EA029700B1 - Способ обработки сейсмического изображения недр - Google Patents
Способ обработки сейсмического изображения недр Download PDFInfo
- Publication number
- EA029700B1 EA029700B1 EA201500511A EA201500511A EA029700B1 EA 029700 B1 EA029700 B1 EA 029700B1 EA 201500511 A EA201500511 A EA 201500511A EA 201500511 A EA201500511 A EA 201500511A EA 029700 B1 EA029700 B1 EA 029700B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pixel
- seismic image
- image
- pixels
- seismic
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 8
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 claims description 7
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 13
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 8
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-NJFSPNSNSA-N Carbon-14 Chemical compound [14C] OKTJSMMVPCPJKN-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 1
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 241000396386 Saga Species 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000005670 electromagnetic radiation Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 description 1
- 238000007477 logistic regression Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/301—Analysis for determining seismic cross-sections or geostructures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/32—Transforming one recording into another or one representation into another
- G01V1/325—Transforming one representation into another
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/34—Displaying seismic recordings or visualisation of seismic data or attributes
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/64—Geostructures, e.g. in 3D data cubes
- G01V2210/641—Continuity of geobodies
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/66—Subsurface modeling
- G01V2210/661—Model from sedimentation process modeling, e.g. from first principles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/70—Other details related to processing
- G01V2210/74—Visualisation of seismic data
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Image Processing (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу обработки сейсмического изображения недр, причем упомянутое сейсмическое изображение содержит пикселы, а каждый пиксел обладает значением цвета. Способ содержит этапы, на которых определяют по меньшей мере одну поверхность в сейсмическом изображении, причем по меньшей мере одна поверхность проходит от одной стороны сейсмического изображения к противоположной стороне сейсмического изображения, по меньшей мере одну поверхность определяют на основе геологической информации, извлеченной из скважинных данных по меньшей мере из одной скважины в кадрах; для каждого текущего пиксела сейсмического изображения определяют значение плотности на основе числа пересечений полученных поверхностей со столбцом, содержащим упомянутый текущий пиксел, причем упомянутые пересечения расположены ниже упомянутого пиксела в упомянутом столбце; определяют геохронологическое изображение, причем столбцы упомянутого геохронологического изображения вычисляют на основе значений плотности пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения и значений цвета пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения.
Description
Изобретение относится к способу обработки сейсмического изображения недр, причем упомянутое сейсмическое изображение содержит пикселы, а каждый пиксел обладает значением цвета. Способ содержит этапы, на которых определяют по меньшей мере одну поверхность в сейсмическом изображении, причем по меньшей мере одна поверхность проходит от одной стороны сейсмического изображения к противоположной стороне сейсмического изображения, по меньшей мере одну поверхность определяют на основе геологической информации, извлеченной из скважинных данных по меньшей мере из одной скважины в кадрах; для каждого текущего пиксела сейсмического изображения определяют значение плотности на основе числа пересечений полученных поверхностей со столбцом, содержащим упомянутый текущий пиксел, причем упомянутые пересечения расположены ниже упомянутого пиксела в упомянутом столбце; определяют геохронологическое изображение, причем столбцы упомянутого геохронологического изображения вычисляют на основе значений плотности пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения и значений цвета пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения.
029700
Уровень техники
Настоящее изобретение относится к обработке изображений недр и, в частности, к преобразованию сейсмических изображений в хроностратиграфические представления.
Можно было бы следовать подходам, описанным в этом разделе, но это не обязательно подходы, которые были представлены и осуществлены ранее. Поэтому, если не указано обратное, описанные в этом разделе подходы не относятся к известному уровню техники относительно формулы изобретения в этой заявке, и они не считаются относящимися к известному уровню техники из-за включения в этот раздел. Более того, необязательно все варианты осуществления предназначены для решения всех или даже одной из поставленных в этом разделе задач.
Известен, в частности, в области нефтеразведки способ определения местоположения нефтяных пластов из результатов геофизических измерений, выполняемых с поверхности или в скважинах. В соответствии с технологией сейсмической разведки методом отраженных волн эти измерения включают в себя излучение волны (акустических волн или электромагнитного излучения) в недра и измерение сигнала, содержащего множество отражений волны от исследуемых геологических структур. Эти структуры обычно представляют собой поверхности, разделяющие отдельные материалы, разрывы и т.д. Другие измерения выполняют из скважин.
Хроностратиграфический анализ (последовательный хроностратиграфический анализ) очень важен для понимания геологической эволюции бассейна, предсказания распределения осадочных фаций и для поисков месторождений нефти, и для добычи. Этот анализ основан на фундаментальном предположении, что сейсмоотражающие горизонты представляют собой поверхности хроностратиграфического значения. Это предположение подразумевает, что отдельный сейсмоотражающий горизонт является "линией времени" через осадочный бассейн, которая отображает поверхность одного и того же геологического возраста. Разрывы исключены из этого определения.
Сейсмический профиль образован путем размещения друг за другом на плоскости измеренных одномерных сигналов, называемых сейсмическими трассами (2Ό). Аналогично, сейсмический блок образован путем размещения сейсмических трасс друг за другом в объеме (3Ό сейсмическое изображение). Выражение "сейсмическое изображение" относится либо к сейсмическому профилю, либо к сейсмическому блоку.
В сейсмическом изображении яркость пиксела пропорциональна сейсмической величине, представленной одномерным сигналом.
Вычисление хроностратиграфического представления сейсмического изображения часто требует, в силу предыдущих способов, синтеза сейсмических горизонтов в профиле или в блоке.
Для выполнения синтеза горизонтов было предложено несколько способов. Например, в диссертации Марка Дониаса от 28.01.1999 г., Университет Бордо I, "СагасЮгЕайоп бе сйатрк б'опеШаОоп раг апа1у§е еп сотро8ап1е8 ргтс1ра1е8 е1 екбтабоп бе 1а соигЬиге. ЛррБсабоп аих 1та§е8 мщшщех. [Определение параметров ориентации полей методом анализа главных компонент и оценки кривизны. Приложение к сейсмическим изображениям]", подробно описаны возможные схемы выполнения синтеза горизонта. В патенте И8 6771800 В1 также описан возможный способ создания хроностратиграфической интерпретации сейсмического изображения.
Такие способы имеют недостатки, в частности, если разрешение сейсмического изображения очень низкое или если оно содержит высокий уровень шума. В таком случае вычисленные горизонты сейсмических изображений могут быть ошибочными и, таким образом, могут дать неадекватные результаты. Кроме того, эти способы могут быть ошибочными, если предположение о том, что сейсмоотражающие горизонты представляют собой поверхности хроностратиграфического значения, окажется ложным.
Таким образом, имеется потребность в усовершенствовании вычисления хроностратиграфического представления в таких случаях.
Сущность изобретения
Изобретение относится к способу обработки сейсмического изображения недр, причем упомянутое сейсмическое изображение содержит пикселы, а каждый пиксел обладает значением цвета.
Способ содержит следующее:
определяют первую поверхность и вторую поверхность в сейсмическом изображении, причем первую поверхность и вторую поверхность определяют исходя из геологической информации, извлекаемой из скважинных данных по меньшей мере одной скважины в недрах;
определяют первые компоненты падения для пикселов первой поверхности и вторые компоненты падения для пикселов второй поверхности;
для каждого пиксела сейсмического изображения между первой поверхностью и второй поверхностью определяют интерполированные компоненты падения исходя, по меньшей мере, из первых компонентов падения и вторых компонентов падения;
для каждого пиксела сейсмического изображения между первой поверхностью и второй поверхностью определяют интерполированную поверхность исходя, по меньшей мере, из интерполированных компонент падения для пикселов между первой поверхностью и второй поверхностью;
для каждого текущего пиксела сейсмического изображения между первой поверхностью и второй
- 1 029700
поверхностью определяют значение плотности исходя из числа пересечений определенных поверхностей со столбцом, содержащим упомянутый текущий пиксел, причем упомянутые пересечения располагаются в упомянутом столбце ниже упомянутого пиксела;
определяют геохронологическое изображение, причем столбцы упомянутого геохронологического изображения вычисляют на основе
значений плотности пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения; значений цвета пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения.
"Поверхность" может представлять собой одномерную кривую (если сейсмическое изображение
является двумерным изображением) и двумерную поверхность (если сейсмическое изображение является трехмерным изображением).
"Геологическая информация" - это часть информации, основанная на геологических соображениях. Сейсмическое изображение содержит любую геологическую информацию, извлеченную из скважинных данных, так как сейсмическое изображение может быть вычислено исходя из акустических сигналов без необходимости в каких-либо скважинах. "Компоненты падения" пиксела относятся к компонентам локального градиента для упомянутых пикселов (например, локальный градиент яркости в упомянутом пикселе).
Например, заданный пиксел находится между первой поверхностью и второй поверхностью, если существует прямая, соединяющая пиксел первой поверхности и пиксел второй поверхности, причем упомянутая прямая содержит упомянутый заданный пиксел.
Полученная интерполированная поверхность τ может быть основана на вычислении нелинейного уравнения в частных производных на основе интерполированного падения р:
Поэтому можно определить геохронологическое представление, даже если сейсмические горизонты сейсмического изображения не обеспечивают точного хронологического представления недр (т.е. если сейсмоотражающие горизонты не являются поверхностями хроностратиграфического значения).
Кроме того, способ может также содержать этапы, на которых
принимают первые скважинные данные, связанные с точками первой скважины, и вторые скважинные данные, связанные с точками второй скважины;
идентифицируют первую точку в первой скважине и вторую точку во второй скважине, при этом первая точка и вторая точка имеют одно и то же идентифицированное относительное время в упомянутых скважинных данных.
Упомянутая первая поверхность может содержать первую точку и вторую точку.
В возможном варианте осуществления первая поверхность может быть определена исходя из алгоритма регрессии. Кроме того, упомянутая поверхность может быть определена на основе карты тренда, заданной оператором и, таким образом, принятой.
Возможно, что не все идентифицированные точки могут быть на поверхности, полученной с помощью алгоритма определения (например, переопределенных систем). Таким образом, можно получить поверхность, которая минимизирует сумму квадратов ошибок, допущенных в результатах (метод наименьших квадратов).
Кроме того, интерполированные компоненты падения могут быть вычислены на основе многомерной интерполяции, известной для компонент падения в пикселах на первой поверхности и в пикселах на второй поверхности.
Второй аспект относится к компьютерному программному продукту, содержащему машиночитаемый носитель, на котором имеется компьютерная программа, содержащая программные команды. Компьютерную программу можно загрузить в блок обработки данных, и она приспособлена для вызова выполнения блоком обработки данных способа, описанного выше, когда компьютерную программу запускают на блоке обработки данных.
Третий аспект относится к устройству обработки сейсмического изображения недр, причем упомянутое сейсмическое изображение содержит пикселы, а каждый пиксел обладает значением цвета.
Устройство содержит
схему для определения первой поверхности и второй поверхности в сейсмическом изображении, причем первая поверхность и вторая поверхность определены исходя из геологической информации, извлекаемой из скважинных данных по меньшей мере одной скважины в недрах;
схему для определения первых компонент падения для пикселов первой поверхности и вторых компонент падения для пикселов второй поверхности;
для каждого пиксела сейсмического изображения между первой поверхностью и второй поверхностью схему для определения интерполированных компонент падения исходя, по меньшей мере, из первых компонент падения и вторых компонент падения;
для каждого пиксела сейсмического изображения между первой поверхностью и второй поверхностью схему для определения интерполированной поверхности исходя, по меньшей мере, из интерполированных компонент падения для пикселов между первой поверхностью и второй поверхностью;
- 2 029700
для каждого текущего пиксела сейсмического изображения между первой поверхностью и второй поверхностью схему для определения значения плотности исходя из числа пересечений полученных поверхностей со столбцом, содержащим упомянутый текущий пиксел, причем упомянутые пересечения располагаются в упомянутом столбце ниже упомянутого пиксела;
схему для определения геохронологического изображения, причем столбцы упомянутого геохронологического изображения вычисляют на основе
значений плотности пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения; значений цвета пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения.
Другие признаки и преимущества способа и устройства, раскрытых в этом документе, станут очевидными из последующего описания неограничивающих вариантов осуществления со ссылкой на прилагаемые чертежи.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение проиллюстрировано на примере, а не ограничения, на фигурах на прилагаемых чертежах, на которых одни и те же ссылочные позиции обозначают одинаковые элементы и на которых:
на фиг. 1а показано возможное сейсмическое изображение;
на фиг. 1Ь показано возможное хроностратиграфическое представление сейсмического изображения, показанного на фиг. 1а;
на фиг. 2 показано представление определения поверхности в соответствии с возможным вариантом осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 3 показана блок-схема, описывающая возможный вариант осуществления настоящего изобретения;
на фиг. 4 показан возможный вариант осуществления устройства, реализующего настоящее изобретение.
Осуществление изобретения
На фиг. 1а показано возможное сейсмическое изображение 100. Это изображение представляет собой двумерное сечение сейсмического изображения. Оно показывает картину недр, полученную из сейсмических исследований. Изображение 100 содержит два измерения: оно проходит горизонтально вдоль горизонтальной оси X и вертикально вдоль вертикальной оси У в направлении недр. Изображение 100 состоит из пикселов, равномерно распределенных с горизонтальным шагом по горизонтальной оси и с вертикальным шагом вдоль вертикальной оси. Сейсмическое изображение 100 содержит
множество столбцов из пикселов, причем их число равно частному от деления горизонтальной протяженности на горизонтальный шаг, и
множество пикселов на столбец, причем их число равно частному от деления вертикальной протяженности на вертикальный шаг.
Большей частью пикселы связаны со значением цвета (значением серого) от 0 до 255 (или 65535). Значения цвета зачастую основаны на амплитуде сейсмического сигнала, связанного с упомянутым изображением (например, высокую амплитуду показывают ярким пикселом, а низкую амплитуду - темным пикселом).
В частности, вертикальная черная линия 105 отображает столбец пикселов.
Для реализации способа в соответствии с изобретением можно определить матрицу М (или матрицу/карту плотности), которая имеет такие же размеры, что и изображение 100: число строк матрицы М равно числу пикселов в столбце изображения 100 и число столбцов матрицы М равно числу столбцов изображения 100 (т.е. числу пикселов в строке).
Таким образом, матрица М состоит из такого же числа элементов, сколько пикселов в изображении 100, и каждый элемент связан с пикселом изображения 100. Все элементы матрицы М являются целыми числами (или числами с плавающей запятой), изначально имеющими нулевое значение.
Для некоторых пикселов изображения 100 (предпочтительно для каждого пиксела) можно вычислить кривую, проходящую через пиксел, расположенную поперек вертикального измерения изображения 100 (проходящую от одной стороны 110 сейсмического изображения до противоположной стороны 111 сейсмического изображения). Вычисление этой кривой включает в себя вычисление локального градиента р (или местного падения) яркости в упомянутом пикселе. Упомянутое падение/градиент может быть предоставлено входной матрицей (предварительно вычисленной матрицей) или может быть вычислено непосредственно на основе сейсмического изображения 100. Градиент может иметь вертикальный компонент и горизонтальный компонент.
Вычисленные кривые (например, 101, 102, 103, 104) также известны как "горизонты" или "сейсмические горизонты". Вычисление упомянутых горизонтов τ связано с нелинейным уравнением в частных производных, основанным на местном падении р, оцениваемом из сейсмического изображения, для итеративного вычисления горизонта. Таким образом, горизонт τ удовлетворяет следующей формуле:
- 3 029700
Некоторые другие возможные вычисления упомянутых горизонтов описаны в патенте США 6771800 В1 или в заявке РК1158947.
После того как были вычислены горизонты, можно определить значения матрицы М. Для каждого текущего пиксела сейсмического изображения можно определить значение плотности как число пересечений горизонтов со столбцом, содержащим упомянутый пиксел, причем упомянутые пересечения находятся в упомянутом столбце ниже упомянутого пиксела. Упомянутое значение плотности сохраняют в матрице М в тех же координатах, что и упомянутый пиксел.
Например, для пиксела 106 значение плотности равно 0, так как нет пересечений столбца 105 и вычисленного горизонта 101, 102, 103, 104 ниже этого пиксела 106 (т.е. пересечений, у которых укоордината меньше, чем у-координата пиксела 106).
Для пиксела 107 значение плотности равно 2, так как имеется два пересечения столбца 105 и вычисленного горизонта 101, 102, 103, 104 ниже этого пиксела 107 (т.е. пересечений, у которых укоордината меньше, чем у-координата пиксела 107): эти пересечения представляют собой пересечения горизонтов 103 и 104 со столбцом 105.
Для пиксела 108 значение плотности равно 4, так как имеется четыре пересечения столбца 105 и вычисленного горизонта 101, 102, 103, 104 ниже этого пиксела 108 (т.е. пересечений, у которых укоордината меньше, чем у-координата пиксела 108): эти пересечения представляют собой пересечения горизонтов 101, 102, 103 и 104 со столбцом 105.
Можно интерполировать значение плотности пиксела в данном столбце и между двумя вычисленными кривыми. Эта интерполяция основана на значении плотности, соответствующем двум пикселам на пересечениях упомянутых двух кривых с упомянутым столбцом. Это вычисление может учитывать расстояние от пиксела до пересечений. Например,
ОГ1*Р1 + 2)К2*2)2 ” 2)1 + 02
где ОУ - значение плотности, соответствующее текущему пикселу; ОУ 1 - значение плотности, соответствующее пикселу первого пересечения; ОУ2 - значение плотности, соответствующее пикселу второго пересечения; О1 - расстояние между пикселом и пикселом первого пересечения; 02 - расстояние между пикселом и пикселом второго пересечения.
На фиг. 1Ь показано возможное хроностратиграфическое представление сейсмического изображения, показанного на фиг. 1а.
Хроностратиграфическое представление 150 вычислено на основе матрицы плотности и сейсмического изображения. Например, хроностратиграфическое представление (которое представляет собой изображение с теми же размерами, что и сейсмическое изображение) вычисляют столбец за столбцом.
Для пиксела ΐ текущего столбца с в хроностратиграфическом представлении значение цвета связано с упомянутым пикселем в соответствии со следующей формулой:
где 31[с; ΐ] - значение цвета сейсмического изображения в координатах (х; у); С3[с; ΐ] - значение цвета хроностратиграфического представления в координатах (х; у); М[с; ΐ] - значение плотности в матрице М в координатах (х; у); Мтах - максимальное значение плотности (которое может быть равно М(1,1), если (1,1) - координаты верхнего левого пиксела в сейсмическом изображении); 1тах - высота сейсмического изображения (в пикселах).
Горизонты 101, 102, 103, 104 таким образом преобразуют в горизонтальные линии соответственно 151, 152, 153, 154 (так как значения плотности пикселов на этих горизонтах постоянны).
Может оказаться, что некоторые пикселы хроностратиграфического представления могут быть не определены в соответствии с вышеприведенной формулой: эти зоны пикселов идентифицируют как "пропуск" (зона недр, в которой нет залежей или которая отражает явление эрозии, например, 155а, 155Ь, 155с, 155а, 155е).
На фиг. 2 показано представление определения поверхности в соответствии с возможным вариантом осуществления настоящего изобретения.
Хоть амплитуда сейсмического сигнала и может дать полезную информацию о времени осаждения горизонта, но может оказаться, что эта информация будет ошибочной: например, возможно, что во время этого же процесса осаждения тяжелые отложения переносятся в заданную точку, в то время как легкие отложения переносятся в другую точку (например, для "дельта" осаждения, аллювиального конуса и т.д.). Поэтому в таких случаях предположение о том, что сейсмоотражающие горизонты являются поверхностями хроностратиграфического значения, является ложным. Даже если отложения не имеют одинакового состава (и, таким образом, по-разному выглядят на сейсмическом изображении) относительное время осаждения одинаково.
Таким образом, только сейсмической информации недостаточно для того, чтобы создать надежное хроностратиграфическое представление. Чтобы смягчить эту проблему, геологи могут отметить особые
- 4 029700
точки на сейсмическом изображении значением времени, которое они возможно способны определить (либо благодаря знаниям недр, либо благодаря скважинным данным, которые могут быть получены из скважин и которые интерпретируют).
Например, вертикальные линии 202, 203 и 204 могут отображать вертикальные скважины в недрах. Поверхность 201 может отображать автоматически вычисленный горизонт на основе падения сейсмического изображения, как было описано выше.
На основе скважинных данных геологи могут определить, что точки 205, 206 и 207 (соответственно в скважинах 202, 203 и 204) сейсмического изображения имеют одно и то же относительное время, т.е. одно и то же время осаждения (например, посредством анализа кусков пород в соответствии с методом датирования по радиоактивному углероду-14 или посредством охватывания всего процесса осаждения).
Таким образом, можно определить новую поверхность 208, которая проходит через все эти точки, геологи могут предоставить/использовать карты тренда, которые они могли составить, благодаря знаниям недр. Это определение также может использовать простой алгоритм регрессии, такой как линейная регрессия, полиномиальная регрессия, логистическая регрессия, мультиномиальная регрессия и т.д. на основе точек 205, 206, 207.
После определения поверхности 208 можно определить местное падение р208 для точек упомянутой поверхности 208 (например, для всех точек вдоль поверхности). Это местное падение р208 представляет единичный вектор, перпендикулярный поверхности.
Поверхность 209 может быть определена на основе предложенного выше алгоритма.
После определения поверхности 209 также для точек упомянутой поверхности 209 может быть определено местное падение р209.
Благодаря всем определенным местным падениям р208 и р209, можно определить интерполированное местное падение р1п1ег для каждой точки между этими двумя поверхностями 208 и 209 с помощью 2Ό интерполяции (если сейсмическое изображение двумерное) или 3Ό интерполяции (если сейсмическое изображение трехмерное).
Благодаря этому новому падению р (т.е. объединению р208, р209, рт1ег), между поверхностью 208 и поверхностью 209 можно определить столько горизонтов, сколько нужно (например, для каждой точки между поверхностью 208 и поверхностью 209), как подробно описано выше касательно фиг. 1а.
Поэтому для точек между поверхностями 208 и 209 может быть определена карта М плотности, как подробно описано выше касательно фиг. 1а.
Наконец, возможно получить хроностратиграфическое представление (по меньшей мере, зоны недр между поверхностями 208 и 209), как описано выше.
В таком варианте осуществления хроностратиграфическое представление не вычисляют благодаря вычислениям горизонтов (т.е. полученных из сейсмического изображения).
Не требуется, чтобы поверхность 308 и поверхность 209 проходили от одной стороны 210 сейсмического изображения до противоположной стороны 211. Например, поверхность 212 может быть определена (на основе предложенного выше алгоритма), даже если не проходит через все сейсмическое изображение.
В таком случае, также для точек упомянутой поверхности 212 может быть определено местное падение р212· Затем интерполяцию падения для точек между поверхностью 209 и поверхностью 208 ограничивают местным падением р212.
Интерполяция местного падения р может представлять собой билинейную интерполяцию (двумерный случай) или трилинейную интерполяцию (трехмерный случай), при этом каждый компонент местного падения вычисляют независимо.
На фиг. 3 показана блок-схема, описывающая возможный вариант осуществления настоящего изобретения.
Сейсмическое изображение 301 содержит пикселы, каждый пиксел имеет значение цвета.
После приема скважинных данных (302) по меньшей мере из одной скважины в подземном пласте можно определить (этап 303) различные точки упомянутых скважинных данных, имеющие одинаковое относительное время осаждения: время осаждения может быть получено благодаря геологической информации извлеченной/вычисленной из скважинных данных. Таким образом, можно определить (этап 304) по меньшей мере одну поверхность в сейсмическом изображении. Поверхность, полученная благодаря определенным точкам, имеющим одинаковое относительное время осаждения, и благодаря, если они доступны, картам тренда, которые могут составить геологи. Алгоритм регрессии может упростить получение такой поверхности. Это получение описано в отношении фиг. 2.
Благодаря полученным поверхностям, можно создать (этап 305) карту падения, как описано выше.
Таким образом, можно определить (этап 307) несколько поверхностей на основе созданной карты падения, а затем определить карту плотности: для каждого текущего пиксела сейсмического изображения значение плотности определяют на основе числа пересечений полученных поверхностей (или объединенных кривых, если выполнены этапы 305 и 306) со столбцом, содержащим упомянутый текущий пиксел. Рассматривают пересечения ниже упомянутого пиксела в упомянутом столбце.
Благодаря полученной карте плотности (или матрице плотности), можно преобразовать принятое
- 5 029700
сейсмическое изображение (301) в хроностратиграфическое представление (этап 308), как описано в отношении фиг. 1Ь, на основе значений плотности пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения и значения цвета пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения.
Наконец, может быть выдано хроностратиграфическое представление/изображение (309) для дальнейшей обработки или интерпретации.
Часть этой блок-схемы может представлять этапы примера работы компьютерной программы, которая может выполняться устройством, показанным на фиг. 4.
На фиг. 4 показан возможный вариант осуществления устройства, реализующего настоящее изобретение.
В этом варианте осуществления устройство 400 содержит компьютер, этот компьютер содержит память 405 для хранения программных инструкций, загружаемых в схему и выполненных с возможностью заставить схему 404 осуществлять этапы настоящего изобретения, когда программные инструкции выполняются схемой 404.
Память 405 также может хранить данные и полезную информацию для выполнения этапов настоящего изобретения, как описано выше.
Схема 404 может представлять собой, например:
процессор или процессорный блок, выполненный с возможностью интерпретировать инструкции на компьютерном языке, причем процессор или процессорный блок может содержать, может быть связан или соединен с памятью, содержащей инструкции, или
объединение процессора/процессорного блока и памяти, причем процессор или процессорный блок выполнен с возможностью интерпретировать инструкции на компьютерном языке, память содержит упомянутые инструкции, или
электронную карту, в которой этапы изобретения описаны в кристалле, или
программируемую электронную микросхему, такую как РРОЛ ("программируемая логическая интегральная схема").
Этот компьютер содержит входной интерфейс 403 для приема сейсмического изображения и скважинных данных в соответствии с изобретением и выходной интерфейс 406 для получения хроностратиграфического представления сейсмического изображения.
Для упрощения взаимодействия с компьютером могут иметься экран 401 и клавиатура 402, подключенные к компьютерной схеме 404.
Такие выражения как "содержать", "включать в себя", "заключать в себя", "содержать", "представлять собой" и "иметь" следует понимать как неисключающими при интерпретации описания и прилагаемой формулы изобретения, а именно следует понимать, что они допускают другие элементы или компоненты, наличие которых не задано явным образом. Упоминание формы единственного числа следует понимать и как упоминание формы множественного числа, и наоборот.
Специалисту в области техники понятно, что различные параметры, раскрытые в описании, можно модифицировать, и что различные описанные варианты осуществления можно объединять, не отклоняясь от объема изобретения.
Например, все чертежи показаны двумерными. Тем не менее, очевидно, что сейсмические изображения могут быть трехмерными изображениями и, таким образом, поверхности или горизонты или кривые могут быть двумерными топологическими многообразиями.
Claims (6)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки сейсмического изображения (301) недр, причем упомянутое сейсмическое изображение содержит пикселы, а каждый пиксел обладает значением цвета, содержащий этапы, на которыхопределяют (304) первую поверхность (208) и вторую поверхность (209) в сейсмическом изображении (200), причем первую поверхность и вторую поверхность определяют на основе геологической информации, извлекаемой из скважинных данных по меньшей мере одной скважины (202, 203, 204) в недрах;определяют первые падения локального градиента для пикселов первой поверхности и вторые падения локального градиента для пикселов второй поверхности;для каждого пиксела сейсмического изображения (200) между первой поверхностью и второй поверхностью определяют интерполированные компоненты (305) падения на основе, по меньшей мере, первых падений и вторых падений;для каждого пиксела сейсмического изображения (200) между первой поверхностью и второй поверхностью определяют интерполированную поверхность на основе, по меньшей мере, интерполированных падений локальных градиентов для пикселов между первой поверхностью и второй поверхностью;для каждого текущего пиксела сейсмического изображения (100) между первой поверхностью и второй поверхностью определяют (307) значение плотности на основе числа пересечений определенных поверхностей со столбцом (105), содержащим упомянутый текущий пиксел, причем упомянутые пересе- 6 029700чения располагаются в упомянутом столбце ниже упомянутого пиксела;определяют (308) геохронологическое изображение (150), причем столбцы упомянутого геохронологического изображения вычисляют на основезначений плотности пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения; значений цвета пикселов соответствующего столбца сейсмического изображения.
- 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий этапы, на которыхпринимают первые скважинные данные (302), связанные с точками первой скважины (202), и вторые скважинные данные (302), связанные с точками второй скважины (203);идентифицируют первую точку (205) в первой скважине и вторую точку (206) во второй скважине, при этом первая точка и вторая точка имеют одинаковое идентифицированное относительное время в упомянутых скважинных данных,причем упомянутая первая поверхность (208) содержит первую точку и вторую точку.
- 3. Способ по п.1 или 2, в котором первую поверхность получают на основе алгоритма регрессии.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором интерполированные компоненты падения вычисляют на основе многомерной интерполяции, известной для компонент падения в пикселах на первой поверхности и в пикселах на второй поверхности.
- 5. Энергонезависимый машиночитаемый носитель, хранящий компьютерную программу, содержащую программные инструкции, причем компьютерная программа выполнена с возможностью загрузки в блок обработки данных и приспособлена для вызова выполнения блоком обработки данных способа по любому из пп.1-4 при выполнении компьютерной программы устройством обработки данных.
- 6. Устройство (400) обработки сейсмического изображения недр, содержащее схему, выполненную с возможностью осуществления способа по п.1, причем упомянутое сейсмическое изображение содержит пикселы, а каждый пиксел обладает значением цвета.150\ 155е
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP12306379 | 2012-11-08 | ||
| PCT/IB2013/002627 WO2014072811A2 (en) | 2012-11-08 | 2013-11-07 | Method of processing seismic image of the subsurface |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201500511A1 EA201500511A1 (ru) | 2015-10-30 |
| EA029700B1 true EA029700B1 (ru) | 2018-05-31 |
Family
ID=50685264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201500511A EA029700B1 (ru) | 2012-11-08 | 2013-11-07 | Способ обработки сейсмического изображения недр |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9372273B2 (ru) |
| EP (1) | EP2917770B1 (ru) |
| AP (1) | AP2015008466A0 (ru) |
| CA (1) | CA2895949C (ru) |
| EA (1) | EA029700B1 (ru) |
| MX (1) | MX349431B (ru) |
| NO (1) | NO2917770T3 (ru) |
| SA (1) | SA515360400B1 (ru) |
| WO (1) | WO2014072811A2 (ru) |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018093432A1 (en) * | 2016-11-18 | 2018-05-24 | Landmark Graphics Corporation | Automated mistie analysis and correction across two-dimensional ("2d") seismic surveys |
| EP3912126B1 (en) * | 2019-01-15 | 2023-10-11 | Services Pétroliers Schlumberger | Residual signal detection for noise attenuation |
| US11604909B2 (en) | 2019-05-28 | 2023-03-14 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for accelerated computation of subsurface representations |
| US11249220B2 (en) | 2019-08-14 | 2022-02-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Correlation matrix for simultaneously correlating multiple wells |
| CN111369479B (zh) * | 2019-11-12 | 2023-04-25 | 北京金阳普泰石油技术股份有限公司 | 一种沉积相带图局部自动更新方法及装置 |
| US10984590B1 (en) | 2019-12-06 | 2021-04-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Generation of subsurface representations using layer-space |
| US11187826B2 (en) | 2019-12-06 | 2021-11-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Characterization of subsurface regions using moving-window based analysis of unsegmented continuous data |
| US11010969B1 (en) | 2019-12-06 | 2021-05-18 | Chevron U.S.A. Inc. | Generation of subsurface representations using layer-space |
| CN112987100B (zh) * | 2019-12-17 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 预测受层序界面控制的弱振幅岩溶层中储层的方法和装置 |
| US11320566B2 (en) | 2020-01-16 | 2022-05-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Multiple well matching within subsurface representation |
| US11263362B2 (en) | 2020-01-16 | 2022-03-01 | Chevron U.S.A. Inc. | Correlation of multiple wells using subsurface representation |
| US11397279B2 (en) | 2020-03-27 | 2022-07-26 | Chevron U.S.A. Inc. | Comparison of wells using a dissimilarity matrix |
| WO2022157531A1 (en) * | 2021-01-25 | 2022-07-28 | Totalenergies Onetech | Method and system for processing seismic images to obtain a frequency-domain representation of a geological formation |
| US20240069236A1 (en) * | 2021-01-25 | 2024-02-29 | Totalenergies Onetech | Method and system for processing seismic images to obtain an rgt image by using a decimated seismic dip image |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR1158947A (fr) | 1956-10-02 | 1958-06-20 | Raccords pour tuyaux, notamment pour tuyaux souples en matière plastique | |
| FR2808336B1 (fr) | 2000-04-26 | 2002-06-07 | Elf Exploration Prod | Methode d'interpretation chrono-stratigraphique d'une section ou d'un bloc sismique |
| WO2010051332A1 (en) * | 2008-10-31 | 2010-05-06 | Saudi Arabian Oil Company | A seismic image filtering machine to generate a filtered seismic image, program products, and related methods |
| NO345726B1 (no) * | 2009-07-06 | 2021-07-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | Fremgangsmåte for seismisk tolkning ved bruk av seismiske teksturattributter |
| US20130151161A1 (en) * | 2010-08-27 | 2013-06-13 | Matthias G. Imhof | Seismic Horizon Skeletonization |
-
2013
- 2013-11-07 NO NO13834329A patent/NO2917770T3/no unknown
- 2013-11-07 US US14/441,774 patent/US9372273B2/en active Active
- 2013-11-07 EP EP13834329.8A patent/EP2917770B1/en active Active
- 2013-11-07 WO PCT/IB2013/002627 patent/WO2014072811A2/en active Application Filing
- 2013-11-07 CA CA2895949A patent/CA2895949C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-11-07 AP AP2015008466A patent/AP2015008466A0/xx unknown
- 2013-11-07 MX MX2015005868A patent/MX349431B/es active IP Right Grant
- 2013-11-07 EA EA201500511A patent/EA029700B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-05-07 SA SA515360400A patent/SA515360400B1/ar unknown
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| LOMASK J, ET AL.: "FLATTENING WITHOUT PICKING", GEOPHYSICS, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, US, vol. 71, no. 04, 1 July 2006 (2006-07-01), US, pages P13 - P20, XP001245370, ISSN: 0016-8033, DOI: 10.1190/1.2210848 * |
| PAUL DE GROOT, GEERT DE BRUIN AND NANNE HEMSTRA: "How to create and use 3D Wheeler transformed seismic volumes", SEG/NEW ORLEANS 2006 ANNUAL MEETING, 1 January 2006 (2006-01-01), pages 1038 - 1042, XP007914969 * |
| V. TOUJAS ; M. DONIAS ; D. JEANTET ; S. GUILLON ; Y. BERTHOUMIEU: "A robust framework for GeoTime cube", 15TH IEEE INTERNATIONAL CONFERENCE ON IMAGE PROCESSING : ICIP 2008 ; SAN DIEGO, CALIFORNIA, USA, 12 - 15 OCTOBER 2008, IEEE, PISCATAWAY, NJ, USA, 12 October 2008 (2008-10-12), Piscataway, NJ, USA, pages 1880 - 1883, XP031374393, ISBN: 978-1-4244-1765-0 * |
| ZENG H HENRY S C RIOLA J P: "Strata slicing, part II: real 3-D seismic data", GEOPHYSICS, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, US, vol. 63, no. 2, 1 March 1998 (1998-03-01), US, pages 514 - 522, XP002956466, ISSN: 0016-8033, DOI: 10.1190/1.1444352 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2895949C (en) | 2020-03-10 |
| MX349431B (es) | 2017-07-28 |
| CA2895949A1 (en) | 2014-05-15 |
| SA515360400B1 (ar) | 2017-07-12 |
| US20150285931A1 (en) | 2015-10-08 |
| EA201500511A1 (ru) | 2015-10-30 |
| NO2917770T3 (ru) | 2018-06-02 |
| EP2917770B1 (en) | 2018-01-03 |
| MX2015005868A (es) | 2016-05-31 |
| WO2014072811A3 (en) | 2014-12-11 |
| AP2015008466A0 (en) | 2015-05-31 |
| US9372273B2 (en) | 2016-06-21 |
| WO2014072811A2 (en) | 2014-05-15 |
| EP2917770A2 (en) | 2015-09-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA029700B1 (ru) | Способ обработки сейсмического изображения недр | |
| Gao | Integrating 3D seismic curvature and curvature gradient attributes for fracture characterization: Methodologies and interpretational implications | |
| Masoud et al. | Auto-detection and integration of tectonically significant lineaments from SRTM DEM and remotely-sensed geophysical data | |
| RU2169931C2 (ru) | Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых | |
| US6401042B1 (en) | Method of determining spatial changes in subsurface structure, stratigraphy, lithology and fluid content and of reducing seismic noise | |
| AU2019237361B2 (en) | System and method for assessing the presence of hydrocarbons in a subterranean reservoir based on seismic inversions | |
| CN109154674B (zh) | 利用光流确定在地震图像之间的位移 | |
| US20190129049A1 (en) | System and method for assessing the presence of hydrocarbons in a subterranean reservoir based on time-lapse seismic data | |
| CN109073772B (zh) | 利用光流确定在地震图像之间的位移 | |
| Yan et al. | Building subsurface models with horizon-guided interpolation and deep learning: Application to the Volve field data | |
| US20210396897A1 (en) | Computer implemented method for correcting a reservoir model of a reservoir geological formation based on seismic images | |
| EA030770B1 (ru) | Система и способ адаптивной сейсмической оптики | |
| CA3094120C (en) | Seismic velocity derived hydrocarbon indication | |
| Kane et al. | A method to normalize log data by calibration to large-scale data trends | |
| Al-Khazraji | Depth prediction by using various velocity models of Khasib Reservoir in East Baghdad field, Iraq | |
| US10718876B2 (en) | System and method for assessing the presence of hydrocarbons in a subterranean reservoir based on seismic inversions | |
| US20240069230A1 (en) | Method and system for processing seismic images to progressively enhance an rgt image of a geological formation | |
| US20190146108A1 (en) | System and method for assessing the presence of hydrocarbons in a subterranean reservoir based on seismic data | |
| Chopra et al. | Which curvature is right for you? | |
| WO2020070534A1 (en) | A method for computing a thermal parameter of a passive margin area and associated system | |
| US20240069236A1 (en) | Method and system for processing seismic images to obtain an rgt image by using a decimated seismic dip image | |
| CN116819635A (zh) | 磁异常反演的方法、装置及存储介质 | |
| Dunbar et al. | Building 3D velocity models fast and efficiently using a phased approach |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |