сейсмотрасс, имеющих подстилающее пространственное расположение относительно некоторых геологических объектов геосреды. Кроме того, только для иллюстративных целей, дальнейшее описание изобретения будет излагаться относительно трасс, содержащихся в трехмерных исследованиях (после суммирования или до суммирования, как указано в рассуждениях), в то время как могла бы быть использована любая из собранных групп пространственно расположенных сейсмотрасс.

После получения данных сейсмических исследований (шаг 210) их обычно направляют в центр обработки данных, где они проходят шаги начальной или подготовительной обработки. Как показано на фиг. 2, общий заблаговременный шаг 215 предназначен для редактирования ввода данных сейсмических исследований в ходе подготовки к последующей обработке (например, разделение каналов, восстановление усиления, формирование сейсмического сигнала, удаление плохих трасс и т.д.). После этого может следовать определение геометрии исследования (шаг 220) и сохранение номера взрыва/приемника и положения геосреды, как части заголовка каждой сейсмической трассы. После определения геометрических характеристик обычно выполняют анализ скорости, состоящий из анализа нормального приращения (ΝΜΟ), если процесс обработки является обработкой временных данных, или за ΝΜΟ следует среднеквадратичное значение (ΚΜ8) для интервала преобразования, за которым следует глубинная миграция и томография с целью получения модели начальной скорости для глубинной миграции.

По завершении начальной обработки данных перед суммированием принято регулировать сейсмический сигнал на сейсмической трассе до суммирования перед созданием массивов сейсмических данных после суммирования (шаг 230). На фиг. 2 шаг 230 содержит типовую последовательность обработки сигнала Обработка/Регулирование/Отображение Сигнала, но для специалистов в данной области техники будет очевидным, что вместо показанных на фигуре процессов могут использоваться множество других процессов. В любом случае, конечной целью, с точки зрения исследователя, является создание массива сейсмических данных или, в случае с двухмерными данными, создание сейсмического профиля для использования в изысканиях углеводородов в пределах подземной геологической среды.

В некоторых предпочтительных вариантах осуществления настоящее изобретение может быть лучшим образом использовано с связи с шагом 230. При этом для специалистов в данной области техники будет очевидным, что в типовой последовательности обработки данных существует множество других пунктов, которые можно усовершенствовать путем использования настоящего изобретения.

Как дополнительно предлагается на фиг. 2, любой цифровой сигнал в пределах массива сейсмических данных отдельно определяется вектором (X, Υ, ΟΡΡ8ΕΤΧ (УДАЛЕНИЕ ПО Χ),ΟΡΡ8ΕΤΥ (УДАЛЕНИЕ ПО Υ),ΤΙΜΕ (ВРЕМЯ)) с координатами X и Υ, указывающими некое положение на поверхности земли, координаты ΟΡΡ8ΕΤΧ и ΟΡΡ8ΕΤΥ, определяющие расстояние между источником и приемником, также координата времени, измеряющая время записанного вступления в пределах сейсмотрассы (шаг 240). С целью достижения конкретности предположим, что направление X соответствует направлению вдоль профиля, а измерение Υ соответствует направлению поперек профиля, как термины выражения вдоль профиля и поперек профиля в целом известны в данной области техники. Хотя время является предпочтительной и самой общепринятой единицей измерения по вертикальной оси, для специалистов в данной области техники будет понятным, что несомненно возможно применение других единиц измерения, и среди них могут быть, например, глубина или частота. Кроме того, хорошо известно специалистам в данной области техники, что существует возможность преобразовать сейсмотрассы из одной единицы измерения по оси (например, время) в другую (например, глубина) путем использования стандартной методики математических преобразований. В дополнение к этому, в зависимости от того, отображен или не отображен массив на дисплее, сигнал в массиве может быть определен по удалению на поверхности (т.е. ΟΡΡ8ΕΤΧ и ΟΡΡ8ΕΤΥ), если массив не отображен или отображен в виде сейсмограмм с указанием удалений, или, как вариант, по углу раскрытия отражения и азимуту, если массив отображается в виде сейсмограмм с указанием углов.

- 5 027554

После суммирования трасс массива изображения исследователь может выполнять предварительную интерпретацию 250 полученного массива суммированных трасс, где он (она) находит и определяет основные отражающие горизонты и разрывы, независимо от их места возникновения в массиве данных. За этим должно следовать дополнительное улучшение качества 260 данных сейсмических исследований после или до суммирования и/или формирование из них параметров (шаг 270). Во многих случаях исследователь будет повторно обращаться к его (её) исходной интерпретации данных с целью рассмотрения дополнительной информации, полученной на шагах улучшения качества данных и формирования параметров (шаг 280). В качестве завершающего шага, исследователь, как правило, будет использовать информацию, почерпнутую из данных сейсмической разведки вместе с другими данными, иного характера (данные магниторазведки, гравиметрических исследований, данные, полученные со спутника ΕΛΝΌδΆΤ, данные региональных геологических изысканий, диаграммы ГИС, керны и т.д.) для определения местонахождения подземных структурных или стратиграфических образований, способствующих образованию, накоплению или миграции углеводородов (т.е. комплекс исследований 290).

Предпочтительные варианты осуществления изобретения

В соответствии с первым предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения предлагаются система и способ распространения анализа с применением прямого луча или анализа освещением с применением волнового уравнения после суммирования в область угловой сейсмограммы, где он становится эффективным инструментом оценки воздействия сложной вскрыши на реакцию ЛУЛ. Предпочтительный способ выполнения этой задачи в первую очередь подразумевает создание угловой сейсмограммы, в которой имеется отличающаяся реакция АУА (т.е. реакция, при которой отраженные сейсмические волны имеют постоянную амплитуду, как функцию угла падения относительно слоев геологической среды). Указанная идеальная сейсмограмма будет впоследствии предпочтительно используемой в качестве карты отражающей среды в процессе демиграции или моделирования, который создает моделированные данные, которые путем конструирования несут с собой импульсы реакции АУА с полностью плоской вершиной. Обратная миграция таких массивов данных будет в дальнейшем приводить к образованию сейсмограммы, на которой любое изменение амплитуды, скорее всего, является лишь следствием воздействия освещения. Возникающая на сейсмограмме форма импульса АУА может затем быть использована для оценки подлинности реакции АУА на моделированные или фактические данные, являющиеся результатом полезного анализа рисков АУА.

Путем применения общего фона количество сейсмической энергии, отраженной от отражающего горизонта геосреды под докритическим углом, изменяется в зависимости от (как минимум, частично) угла падения луча относительно отражающего горизонта. Далее, величина указанного воздействия в большей степени проявляется на границе между толщей, содержащей газ, и другим не содержащим газ пластом. Указанный эффект сделал возможным использование методики АУА для определения параметров упругости геосреды по данным сейсмических исследований. Таким образом, общепринятым является включение указанного эффекта в синтезированные сейсмотрассы, которые генерируются обычными программами моделирования. Однако, следует отметить, что указанный способ характерным образом исключает подобные вычисления в процессе формирования собственных моделированных сейсмотрасс.

Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения может быть представлен следующим образом. Предположим, что рассматриваемые данные сейсмических исследований могут быть представлены известным концептуальным уравнением.

Данные сейсморазведки = распространение * отражательная способность, или

В принципе, оператор Р представляет все воздействия фактического распространения сквозь землю. В общепринятой практике отображения данных сейсмических исследований указанный оператор не может быть найден напрямую, а вместо этого может быть аппроксимирован через более простой моделирующий оператор М так, что β-ΜΚ.

Затем, в соответствии с общепринятой практикой, осуществим второе аппроксимирование для получения сейсмическое изображение. Поскольку оператор М не может быть легко преобразован, сейсмическое изображение часто получают, применением М*, сопряженного с оператором М, вместо его обратной величины. Средним специалистам в данной области техники будет понятно, что сопряженный оператор квадратной матрицы определен в качестве сопряженной транспозиции. Как правило, процесс миграции может быть рассмотрен, как процесс применения сопряженного оператора М* к данным сейсмических исследований.

В соответствии с вышеизложенным, процесс миграции для получения отображения отражающей способности геосреды может быть записан как

Для улучшения указанного аппроксимирования один из возможных подходов заключается в решении проблемы, как проблемы наименьших квадратов, взамен использования оператора М* для мигрирования данных. Путем использования указанного подхода будет достигнута улучшенная миграция:

- 6 027554

Таким образом, возникает потребность в наличии средств вычисления обратной величины М*М. Обратная величина М*М содержит объединенную информацию об освещении на всех глубинах и углах раскрытия, а также разрешающей способности миграции и точность воспроизведения амплитуды. Кроме того, подкрепленная геометрией системы наблюдения, она содержит информацию о схеме системы наблюдения.

Величина М*М содержит информацию, относящуюся к трем аспектам записанных данных сейсмических исследований, т.е. освещение, отображение точность воспроизведения амплитуды, а также схема системы наблюдения. Однако для простоты термин информация об освещении будет использован в описании для ссылки на все три типа информации. Отметим, что, даже если оператор (М*М) был известен полностью, расчет его обратной величины был бы дорогостоящим с точки зрения вычислительных ресурсов и, таким образом, во многих отношениях не одобряется.

Оператор М будет упомянут здесь как оператор демиграции, поскольку оператор М* представляет собой оператор миграции. Грубый метод нахождения (М*М) является одним из трудных, так как привлекаемые к этому матрицы являются довольно большими (например, элементы п\т*пут*п11*Щ*п.\*пу*п/. где пхт является количеством местоположений общей глубинной точки (ОГТ) трассы в направлении х, пут является количеством местоположений трассы в направлении у, пЪ является количеством удалений в геометрии с элементами уменьшенного размера, Ы является количеством временных сигналов, а (пх, пу, ιτζ) являются размерами модели отражающей среды).

В связи с этим, будут предпочтительно использоваться следующие методики для реализации настоящего способа.

Приближение к (М*М) может быть достигнуто путем приложения указанного оператора к соответствующим подгруппам единичных амплитуд модели отражающей среды. Полученная таким образом информация о схеме освещения зависит от характера используемого массива данных. Конечным продуктом, получаемым из массива подвергшихся демиграции/повторной миграции данных, является сейсмограмма с углом раскрытия, полученная либо непосредственно из процесса миграции, либо через наклонное суммирование в случае процесса миграции, выдающего сейсмограммы удаления геосреды. Альтернативным продуктом является сейсмограмма удалений геосреды для случая миграции, выдающей сейсмограммы удалений геосреды. Специалистам в данной области техники будет очевидно, что наклонное суммирование (преобразование Радона, преобразование наклонного суммирования и т.д.) является способом разделения плоской сейсмоволны на компоненты. Это может быть рассчитано путем применения последовательностей линейных приращений времени к сейсмограмме до суммирования и прибавление каждого приращения времени к удалению. Несомненно, существует более эффективные вычислительные средства, рассчитывающие наклонное суммирование, чем средства прямого вычисления, и для специалистов в данной области техники они известны.

В качестве пояснения, представим себе одиночный сигнал единичной амплитуды, представляющий точку дифракции, расположенную в некотором положении (х, у, ζ, Ъ) в модели отражающей среды в качестве функции трех пространственных измерений (х, у, ζ) и одного измерения удаления по поверхности (Ъ), а затем подвергшейся демиграции и обратной миграции (т.е. применяется оператор (М*М)). Путем использования указанного подхода получают информацию об освещении для всех углов падения и углов раскрытия, так как наклонное суммирование точки дифракции во всех размерах (х, у, ζ, Ъ) формирует компоненты угла падения и угла раскрытия в точке дифракции.

В предпочтительном варианте осуществления излагается способ доверительного картирования АУА. В соответствии с указанным вариантом осуществления информация об освещении в качестве функции угла раскрытия, полученной путем продления рассмотренной ранее точки дифракции для формирования поверхности, заключенной в отражающий массив (хуу). Таким образом, если, например, точка дифракции заменена плоскостью, наклоненной внутрь профиля и поперек профиля, но остается точкой дифракции, расположенной на нулевом удалении в направлении удаления геосреды, эффект распространения объекта внутрь плоскости в величинах (х, у, ζ) до выбора информации об освещении для одиночного компонента наклонного суммирования, или одиночного угла падения, в области отражения (х, у, ζ). Так как массив входных данных все еще является точкой дифракции в направлении удаления геосреды, освещение для всех углов раскрытия сохраняется. Если указанная плоскость на данный момент деформирована, чтобы следовать форме геологического строения, напрашивается вывод, что подученная информация об освещении будет информацией об освещении угла раскрытия, характерная для фактическому геологическому строению. В другом предпочтительном варианте осуществления отражающие горизонты плотности соответствующей амплитуды располагаются в геосреду модели плотности, подлежащей использованию в полном моделировании волнового поля акустических или упругих волн. Затем выполняется прямое моделирование, а полученные в результате данные впоследствии подвергаются миграции для формирования угловой сейсмограммы, либо напрямую, либо через наклонное суммирование, как указывалось ранее в описании.

Как в основном предлагается на фиг. 6А, 6В и 6С, настоящее изобретение предпочтительно начина- 7 027554 ется с создания модели отражающего горизонта геосреды или плотности/скорости. Как изложено в предыдущем разделе, отражающий горизонт или плоскость плоскости, которая повторяет расшифрованное строение, будет предпочтительно созданы в пространстве (х, у, ζ). После этого модель будет подвергнута демиграции, или прямое моделирование будет применено к модели, к сформированным моделированием данным (фиг. 6В) в соответствии со способом, хорошо известен специалистам в данной области техники, а затем обратно мигрированными в геосреду (фиг. 6С) для формирования угловой сейсмограммы. Указанный массив данных превращается в информацию об освещении, как функцию угла раскрытия. Информация, используемая в процессе демиграции или моделирования соответствует идеальной угловой сейсмограмме, например, сейсмограмма без выходных данных амплитуды, как функция угла раскрытия (т.е. угла падения). После обратной миграции полученные выходные данные амплитуды на угловой сейсмограмме будут, таким образом, являться функцией изменения освещения по причине проникновения через сложное геологическое строение, обработки амплитуды самого алгоритма миграции, а также схемы системы наблюдения.

Рассмотренный выше предпочтительный вариант осуществления подходит для тех процессов миграции, которые реально образуют сейсмограммы удалений геосреды, например, миграции волнового уравнения или миграций, которые производят угловые сейсмограммы напрямую. Для других алгоритмов отображения, например, миграция Кирхгофа, предпочтительным результатом является сейсмограмма, на которой каждый вектор диапазона удалений отображается отдельно, с получением сейсмограммы, трассы которой представляют отдельные изображения из каждого вектора удаления, или удаление в противоположность угловой сейсмограмме. Для процесса отображения указанного типа введенный отражающий горизонт будет предпочтительно выбран в качестве геологической поверхности единичной амплитуды в области отражающего горизонта (xуζ). В предпочтительном варианте осуществления изобретение должно осуществить демиграцию и обратную миграцию указных входных данных отражающего горизонта для каждого вектора удаления отдельно. Изменение амплитуды по всему полю полученной сейсмограммы является прямым указанием изменения освещения. Отметим, что в случае с данными, полученными прямым моделированием из отражающих горизонтов плотности, выходные данные, подвергшиеся миграции, могут принять форму сейсмограммы поверхностных удалений. Сейсмограмма поверхностных удалений, содержащая информацию об освещении может быть впоследствии преобразована в сейсмограмму углов раскрытия при использовании стандартной методики отношения удаления по поверхности к углу геосреды.

Указанные понятия могут быть распространены на анализ АУЛ выходных данных освещения следующим образом.

Выберите вступление волны геосреды.

Создайте идеальную модельную сейсмограмму. Для процессов миграции, для которых естественным выходом сейсмограммы является удаление по поверхности, идеальной сейсмограммой является геологическая поверхность единичной амплитуды, заключенной в область отражения (х, у, ζ, Н), с пиком, расположенным на нулевом удалении геосреды (Н). Наклонное суммирование такой сейсмограммы не содержит изменений амплитуды, как функции угла падения. В случае прямого моделирования, исследование отраженных волн, не содержащих изменений амплитуды, как функции угла раскрытия, может быть задано путем введения горизонтов, некоторой соответствующей амплитуды плотности. Для специалистов в данной области техники будет понятно, каким образом следует создавать такие модели. Для процессов миграции, для которых естественным выходом сейсмограммы является вектор удаления по поверхности, идеальной сейсмограммой является геологическая поверхность единичной амплитуды, заключенной в область отражения (х, у, ζ), продублированная для всех векторов удалений по поверхности.

Проведите демиграцию идеальной сейсмограммы или выполните прямое моделирование, а затем, проведите обратную миграцию полученных данных в отражающий массив. Указанная идеальная сейсмограмма теперь обладает всеми параметрами воздействия распространения волн: неравномерное освещение, геометрия наблюдения и т.д., содержащимися в ней. В интересах настоящего описания, массив таких идеальных модельных данных сейсмических исследований будет упоминаться в настоящем описании в качестве массива калибровочных данных сейсмических исследований,

Проведите анализ амплитуды АУО/АУА на указанной новой калибровочной сейсмограмме для получения амплитуды выходных данных АУО/АУА освещения, а использование результатов для повторной нормализации амплитуд на фактических сейсмограммах.

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления будут использованы однонаправленная демиграция волнового уравнения к моделированию данных или, в альтернативном варианте, двунаправленное моделирование пригодной модели геосреды. Поскольку, является полезным сравнивать указанный подход с другими опциями моделирования, которые, как правило, имеются в наличии, в таблице представлено такое сравнение.

- 8 027554

Опции моделирования освещенности

	Скорость _ί	Точность в соли	1 Кратноотраженные волны	Сложность модели	Управление угловой сейсмограммой отражающего горизонта
Трассирование луча		-	Нет	Простая	Да
«Пучок»		-	Нет	Простая	Да
Акуетич. волны, конечн. разность (КП), однонаправл.	+	+	Нет	Простая	Да
Акуетич, волны, Ρϋ, однонаправл., изменяемая плотность	+	+	Нет	Средняя	Да
Акуетич. волны, Ρϋ, двунаправлен., изменяемая плотность	-	+	Да	Средняя	Через параметры
Упругие волны, Ρϋ, однонаправлен.	-	+	Нет	Сложная	Через параметры
Упругие волны, РП, двунаправлен.	—	+	Да	Сложная	Через параметры

Первый столбец таблицы указывает в обычной манере (от ++/относительно быстро до --/относительно медленно) относительную скорость вычисления соответствующего алгоритма. Второй столбец указывает насколько точным является соответствующий алгоритм в присутствии аномалии скорости геосреды, например, толща соли, с -, указывающим относительно неточно. Столбец Кратноотраженные волны указывает, может ли соответствующий алгоритм содержать краткоотраженные волны. Следующий столбец (т.е. Сложность модели) указывает насколько реально сложной может быть модель распределения скоростей в среде на впуске.

Наконец, последний столбец указывает какое управление (если существует) возможно со стороны пользователя соответствующего алгоритма над сейсмограммой зависимости угла от амплитуды, что присуще конкретному способу моделирования. В большинстве способов моделирования с двойным временем пробега процессу свойственна сейсмограмма АУЛ, которая управляется параметрами модели. В этих способах отражения лучей создаются, как непосредственный результат применения различающихся операторов в пространстве и во времени. Это не относится к способам, базирующимся на рассеянии Борна или Кирхгофа. Здесь пользователь управляет сейсмограммой АУЛ свойственной способу моделирования, подробно описанному ниже. Важным аспектом предпочтительного подхода к моделированию является то, что существует возможность избежать смешивания эффекта АУА освещения со свойственными АУА характеристиками на отражающем горизонте из-за свойств породы или углеводородов. Как говорится, любая из вышеуказанных методик требует подтверждения ее полезности в конкретной ситуации, а таблица предназначена для указания обычным порядком преимуществ и недостатков каждой методики, а также не предназначена для исключения любого конкретного подхода.

Возвращаясь далее к подробному обсуждению предпочтительного алгоритма, предположим, что М является оператором моделирования, который стремится к прямому сейсмическому исследованию, для которого собранные данные являются данными сейсмических исследований ψ(δ,Γ,ω), как функции источник, приемник и частота.

Миграция, как правило, определяется как сопряженный оператор М* прямого моделирования в аппроксимации Борна или Кирхгофа. Миграции способов подобного рода создают карту отражающих горизонтов а(х,0), которая является функцией пространства и угла раскрытия θ. Среднеквадратическая поправка отображения первого порядка в таком случае представлена как а = (Μ*Μ)^Μψ

В интересах настоящего раскрытия аппроксимация к оператору М*М будет использоваться для обеспечения информации об освещении для АУА. В последующем тексте описания математические расчеты будут приведены только для иллюстративных целей, а подробности выводов, хорошо известные специалистам в данной области знаний, будут опущены с целью облегчения понимания идей. В аппроксимации Борна уравнение, поясняющее рассеяние в прямом направлении, может быть схематично записано следующим образом:

у/(5,г,со)я> \сЬсс1 05[а(х,^)]С(г,г' ,й/)6'(л',л'' ,щ)

- 9 027554 где δ' и г' выбираются расположенными близко к точке отражения х; α является зависимой от угла отражающей способностью; 8 является оператором, преобразующим зависимую от угла отражающую способность в оператор матрицы, который масштабирует вклад в моделированные данные в точках (δ',τ') в ходе процесса отражения. Сопряженный оператор уравнения моделирования является уравнением миграции

Оператор 8 изолирует энергию, как функцию угла раскрытия, а для миграции однонаправленного волнового уравнения это часто реализуется как оператор наклонного суммирования, который преобразует удаление по поверхности относительно угла раскрытия. Для миграций, которые напрямую формируют информацию об угловой сейсмограмме, оператор 8 может быть исключен.

В стандартном процессе инверсии, обычно стараются найти решение для зависимой от угла отражающей способности α, для которой моделированные данные совпадают с фактическими данными. Однако в данном случае подразумевается только информация об освещении, которая предполагает, что импульс отражающей среды должен быть исключен из расчета модели, а вместо этого следует использовать отражающую способность, не зависимую от угла, в уравнении моделирования Борна. Так как 8* является, на самом деле, наклонным суммированием в предпочтительном варианте осуществления, то следует, что 8 - это сопряженный оператор наклонного суммирования. Понимая, что наклонное суммирование сопряженного угла, имеющее независимую от угла величину, дает функцию дельта при нулевом удалении геосреды, можно получить следующее указание для расчета зависимого от угла освещения.

Кратко, и в соответствии с другим предпочтительным вариантом осуществления, настоящее изобретение будет предпочтительно действовать следующим образом:

сейсмические исследования будут проводиться над областью исследуемой геосреды;

глубинная (структурная, стратиграфическая и т.д.) модель геосреды будет предпочтительно построена с включением предположительно лучшей конфигурации отражающих горизонтов геосреды и их соответствующих скоростей (и плотностей, при их наличии). Скорости, плотности и т.п., соответствующие наличию геосреды углеводородов, будут исключены из указанной модели, с целью определения реакции АУА/АУО в отсутствии таких углеводородов. На данном этапе не будет необходимым представлять модель в подробностях, даже напротив, она предпочтительно должна, по крайней мере, отображать основные параметры геосреды;

модель единичной амплитуды отражательной способности геосреды должна быть предпочтительно построена путем преобразования информации о структурной модели в модель единичной амплитуды отражающей способности, которая следует расшифрованным горизонтам по глубине. В дополнение к этому, плотность отражающих горизонтов соответствующей амплитуды будет отображена в плотностной модели, используемой в двунаправленном прямом моделировании упругих или акустических волн;

единичная амплитуда модели отражающих горизонтов затем будет предпочтительно подвергнута демиграции путем использования модели фоновой скорости и геометрии системы наблюдения. В дополнение к этому, прямое у моделирование с использованием плотности отражающих горизонтов будет выполняться при использовании двунаправленного моделирования акустических или упругих волн. Этим будет достигнуто определение не подвергшихся миграции данных сейсмических исследований, которые могли бы вызвать образование искусственно построенных отражающих горизонтов.

Далее, данные из предыдущего шага будут предпочтительно подвергнуты миграции (т.е. обратной миграции). В связи с этим шагом сейсмограмма наблюдаемого в нижнее полупространство удаления (ЭСО) (используемая, например, для волнового уравнения общего азимута (СЛ\УЕ (соттоп αζίιηιιΐΐι \уауе ециаНоп)) или алгоритм сейсмограммы общего пункта взрыва (ОПВ) для азимутальной сейсморазведки с буксируемой узкой косой (ΝΑΤ8 (пагготе αζίιηιιΐΐι 1о\\ей δΐ^еате^)) и азимутальной сейсморазведки с буксируемой широкой косой (νΑΤ8 (Мйе αζίιηιιΐΐι Ю\\ей δί^еате^)) предпочтительно будет рассчитан и сохранен. Отметим, что предпочтительно сейсмограммы ОСО будут иметь единичную амплитуду при нулевом удалении и нулевую амплитуду при не нулевом удалении. Это соответствует плоскому углу сейсмограммы с единичной амплитудой при всех углах. Предпочтительно, чтобы выходные данные приобрели форму модельной сейсмограммы до суммирования, которая представляет данные сейсмических исследований, ожидаемые в случае, когда геосреде не содержит углеводородов.

Однако, из-за воздействия освещения, миграции и наблюдения на практике выходные данные сейсмограммы ОСО не будут идеальными (отфильтрованными) импульсными всплесками, и следовательно, после наклонного суммирования для получения угловой сейсмограммы, данные не будут далее иметь постоянную амплитуду, как функцию угла. Однако, указанные данные теперь представляют наилучшие из полученных модельных данных сейсмических исследований при предположении, конечно, что представленная модель скорости/модель геосреды является точной, а конфигурация системы наблюдения была правильно определена.

Далее, данные ОСО будут предпочтительно преобразованы в угловую сейсмограмму.

Дополнительно, в случае однонаправленной или обратной миграции во временной области, при которой возможны прямые выходные данные угловой сейсмограммы, формирование сейсмограммы ОСО

- 10 027554 может быть проигнорировано, а выходные данные угловой сейсмограммы выдаваться напрямую.

С другой стороны, в случае прямого моделирования из плотностных отражающих горизонтов, может быть построена модель, содержащая горизонты с подходящими плотностными границами. Прямое моделирование в данном случае выполняется для создания модельных данных, которые затем подвергаются миграции для формирования угловой сейсмограммы, содержащей информацию об освещении.

Угловая сейсмограмма, образованная в ходе рассмотренного выше процесса, предоставляет линию отсчета, относительно которой производят сравнение наблюденных сейсмических данных. Более конкретно, в случае, если сейсмические данные, полученные в соответствии с описанным выше способом, отличаются от наблюденных сейсмических данных, отличие которых можно было бы отнести к наличию углеводородов в геосреде поскольку их воздействие будет предпочтительно исключено из модели. С другой стороны, там, где массивы модельных и фактических данных сравнимы, что является показателем того, что изменения амплитуды между модельным и фактическими сейсмическими данными вызваны не углеводородами, а напротив, более вероятно вызваны влиянием освещения, миграции или наблюдения.

Несомненно, существуют другие теории, которые должны учитывать наблюденные расхождения (например, шум, искажения в исходной модели геосреды, поглощение, обмен волны и т.д.). Однако одним из известных системных различий между фактическими и подвергшимся демиграции/миграции данными будет исключение отражений типа углеводородов и скоростей из модели данных.

Возвращаясь далее к обсуждению того, каким образом настоящий способ может быть осуществлен на практике, как это указывалось ранее, будет предпочтительно создана модель, содержащая модельные отражающие горизонты, которые следуют строению геосреды и имеют нулевую отражающую способность на всех удалениях при нулевом удалении геосреды. В дополнение к этому, будет создан набор плотностных отражающих горизонтов.

Далее и предпочтительно, синтетическая модель отражающей способности будет подвергнута демиграции с использованием уравнения рассеяния Борна или, как альтернатива, плотностная модель будет подвергнута прямому моделированию для создания модельных данных. В обоих случаях данные подвергаются обратной миграции для получения угловой сейсмограммы. Так как моделированные данные были созданы для того, чтобы иметь форму импульса ЛУЛ, которая не зависит от угла, любое изменение амплитуды на полученной сейсмограмме должно быть обусловлено только неравномерным освещением. Для специалистов в данной области техники будет очевидно, что для трехмерных данных угловая сейсмограмма будет, как подразумевается, включать традиционно одинаковое понятие, т.е. угловая сейсмограмма, которая является функцией азимута геосреды, угловая сейсмограмма, полученная суммированием, субсуммированием или выбором азимута геосреды и т.д.

На основании вышеизложенного, предпочтительной алгоритмической последовательностью является начало с модели отфильтрованного единства отражательной среды с углами падения, которые повторяют обычным порядком углы, фактически определенные в геосреде, или альтернативно, с плотностью отражающих горизонтов соответствующей амплитуды. Предпочтительно модель отражающей среды или плотности будет моделью, в целом следует фактическому строению геосреды, как это указывалось ранее сейсмическими данными. Способы создания таких моделей из сейсмических данных, диаграмм каротажа, данных гравиметрических и магнитных исследований и т.д. хорошо известны специалистам в данной области техники.

Посредством применения рассматриваемой здесь схемы демиграции/обратной миграции или прямого моделирования/миграции, массивы моделированных/справочных данных будут подвержены воздействию переноса (обычно) сложной покрывающей толщи, представленной моделью. Поскольку полученный массив данных является многоразмерным, он может быть использован для отображения его информации путем задействования разнообразных схем отображения включая горизонтальные временные срезы, вертикальные поперечные разрезы, угловые сейсмограммы, различные псевдо-цветные улучшенные версии указанного и т.д.

Авторы настоящего изобретения определили, что резкие изменения углов падения в геосреде (например, блоки горной породы вблизи основания солевого купола), а конкретно, моменты, когда основание становится крутонаклоненным относительно вершины, могут вызвать значительные изменения в освещении, как функции угла. Это может привести к возникновению белых пятен в угловой сейсмограмме, где отсутствовало отражение энергии.

Однако больший интерес для расшифровщика АУА представляет пространственный импульс выходных данных освещения, как функции углов раскрытия. Часто определенный субсуммированием угол лучше, чем полное суммирование, и в случае, когда имеется информация об азимуте, то, определенные азимуты могут быть предпочтительными в различных районах. В некоторых случаях, является инструктивным проведение отображения освещения, как функции угла раскрытия, который может предпочтительно быть получен выбором амплитуды вдоль волн, созданных частичным суммированием угловой сейсмограммы и расцвечивания волн в соответствии с амплитудами. Места сильного освещения могут затем быть видны, например, в белом цвете, в то время как плохо освещенные места будут иметь более низкую амплитуду и должны быть обозначены в отображении черным цветом. Из карт освещения по- 11 027554 добного рода, геофизик может зачастую определить, которое из частичных суммирований имеет лучшую способность к пространственной расшифровке, и которое будет самым успешным в картировании скважины. Отображение различий в освещении отражающих горизонтов геосреды с использованием рассмотренных выше изображений, может обеспечить базу для объективного обсуждения, относительно того, какой массив данных может быть потенциально лучшим для картирования сложного строения. При проведении комплексных исследований, геофизик может столкнуться с использованием ряда различных субсуммированых массивов с целью полностью закартировать пространство вокруг сложного солевого строения, и отображения, такие, как описано выше, могли бы полезными при выборе таких массивов для введения в рабочие данные разведки.

После объединения расшифровок геосред из различных массивов предпочтительным последующим шагом часто является оценка объектов бурения на базе сейсмических амплитуд. Для специалистов в данной области техники будет очевидным, что следует проявлять осторожность при использовании объединенного массива для амплитуд. Однако, поскольку амплитуды в объединенном массиве будут на уровне объекта пространственно стремиться к введению неоднородного угла. В этом случае геофизик получил бы совет проявлять осторожность при проведении анализа ярких пятен. Например, в местах, где углы по дальним трассам имеют сильное освещение по сравнению с ближними трассами, амплитуды могут быть значительными на дальних трассах по сравнению с ближними трассами, что вынуждает геофизика по возможности классифицировать волну по классу III аномалии ЛУЛ, хотя такой аномалии не существует.

Путем проверки, специалисты в данной области техники смогут понять, что реакции АУА отнесены по общему решению к типу, относящемуся к классу I реакции АУА, являющемуся одним из тех, где вершина резервуара представлена увеличением объемного сопротивления (т.е. сейсмический пик). Данный тип газоносных песков стремится показать затемнения при суммировании данных. Класс III АУА является одним из тех, которые характеризуются отражениями, в которых вершина резервуара имеет уменьшение сопротивления (впадина) по сравнению с породой над ней. Подобные резервуары стремятся к образованию классических ярких пятен побережья Мексиканского залива. Наконец, класс II реакции АУА является одним из тех, где вершина резервуара представлена пиком, уменьшающимся по амплитуде, изменяющимся до впадины на углах дальних трасс. На суммированном сейсмическом разрезе указанные газоносные пески могут быть почти незаметными из-за отмен амплитуды, используемой путем суммирования с ближними и дальними трассами.

С учетом предыдущего изложения, авторы настоящего изобретения считают, что является разумным разработать порядок действий при оценке АУА, в ходе которой проводится количественный анализ того, как проблемы освещения влияют на детализированный отклик сейсмического резервуара. В целом, с получением массива данных об освещении, можно использовать различные способы, разработанные для объединения реакции освещение со стандартным порядком действий при моделировании резервуара в зависимости от объекта сейсмического анализа.

Например, в предпочтительном варианте осуществления может быть выполнено исходное моделирование волнового поля упругих волн резервуара для оценки реакции АУА в отсутствии любого воздействия освещения. Поскольку куб освещения содержит только воздействия освещения, указанные воздействия могут быть перенесены на реакцию модели резервуара путем использования, например, согласующий фильтр. Фильтр предпочтительно должен быть создан так, чтобы его применение в идеальной или калибровочной сейсмограмме (т.е. в которой отсутствует импульс АУА) воспроизводило бы реакцию освещения. Указанный фильтр будет затем применен к моделированному резервуаром отклику, осуществляя тем самым перенос воздействия освещения на моделированные отклики. Следовательно, при наличии массива идеальных/калибровочных данных и одного с отрицательным воздействием неравномерного освещения, согласующие фильтры могут быть сконструированы так, что они будут локально переносить ослабление освещения на массив модельно созданных (или реальных) отборных данных. Отметим, что термины та1сН ЙИет или та!сЫи§ ЙИет (согласующий фильтр) следует отнести к одному из множества 1Ό, 2Ό, 3Ό и т.д., фильтров, и их не следует ограничивать в интерпретациях единственно одномерным фильтром, применяемым ко всем массивам данных.

На основании такой информации теперь можно указать районы (например, полигоны) в пределах которых прогнозируются инверсии АУО, для точного отображения литологию или содержание жидкой среды. Знание этого позволит лучше определить те площади, на которых наполненный нефтью резервуар не выглядит отличающимся от резервуара, заполненного соляным раствором. Более того, с легкодоступными фильтрами освещения подобного рода, в соответствии с настоящим изобретением, можно исследовать и проверять геометрию различных резервуаров с целью определения насколько не уникальными являются оценка и распределение финансов для данного участка солевого отложения.

Аналогичный подход также применим к модельным данным, созданным непосредственно из модели резервуара.

Например, предположим, что поведение АУО класса III наблюдается на исходных моделированных данных резервуара. После применения фильтров освещения, возможно, что АУО класса III может быть переклассифицировано с понижением класса или исключено. Очевидно что, если такое наблюдается достоверность наблюдаемого сейсмического отклика должна быть коротко запрашиваема. Кратко, там, где

- 12 027554 имеется хорошее сейсмическое освещение массива породы в геосреде, достоверность сейсмических данных и выполненных в них расчетов (например, ЛУО/АУЛ) будет больше по сравнению с массивами породы с меньшим уровнем освещения. Конечно, там, где достоверность расчетов выше, исследователь будет более склонен верить в правильность и надежность результатов.

Обращаясь далее к фиг. 3, видим, что на ней показаны некоторые из множества направлений использования настоящего изобретения (т.е. оценка угловой сейсмограммы освещения или ПЕРЕНАЛАДКА на фиг. 3) может быть использована на фазе разведки. В целом, и как уже указывалось ранее на фиг. 3, данные, пригодные для входных данных, и/или использование с настоящим изобретением должно приобрести одну из двух форм. В первом случае данные, например, геометрия системы наблюдения сейсмических исследований, модель (простая или сложная) скорости геосреды, ключевые пики горизонта/глубины и т.д., будут предпочтительно используемыми в качестве входных данных для настоящего изобретения. Выходные данные включают, например, весовые коэффициенты освещения, которые могли бы в дальнейшем используемыми в улученном моделировании АУЛ, среда/массив доверенности ЛУО/АУЛ, улучшенные изображения/массивы сейсмограмм из полевых данных. Все из указанной информации могло бы быть использовано, например, в создании сейсмических характеристик резервуара, исходя из сейсмических параметров, связанных с или предполагаемых для резервуара и т.д.

Дополнительно, и как второй общий источник данных, настоящее изобретение должно использовать информацию из диаграмм ГИС, полученных от скважин, расположенных вблизи района исследований. Кроме того, резервуар и геологические модели должны быть использованы для создания бинарных моделей, для определения трехмерной геометрии резервуара и/или создания моделей АУЛ. Модели АУА, созданные из диаграмм ГИС могут быть в дальнейшем подвергнуты сравнению с улучшенной моделью АУА, полученной через посредство настоящего е изобретения (например, где были учтены воздействия освещения) для определения (между прочим) уровня доверия к оценкам АУА, которые были рассчитаны на базе полевых данных. Опять же, вся указанная информация, возможно, будет полезной при определении характеристик и предсказании наличия резервуара, его размеров и т.д.

При обращении далее к фиг. 4, видно, что данная фигура предпочтительно содержит операционную логику, пригодную для применения совместно с настоящим изобретением. В качестве первого шага 400, предпочтительно сейсмические данные будут получены над исследуемым объектом геосреды. Далее, и в предпочтительном варианте, необработанные данные будут отредактированы, подвергнуты начальной обработке, определению геометрических параметров, фильтрации и при т.д.), указанные процессы предназначены для приведения указанных данных в состояние, способствующее их использованию в процессе отображения.

В качестве следующего предпочтительного шага, исследователь будет проводить анализ скорости (либо автоматически, либо вручную) и создавать начальную модель скорости (шаг 410) в соответствии с любым количеством способов, хорошо известных специалистам в данной области техники.

В качестве следующего предпочтительного шага 450, данные далее будут обработаны для целей отображения, указанная обработка должна включать начальную обратную фильтрацию, многократное извлечение и т.д.

Далее, и предпочтительно, настоящее изобретение будет продолжено доработкой модели скорости, используя, например, сейсмическую томографию или некоторый другой способ определения скорости (шаг 420).

Далее, настоящее изобретение будет предпочтительно продолжено введением дополнительной сложности покрывающей толщи в модель скорости (шаг 425). Поскольку модель скорости должна быть относительно простой (например, плоская модель или модель слоистого пирога), обычно необходимо изменить ее для более точного отображения истинного геологического строения слоев конфигурации. Очевидно что, чем выше точность модели покрывающей толщи, тем более надежными будут результаты моделирования. В случае с моделью покрывающей толщи такая дополнительная информацию должна поступать от томографического анализа (шаг 420) упомянутого ранее или из диаграмм ГИС, ВСП исследований, самих сейсмических данных и т.д.

В качестве примера указанной доработки является та, которая рассматривается в шаге 425, где солевой купол (или другая структура) является прогнозируемой, или известно ее наличие под участком проведения сейсмических исследований, скорости, являющиеся типичными для структур подобного рода должны быть добавлены в начальную модель скорости, с той идеей, что добавочная сложность строения будет, как минимум, грубо копировать ту, которая была обнаружена в исследуемой геосреде. Отметим, что ожидается, что указанный шаг должен иметь место там, где имеется ограниченная информация о фактическом строении и распространении солевого купола или другой структуры. Таким образом, необходимы или требуются дополнительные корректировки.

В качестве следующего предпочтительного шага 430, настоящее изобретение будет получать итоговую модель скорости модель, предпочтительно корректируя путем корректировки доработанную модель из предшествующего шага.

Далее, настоящее изобретение будет предпочтительно продолжено путем побуждения исследователя предоставить расшифровку волн на мигрированном разрезе. Этим преследуется цель получения ин- 13 027554 формации, которая может быть использована для последующей корректировки модели скорости в ходе подготовки к шагу 440, являющимся демиграцией идеальной калибровочной сейсмограммой альтернативного моделирования модельных данных.

Далее, а также предпочтительно, настоящее изобретение будет продолжено путем обратной миграции сейсмограммы, подвергшейся демиграции (шаг 445).

В качестве следующего предпочтительного шага будут рассчитаны весовые коэффициенты сейсмограммы (шаг 450). Предпочтительно, чтобы указанные весовые коэффициенты были основаны на количестве сейсмической энергии, освещающей отражающие горизонты геосреды, записанные в пределах трассы. Иначе говоря, амплитуды в пределах трассы, образованной путем демиграции/моделирования/ миграции модели геосреды, будут стремиться к большим по величине значениям, при которых отражающий горизонт имеет хорошее отображение или меньшие (или нулевые) значения, указывающие меньшее количество отраженной сейсмической энергии. Это предполагает, что сейсмические трассы в первоначальном исследовании должны быть оценены в соответствии с количеством энергии, содержащейся модели данных, подвергнутых демиграции/моделированию/миграции, в таком качестве энергии представляет количество освещения, под воздействием которой оказалась модель трассы.

Далее, в зависимости от намерений исследователя настоящее изобретение должно быть продолжено вдоль двух различных профилей. В ряде случаев, анализ ЛУО будет выполняться (шаг 480), как это указывалось ранее более подробно на фиг. 5.

В другом предпочтительном варианте осуществления изобретения улучшение качества данных (шаг 460) будет выполняться в дальнейшем, а также будет подготовлено начальное мигрированное изображение (шаг 465).

В ряде предпочтительных вариантов осуществления, улучшенное мигрированное изображение будет подготовлено путем использования итоговой модели скорости и весовых коэффициентов сейсмограммы, рассчитанных из шага 450 (шага 470). Разумеется, улучшенное изображение затем будет готов к использованию в ходе поиска геосреды ресурсов в соответствии со способами, хорошо известными специалистам в данной области техники.

Фиг. 5 содержит дополнительные детали предпочтительного варианта осуществления (шаг 480 из фиг. 4). В качестве первого шага данные из шага 405 будут предпочтительно мигрированы с итоговой моделью скорости, подобной полученной из шага 430. Конечно, мигрированные данные могут быть использованы без дальнейшей обработки в данной точке, а данные из шага 505 должны быть используемыми любыми способами. Шаги, следующие за указанным на фиг. 5, предназначены для дискретных сигналов, а не для ограничению использования, для которого указанное изобретение должно быть применено.

Шаги 510, 515, 520 (т.е. левое ответвление) иллюстрируют, каким образом данные, обработанные в соответствии с настоящим изобретением, должны быть использованы в виде обычного анализа АУА/АУО (шаг 510), в котором весовые коэффициенты из шага 450 могли быть используемыми для создания улучшенного анализа АУА/АУО (шаг 515), а также расчета карты подтверждения АУА/АУО (шаг 520). В сущности говоря, шаги 510-520 должны быть наиболее часто используемыми в разведочных работах.

С другой стороны, шаги 525-545 содержат применения настоящего изобретения, которые могли бы быть более пригодными, когда выбрано конкретное месторождение или другой объект. Например, шаги 525-535 подлежат рассмотрению при использовании данных, которые подвергались обработке в соответствии с настоящим изобретением в ходе определения параметров резервуара, при формировании модели резервуара, и прямого моделирования указанной модели резервуара для создания модельных данных сейсмических исследований. Указанные шаги, конечно, устарели и хорошо известны в настоящем уровне техники. Однако, шаг 540 использует весовые коэффициенты сейсмограммы из шага 450 для создания массивов улучшенных модельных данных сейсмических исследований, а шаг 545 должен вступать в игру, когда исследователь сравнивает улучшенные модельные данные АУА/АУО с фактическим ответом геосреды, измеренного данными сейсмических исследований.

В ряде случаев было бы целесообразным создать последовательность действий по оценке АУА, которая дает количественный анализ того, каким образом вопросы освещения влияют на детализированный сейсмический ответ резервуара. В целом, с получением массива данных об освещении можно использовать различные подходы для объединения реакции освещения со стандартным порядком действий при моделировании резервуара в зависимости от объекта сейсмического анализа.

Например, в некоторых предпочтительных вариантах осуществления отрицательно влияющий согласующий фильтр должен быть получен из данных освещения с тем, чтобы применить его к детальному отклику резервуара. В порядке действий, должна быть создана начальная модель резервуара для получения доступа к реакции АУА в отсутствии какого-либо воздействия освещения. Поскольку куб освещения содержит только воздействия освещения, указанные воздействия могут быть перенесены на модель резервуара через использование согласующего фильтра. Фильтр должен быть создан таким образом, что его применение к калибровочной сейсмограмме, такой, что поясняется в настоящем описании, (т.е. без импульса АУА) может сформировать отклик освещения. Затем фильтр может быть применен к модели- 14 027554 рованному резервуаром отклику, тем самым перенося воздействия освещения на моделирование отклика. Следовательно, имея массив идеальных калибровочных данных (т.е. тот, который без импульса АУЛ), и один из тех, с отрицательным воздействием со стороны неравномерного освещения, можно создать согласующие фильтры, которые могут локально перенести ослабление освещения на массив модельно созданных данных, выбранных пользователем.

Выводы

В настоящем описании были представлены способы оценки воздействия освещения, как функции угла раскрытия под сложной геосредой. Посредством согласующих фильтров, указанные воздействия освещения могут быть перенесены в моделированную реакцию АУЛ, ведущую к эффективному способу оценки воздействия освещения на АУЛ, а также связанные с ним риски при картировании размещении скважин.

Несмотря на то что термин модель единичных амплитуд (т.е. та, которая имеет отражательную способность единичной амплитуды на всех углах) был часто использован в настоящем описании для характеристики сейсмической модели, используемой для расчета весовых коэффициентов освещения, специалистам в данной области техники будет очевидно, что все моделированные амплитуды не обязательно должны равняться единице, хотя это обычно должно быть именно так. В общем случае, модель единичных амплитуд должна быть в широком смысле восприниматься как модель равных амплитуд, где отражения амплитуды при всех углах все являются, как минимум, примерно равными и должны составлять единицу или какую-либо другую постоянную величину в зависимости от пожеланий и требований обработчика или программиста. Кроме того, для специалистов в данной области техники будет очевидным, что модель отражающей способности единичных амплитуд может быть создана многими способами.

Дополнительно, следует отметить, что важным аспектом настоящего изобретения является использование массива калибровочных сейсмических данных для нормализации фактических сейсмических данных с целью исправления искажений освещения таким образом, чтобы последующий анализ АУА являлся более надежным. В предпочтительном варианте осуществления массив калибровочных данных должен быть получен путем миграции/демиграция модели единичных амплитуд или введением плотностных отражающих горизонтов в сейсмическую модель. Кроме того, важным является создание массива модельных данных, имеющий эффекты освещения, но без эффектов АУО, однако, указанный массив данных должен быть рассчитан.

Отметим, что при использовании в описании термина АУЛ, указанный термин следует в общем и цело понимать как подразумевающий анализ АУО, несмотря на то, что обычное последний часто расценивают, как подмассив ранее упомянутого.

Результат применения настоящего изобретения должен быть направлен на то, чтобы оно использовалось для создания улучшенного изображения или массивов сейсмограмм, расчета сред и массивов достоверности АУО/АУА, выполнения усовершенствованного моделирования АУА (предпочтительно использование выходных данных о свойствах пород программы моделирования) и т.д.

Наконец, любая часть или все изложенное ранее должно быть использовано чтобы характеризовать сейсмическое отображение исследуемого резервуара. Сейсмические параметры, рассчитанные по модели резервуара, могут быть в дальнейшем обдуманы и определены для фактических сейсмических данных в качестве средств картирования расположения и геометрии резервуара и/или определения наличия или отсутствия углеводородов.

Несмотря на то что настоящее изобретение, рассмотренное в настоящем описании, было обсуждено почти исключительно в условиях сейсмических трасс, что может быть организовано во взрыв, приемник, или сейсмограммы ОГТ, что было сделано только для конкретизации и не имеет какой-либо цели ограничения настоящего изобретения работой только над так называемыми сейсмическими данными. Так, в пределах текста данного описания условия сейсмической трассы и сейсмограммы ОГТ используются в самом широком смысле указанных условий, и их подразумевают для применения к обычным двумерным и трехмерным трассам и сейсмограммам ОГТ, а также к другим сейсмограммам, которые должны включать без ограничений, сейсмограммы ОТП (общая точка приема), сейсмограммы ОТО (т.е. сейсмограммы общей точка обмена), сейсмограммы, сейсмограммы ОАТО (общей асимптотической точки обмена), сейсмограммы равноудаленных трасс, сейсмограммы общего взрыва/приемника и т.д., наиболее важным аспектом сейсмограммы является то, что она представляет собой организованную коллекцию сейсмических трасс до суммирования из либо 2Ό, либо 3Ό исследований, каждая из указанных трасс как минимум одну общую точку отображения геосреды. Отметим, что термин миграция используется в широком значении в соответствии с целями настоящего изобретения, и он должен включать время или глубину миграции Кирхгофа, миграции пучка, однонаправленной миграции или двунаправленной миграции акустических или упругих волн, с любой вариацией экстраполированных данных, включая точку источника, профиль-источник, или экстраполяции плоской волны.

Как указывалось ранее, типовые сейсмические исследования могут быть рассмотрены, как состоящими из пяти размеров, т.е. время (или ζ), х, у, удаление взрыв-приемник в х, и удаление взрывприемник в у. Этот способ, рассматриваемый в описании, может быть легко продолжен из двух размеров

- 15 027554 в три, четыре, пять, шесть и даже большее количество размеров специалистами в данной области техники (например, а исследования 6Ό является предварительно суммированными периодическими 3Ό исследованиями). Использование большего числа размеров обычно позволяет выполнять более точным и надежным способом интерполяцию, хотя стоимость расчетов на компьютере имеет тенденцию возрастать с увеличением количества размеров.

Кроме того, в предыдущем обсуждении, язык был выражен терминами выполненных операций над традиционными сейсмическими данными. Однако, для специалистов в данной области техники очевидно, что изобретение, рассмотренное в данном описании, может быть применено с пользой для других целей, и использовать для обнаружения других полезных ископаемых в геосреде, наряду с углеводородами. Посредством только одного примера аналогичный подход, изложенный в ланом описании может быть потенциально использован для обработки и/или анализа многокомпонентных сейсмических данных, данные метода поперечных волне, данные метода обменных волн, данные исследования межскважинной сейсмики, данные полноволнового акустического каротажа, данные контролируемого источника или прочие электромагнитные данные (методы С8ЕМ, 1-С8ЕМ и т.д.), или основанное на модели цифровое моделирование любого из перечисленного выше. Дополнительно, заявленные в данном описании способы могут быть применены для математически трансформируемых версий подобных этим данных трасс, включая, например, отфильтрованные данные трасс, мигрированные данные трасс, относящиеся к частотной области Фурье-преобразованные данные трасс; преобразования при помощи дискретных ортонормированных преобразований координат; данные трасс с мгновенной фазой, данные трасс с мгновенной частотой, квадратурные трассы, аналитические трассы; и т.д. Короче говоря, описанный здесь процесс может потенциально быть применен к широкому спектру видов геофизических временных последовательностей, однако, является предпочтительным быть примененным к набору находящихся в пространственном отношении временных последовательностей. Таким образом, когда в данном описании используется термин сейсмические трассы или трассы, их следует понимать в более широком смысле, включая традиционное понятие сейсмической трассы, а также любое из перечисленного выше.

Наряду с тем, что настоящее изобретение было описано и проиллюстрировано здесь со ссылкой на определенные предпочтительные варианты осуществления с привлечением приложенных к описанию чертежей, различные изменения и дальнейшие доработки, кроме тех, что показаны или предложены в настоящем описании, могут быть выполнены в настоящем изобретении специалистами в данной области техники, без отклонения от сущности изобретательского замысла, объем которого определен формулой изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ разведки углеводородов в пределах определенного массива земли, имеющего структурные и стратиграфические характерные особенности, способствующие образованию, миграции, накоплению или наличию указанных углеводородов, содержащий следующие шаги:

a) направление сейсмических сигналов, генерируемых источником энергии, вглубь земли и запись сигналов, отраженных от расположенных под землей слоев породы, в нескольких местоположениях на поверхности земли после их возвращения;

b) построение модели единичной амплитуды отражательной способности на основе цифрового представления результатов сейсмических исследований, отображающих как минимум часть определенного массива земли, путем формирования набора сейсмических данных из модели земли, несущей отраженный импульс с плоской вершиной, представляющей как минимум часть определенного массива земли;

c) создание массива калибровочных данных сейсмических исследований путем использования указанной модели единичной амплитуды, заключенной в область отражения, при этом указанный массив калибровочных данных сейсмических исследований сформирован с использованием программы сейсмического моделирования, включающей, как минимум, аспект моделирования освещения и аспект моделирования без зависимости амплитуды отражения от угла падения (АУА);

б) нормализация как минимум части указанного цифрового представления указанных данных сейсмических исследований путем использования как минимум части указанного массива калибровочных данных сейсмических исследований;

е) проведение анализа АУА, заключающегося в сравнении амплитуд на ближних трассах с амплитудами на дальних трассах путем использования как минимум части указанной нормализованной части цифрового представления данных сейсмических исследований; и

£) осуществление разведки углеводородов в пределах определенного массива земли с использованием результатов указанного анализа АУА.
2. Способ по п.1, где шаг (с) содержит следующие шаги:

(с1) формирование модели единичной амплитуды отражательной способности геосреды как минимум для части определенного массива земли;

(с2) получение геометрии системы сейсмического наблюдения;

- 16 027554 (с3) осуществление демиграции как минимум части указанной модели единичной амплитуды осветительной способности геосреды при использовании, как минимум, указанной геометрии системы сейсмического наблюдения, тем самым обеспечивая получение массива данных сейсмических исследований после демиграции; и (с4) осуществление миграции указанных данных массива сейсмических данных после демиграции для получения массива калибровочных данных сейсмических исследований, при этом указанный массив калибровочных данных сейсмических исследований включает, как минимум, аспект моделирования освещения и аспект моделирования без АУА.
3. Способ по п.1, где шаг (с) содержит следующие шаги:

(с1) формирование плотностной модели отражающей способности геосреды, составляющей как минимум часть определенного массива земли;

(с2) получение геометрии системы сейсмического наблюдения;

(с3) прямое моделирование как минимум части указанной плотностной модели геосреды при использовании, как минимум, указанной геометрии системы сейсмического наблюдения, обеспечивая тем самым массив данных сейсмических исследований после демиграции;

(с4) осуществление миграции указанных данных массива сейсмических данных после демиграции для обеспечения получения массива калибровочных данных сейсмических исследований, при этом указанный массив калибровочных данных сейсмических исследований включает, как минимум, аспект моделирования освещения и аспект моделирования без АУА.
4. Способ разведки углеводородов в пределах определенного массива земли, имеющего структурные и стратиграфические характерные особенности, способствующие образованию, миграции, накоплению или наличию указанных углеводородов, содержащий следующие шаги:

a) направление сейсмических сигналов, генерируемых источником энергии, вглубь земли и запись сигналов, отраженных от расположенных под землей слоев породы, в нескольких местоположениях на поверхности земли после их возвращения;

b) построение модели единичной амплитуды отражательной способности на основе цифрового представления результатов сейсмических исследований, отображающего как минимум часть указанного определенного массива земли, путем формирования набора синтетических сейсмических данных из модели земли, несущей отраженный импульс с плоской вершиной как минимум для части определенного массива земли;

c) получение геометрии системы сейсмического наблюдения;

ά) осуществление демиграции указанного массива данных отражательной способности при использовании, как минимум, указанной единичной амплитуды модели отражательной способности геосреды и указанной геометрии системы сейсмического наблюдения для формирования массива моделированных данных;

е) осуществление обратной миграции указанного массива моделированных данных для получения массива синтетических сейсмических данных, оказывающих эффект освещения без эффекта АУА; и

ί) осуществление разведки углеводородов в пределах определенного массива земли с использованием указанного массива синтетических данных сейсмических исследований вместе как минимум с частью указанного цифрового представления данных сейсмических исследований.
5. Способ разведки углеводородов по п.4, где шаг (ί) содержит следующие шаги:

(£1) нормализация как минимум части указанного цифрового представления данных сейсмических исследований при использовании указанного массива синтетических данных сейсмических исследований и обеспечение тем самым формирования нормализованного представления указанных данных сейсмических исследований; и (ί2) осуществление разведки углеводородов в пределах указанного определенного массива земли при использовании указанного нормализованного представления указанных данных сейсмических исследований.
6. Способ разведки углеводородов в пределах определенного массива земли, имеющего структурные и стратиграфические характерные особенности, способствующие образованию, миграции, накоплению или наличию указанных углеводородов, содержащий следующие шаги:

a) направление сейсмических сигналов, генерируемых источником энергии, вглубь земли и запись сигналов, отраженных от расположенных под землей слоев породы, в нескольких местоположениях на поверхности земли после их возвращения;

b) получение цифрового представления результатов сейсмических исследований, отображающего, как минимум, часть указанного определенного массива земли;

c) формирование плотностной модели геосреды, как минимум, части определенного массива земли; ά) получение геометрии системы сейсмического наблюдения;

е) осуществление прямого моделирования указанной плотностной модели геосреды при использовании, как минимум, указанной геометрии системы сейсмического наблюдения для создания массива моделированных данных;

ί) обратная миграция указанных моделированных данных массива, с обеспечением получения мас- 17 027554 сива синтетических данных сейсмических исследований, оказывающих эффект освещения без эффекта ΑνΑ;

д) разведка углеводородов в пределах указанного определенного массива земли при использовании указанного массива синтетических данных сейсмических исследований вместе как минимум с частью указанного цифрового представления данных сейсмических исследований.