EA030770B1 - Система и способ адаптивной сейсмической оптики - Google Patents

Система и способ адаптивной сейсмической оптики Download PDF

Info

Publication number
EA030770B1
EA030770B1 EA201690695A EA201690695A EA030770B1 EA 030770 B1 EA030770 B1 EA 030770B1 EA 201690695 A EA201690695 A EA 201690695A EA 201690695 A EA201690695 A EA 201690695A EA 030770 B1 EA030770 B1 EA 030770B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
seismic
space
lower half
seismic traces
target interface
Prior art date
Application number
EA201690695A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201690695A1 (ru
Inventor
Джон Теодор Этжен
Габриэль Перез
Минь Чжоу
Original Assignee
Бипи Корпорейшн Норд Америка Инк.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Бипи Корпорейшн Норд Америка Инк. filed Critical Бипи Корпорейшн Норд Америка Инк.
Publication of EA201690695A1 publication Critical patent/EA201690695A1/ru
Publication of EA030770B1 publication Critical patent/EA030770B1/ru

Links

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
    • G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/301—Analysis for determining seismic cross-sections or geostructures
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/51—Migration
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/51—Migration
    • G01V2210/512—Pre-stack
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/53—Statics correction, e.g. weathering layer or transformation to a datum

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Изобретение предназначено для обеспечения адаптивного подхода к устранению короткопериодных временных/фазовых искажений в процедуре продолжения в нижнее полупространство, которая является важной составляющей алгоритмов сейсмической миграции. При использовании методов, аналогичных введению остаточных статических поправок, которые применяются в стандартной сейсмической обработке, изобретенный подход оценивает и устраняет влияние коротковолновых искажений скорости, таким образом создавая более четкие сейсмические изображения геологической среды земли. Кроме того, настоящий способ будет обеспечивать обновленную скоростную модель, которая может быть использована для дальнейшего улучшения изображения.

Description

изобретение относится к общему предмету сейсмической разведки и сейсмических исследований и, в частности, к способам получения сейсмических и других сигналов, которые характеризуют геологическую среду для целей сейсмических исследований и/или наблюдений.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
Сейсмическое исследование (сейсмическая съемка) представляет собой попытку получить изображение или карту геологической среды Земли, посылая акустические волны в геологическую среду и регистрируя отражения, которые возвращаются от расположенных там слоев горных пород. Источником нисходящих акустических волн на суше могут быть, например, взрывы или сейсмические вибраторы, на море - пневматические сейсмические источники (пневмопушки) или вибраторы. Во время сейсмического исследования источник волн помещают в разные точки у поверхности земли над изучаемой геологической структурой. Каждый раз, когда источник срабатывает, он генерирует сейсмический сигнал, который распространяется вниз через землю. Затем отражения этого сигнала регистрируют во множестве точек, в том числе на поверхности. Затем сочетания из нескольких источников и регистраторов комбинируют для получения почти непрерывного разреза геологической среды, его длина может составлять многие мили. При двумерной (2D) сейсмической съемке точки регистрации обычно располагают вдоль одной линии, а при трехмерной (3D) съемке точки регистрации распределены на поверхности, образуя сетку. Проще говоря, можно считать, что сейсмическая линия 2D дает картину земных слоев в сечении (вертикальный срез) в том виде, как они расположены непосредственно под точками регистрации. В результате 3D съемки получают куб данных или объем, который, по меньшей мере, концептуально является трехмерной картиной геологической среды, находящейся ниже площади съемки. В действительности и 2D, и 3D съемки исследуют некоторый объем земных недр, находящийся под участком, покрытым съемкой. Наконец, 4D съемка (или сейсмический мониторинг) - это съемка, при которой регистрацию выполняют на одной и той же площади в разное время - дважды или несколько раз. Очевидно, что при сопоставлении последовательных изображений геологической среды (в предположении, что учтены различия в сигнатуре источника, приемниках, регистрирующей аппаратуре, внешние помехи и пр.) наблюдаемые изменения будут обусловлены изменениями в геологической среде.
Сейсмическая съемка состоит из очень большого числа отдельных сейсмических записей или трасс. Цифровые отсчеты на трассах сейсмических данных обычно расположены с интервалом 0,002 с (2 мс), также часто используют интервалы дискретизации 4 и 1 мс. Типичная длина трассы составляет от 5 до 16 секунд, что соответствует 2500-8000 отсчетов при интервале дискретизации 2 мс. Обычно каждая трасса регистрирует одно срабатывание сейсмического источника, поэтому каждому срабатыванию действующей пары источник-приемник соответствует одна трасса. В некоторых случаях несколько физических источников могут срабатывать одновременно, но составной сигнал источника будет рассматриваться здесь как "источник" независимо от того, каким количеством физических источников он сгенерирован.
В типичной 2D съемке обычно бывает несколько десятков тысяч трасс, а в 3D съемке количество отдельных трасс может достигать многих миллионов.
Для целей настоящего изобретения особый интерес представляет получение точных изображений геологической среды по сейсмическим данным, полученным в условиях быстрых пространственных изменений распределения скорости (распространения волн) в геологической среде. Быстрые изменения скорости по латерали (по сравнению со скоростями в окружающих слоях) часто наблюдаются в некоторых регионах мира. Большое экономическое значение имеют объекты исследований, расположенные рядом или под соляными структурами, которые известны как источники проблем со скоростями. Поскольку соляные структуры часто являются объектами исследований, эта проблема встречается более или менее регулярно. На таких участках миграция сейсмических данных для получения изображения соляного купола, окружающих и нижележащих слоев при помощи скоростей, полученных традиционным способом, часто дает изображение, на котором в обработанных данных присутствуют участки, представляющиеся нарушенными или искаженными в силу использования неточных скоростей.
Традиционные оценки скоростей получают путем прослеживания интерпретатором (вручную или при помощи программы автоматического прослеживания) кровли скоростной аномалии. В случае соляной структуры после прослеживания кровли скорость соляного тела "заполняет" пространство под ней, а затем интерпретируют/прослеживают подошву соли. Последующая миграция сейсмических данных с использованием оценки кровли и подошвы обеспечивает точное изображение протяженности и мощности соли и геологических структур под солью при условии, что прослеживание выполнено точно. Если это не так, изображение под солью может быть искажено.
Таким образом, необходим способ более точного определения появления скоростной аномалии в геологической среде. Кроме того, было бы желательно, чтобы в этом способе требовалось меньшее вмешательство человека, чем было до сих пор.
- 1 030770
Как известно, в области получения и обработки сейсмических данных существует потребность в системе и способе, которые обеспечивают лучший путь миграции полученных данных о геологической среде с короткопериодными изменениями скорости. Соответственно, следует признать, как это сделали авторы настоящего изобретения, что существует и уже некоторое время существовала насущная потребность в способе обработки сейсмических данных, который бы учитывал и решал описанные выше задачи.
Однако, прежде чем перейти к описанию настоящего изобретения, следует отметить и помнить, что последующее описание изобретения, а также прилагаемые чертежи не следует рассматривать как ограничение этого изобретения приведенными и описанными примерами (или примерами осуществления). Это так, поскольку специалисты в области, к которой относится это изобретение, смогут разработать другие варианты этого изобретения в пределах прилагаемой формулы.
Краткое раскрытие настоящего изобретения
Согласно одному аспекту настоящего изобретения предлагается система и способ сейсмических исследований, позволяющий получать изображения структур геологической среды при наличии быстро изменяющихся скоростей геологической среды.
Латеральные изменения скорости ожидаются всегда, но резкие изменения скорости могут вызывать нарушения сейсмических волновых полей и приводить к тому, что мигрированные сейсмические данные не точно изображают структуру геологической среды. Традиционные методы оценки сейсмической скорости часто терпят неудачу при оценке быстро изменяющихся скоростных аномалий, что может приводить к тому, что часть изображений геологической среды оказывается нарушенной. Таким образом и в соответствии с примером осуществления изобретения, для снижения влияния коротковолновых нарушений скорости используются методы, аналогичные тем, что используются в стандартной сейсмической обработке при введении остаточных статических поправок. Получаемое изображение будет значительно более четким, чем ранее доступное, и оно будет обеспечивать уточнение скоростной модели, которое может привести к дальнейшему улучшению изображения.
В общем виде в примере осуществления настоящий способ работает внутри алгоритма сейсмической миграции, захватывая волны, которые были восстановлены в геологической среде, например, путем продолжения в нижнее полупространство или обращенного продолжения волнового поля. Волновое поле до суммирования будет проанализировано в точках, где скоростная модель может быть ошибочной. Если восстановленное волновое поле при восстановлении имеет быстро изменяющиеся в пространстве искажения фаз, тогда, скорее всего, вблизи текущего уровня приведения имеются ошибки в скоростях. В соответствии с настоящим изобретением одним из способов исправления этих ошибок может быть использование взаимной корреляции для оценки локальных временных сдвигов, а затем устранение этих временных сдвигов простым временным сдвигом волнового поля так, чтобы фазы стали пространственно гладкими. В примерах осуществления этот подход аналогичен по общей концепции сейсмической процедуре, которая называется "введением остаточных статических поправок" и используется для введения в сейсмические данные поправок за изменения скорости в зоне малых скоростей. Важным аспектом настоящего изобретения является признание того, что описанную выше процедуру можно выполнять в геологической среде на любом уровне, где происходят быстрые изменения скорости.
Конечно, в пределах объема настоящего изобретения возможны другие примеры осуществления и изменения, и они легко могут быть сформулированы специалистами в данной области на основании представленного здесь раскрытия.
Вышеизложенное в общих чертах описывает наиболее важные признаки раскрываемого здесь изобретения настолько, чтобы можно было более точно понять нижеследующее подробное описание и лучше оценить вклад авторов настоящего изобретения. Применение настоящего изобретения не должно ограничиваться особенностями строения или расположением компонент, изложенными в последующем описании или проиллюстрированными на чертежах. Напротив, настоящее изобретение допускает другие примеры осуществления и использования и выполнения разными другими способами, прямо не перечисленными в настоящем документе. Наконец, следует понимать, что используемые в настоящем описании формулировки и терминология служат целям описания и не должны рассматриваться как ограничения, если только описание изобретения специально таким образом не ограничивает изобретение.
Краткое описание фигур
Другие цели и преимущества изобретения станут очевидными после прочтения последующего подробного описания со ссылками на чертежи, на которых:
фиг. 1 иллюстрирует общую среду обработки настоящего изобретения;
фиг. 2 содержит пример последовательности обработки такого вида, который может быть использован в связи с настоящим изобретением;
фиг. 3 содержит операционную логику, пригодную для использования с настоящим изобретением; фиг. 4 содержит наглядное изображение взаимных корреляций между продолженными в нижнее
полупространство сейсмическими трассами, иллюстрирующее коротковолновые временные изменения; фиг. 5 демонстрирует альтернативную операционную логику для расчета статических временных
сдвигов 345 на фиг. 3.
- 2 030770
Подробное раскрытие настоящего изобретения
В то время как настоящее изобретение пригодно для осуществления во множестве разных форм, на чертежах показаны и далее будут подробно описаны некоторые конкретные осуществления настоящего изобретения. Следует понимать, однако, что настоящее раскрытие изобретения должно рассматриваться как пояснение принципов изобретения на примере, и оно не преследует цели ограничить изобретение конкретными примерами осуществления или описанными здесь алгоритмами.
В соответствии с примером осуществления настоящего изобретения предлагается метод сейсмической обработки, который более легко, чем это было возможно до сих пор, компенсирует скоростные аномалии геологической среды. Конкретнее, настоящее изобретение - это система и способ улучшения изображений, полученных по сейсмическим данным (как проходящих, так и отраженных волн), с использованием адаптивного подхода, который автоматически распознает и устраняет коротковолновые искажения фаз в сейсмических данных в ходе традиционных расчетов сейсмической миграции. Одним из приложений может быть улучшение изображения структур, находящихся под верхней частью разреза (ВЧР) со сложным распределением скоростей, в частности, особенностей ВЧР под поверхностью Земли, глубоко в недрах или тех, которые сложно охарактеризовать иными средствами. Помимо улучшения изображений в моделях, полученных другими способами, это может быть компонентой итеративного процесса, автоматически обновляющего скоростную модель, что приводит к дальнейшему улучшению изображения.
Обратимся к фиг. 1, эта фигура содержит общий обзор настоящего изобретения и связанной с ним среды. Как было указано, сейсмическая съемка 110 будет спроектирована в соответствии со способами, широко известными специалистам в данной области техники. Съемка может быть, например, ВСП (вертикальным сейсмическим профилированием), наземной съемкой, морской съемкой или некоторым их сочетанием. Специалисты в данной области поймут, как проектируются съемки и, в частности, как это может быть сделано, если требуется получить изображение определенного целевого объекта в геологической среде.
В поле сейсмические данные будут собраны в соответствии с проектом съемки (блок 120). Как правило, это будет включать позиционирование источника и приемников, по меньшей мере, приблизительное в соответствии с проектом, и регистрацию срабатывания источников, как это обычно делается. Зарегистрированные сейсмические волны (т.е. сейсмические данные) могут быть подвержены (или не подвержены) некоторой полевой обработке до передачи их в вычислительный центр, где обычно выполняют основную часть обработки.
В вычислительном центре обычно выполняют некоторую предварительную обработку (блок 130) для установления соответствия каждой сейсмической записи с точкой на поверхности или с другим местом, хотя до некоторой степени эта процедура может быть также выполнена в поле. В любом случае для дальнейшей обработки и использования данных в исследованиях обычно привлекают компьютерную систему 150, которая может быть рабочей станцией, сервером, мейнфреймом, параллельным компьютером, объединенными в сеть компьютерами или рабочими станциями и пр.
Затем определяют срабатывания отдельных источников или элементов группы, их разделяют в соответствии со способами, широко известными специалистам в данной области (например, путем разреженной инверсии). Алгоритмы, выполняющие такое разделение (блок 140), обычно доступны на компьютере, который использует их посредством доступа к некоторому пространству на локальном или удаленном жестком диске или в другом хранилище. Другие алгоритмы, полезные для обработки сейсмических данных, таким же образом доступны для центрального процессора 150, который может быть любым традиционным или нетрадиционным программируемым вычислительным устройством.
Обычно сейсмические данные обрабатывают и просматривают на дисплее компьютера, такого как у рабочей станции 170. Результаты сейсмической обработки могут быть использованы для построения карт или графиков сейсмических данных и/или сейсмических атрибутов 180 в соответствии со способами, широко известными специалистам в данной области.
Фиг. 2 содержит дополнительные подробности о типичной последовательности сейсмической обработки, пригодной для использования с настоящим изобретением: сбор 210 сейсмических данных, редактирование 215, некоторая предварительная обработка 220, подготовка 230 сигнала и получение изображения, получение 240 изображенных разрезов или объемов, предварительная интерпретация 250 сейсмических данных, дальнейшее улучшение 260 изображения в соответствии с целями исследования, расчет 270 атрибутов по обработанным сейсмическим данным, повторная интерпретация 280 сейсмических данных (если требуется) и, наконец, определение 290 объекта под бурение.
Во многих случаях настоящее изобретение будет частью компоненты получения изображения из блока 230.
Перейдем теперь к более подробному обсуждению; как в целом показано на примере осуществления 300 фиг. 3, начальная стадия может состоять в прослеживании (пикировании) или другом способе выбора целевой поверхности раздела (блок 305). В некоторых примерах осуществления это будет кровля толщи горных пород, которая, как представляется, имеет аномальные скорости. Обратите внимание, что в последующих итерациях (обсуждаются ниже) может потребоваться уточнение предварительного про- 3 030770
слеживания, но с самого начала может быть полезно иметь, насколько возможно, более точное прослеживание. Кроме того, в некоторых случаях целевая поверхность раздела может быть прерывистой по латерали и/или содержать некоторое количество падений и искривлений.
В большинстве случаев целевая поверхность раздела будет 3D поверхностью, близкой к границе раздела в геологической среде, где происходит значительное изменение скорости. Например, целевая поверхность раздела может быть близка к кровле соляного тела, может находиться рядом с магматической интрузией и пр. В некоторых случаях целевая поверхность раздела может быть прослежена вдоль 2D профиля, но в большинстве случаев это будет 3D поверхность или сочетание 3D поверхностей (например, кровля и подошва соляного тела). В примере осуществления целевая поверхность раздела будет в некотором смысле известна, например, по каротажным данным, результатам прослеживания по сейсмическим данным и пр.
Затем в примере осуществления будет выбран алгоритм миграции (блок 310). Выбранный конкретный алгоритм миграции должен быть таким, чтобы он мог работать с сейсмическими данными до суммирования и чтобы мог давать продолженное в нижнее полупространство или обращенное продолженное волновое поле в точках геологической среды, близких к целевой поверхности раздела. Виды алгоритмов миграции до суммирования, которые могут это делать, включают, помимо прочего, миграцию в обратном времени, фазосдвигающую миграцию, миграцию Кирхгофа и пр.
Затем в соответствии со способами, широко известными специалистам в данной области, в некоторых примерах осуществления инициализируют переменные программ, выделяют память и/или дисковое пространство и пр. (блок 315). В некоторых случаях параметры, заданные в этот момент, могут включать величину шага по глубине для использования при последующем выполнении миграции с продолжением в нижнее полупространство.
В некоторых разновидностях настоящее изобретение затем будет обращаться (блок 318) к сейсмическим трассам до суммирования из сейсмической съемки, проведенной выше или вблизи от особенности геологической среды, которая соответствует целевой поверхности раздела. Способы сбора и обработки таких сейсмических данных широко известны специалистам в данной области.
Далее в примере осуществления на фиг. 3 начинают процедуру продолжения в нижнее полупространство. Сначала выбирают интервал для продолжения в нижнее полупространство (блок 320), затем волновое поле будет продолжено в нижнее полупространство в соответствии со свойствами этого интервала (блок 325). Обычно эта процедура начинается с поверхности земли и постепенно продвигается на глубину, но возможны и другие варианты. В любом случае в этом варианте осуществления для управления процедурой продолжения в нижнее полупространство обычно будет использовано предварительно заданное приращение глубины. В некоторых случаях "следующая" глубина миграции блока 320 будет предыдущей глубиной, увеличенной на приращение глубины.
Затем в некоторых примерах осуществления будет выполнен тест (блок 330 принятия решения), чтобы определить, достигло ли продолжение в нижнее полупространство глубины, близкой к целевой поверхности раздела. Если не достигло (ветка "НЕТ"), пример осуществления фиг. 3 будет продолжать, увеличивая текущую глубину (блок 320) и продолжая процедуру продолжения в нижнее полупространство в соответствии со способами, широко известными специалистам в данной области.
В альтернативе, даже если текущая глубина продолжения в нижнее полупространство близка к целевой поверхности раздела (ветка "ДА" блока 330 принятия решения), этот пример осуществления будет продолжать оценки глубины до целевой поверхности раздела в месте расположения каждой трассы на основании текущего волнового поля, что обсуждается ниже. Обратите внимание, что в примере осуществления итеративная процедура должна быть остановлена (ветка "ДА" блока 330 принятия решения), когда текущая глубина находится ниже целевой поверхности раздела, однако согласно альтернативному варианту процедура может также быть остановлена выше целевой поверхности раздела. Ветку "ДА" выбирают, если текущая глубина близка (сверху или снизу) к целевой поверхности раздела. Конечно, чем ближе к целевой поверхности раздела, тем лучше должен быть результат.
Далее, и в примере осуществления продолженные в нижнее полупространство трассы группируют (блок 335) и рассчитывают коротковолновые разности по времени, которые характерны для текущей версии волнового поля (блок 340). В соответствии с одной особенностью изобретения, пока существует разность во времени (или фазе) между трассами, это является указанием на неточное прослеживание целевого горизонта. Таким образом, учитывая относительные разности во времени, целевой горизонт может быть локально сдвинут вверх или вниз, таким образом, получают скорректированную оценку глубинного положения целевой поверхности раздела.
Один из способов получения этих временных сдвигов - использование алгоритмов введения остаточных статических поправок; это название широко известно в области сейсмических исследований. Другими словами, традиционные остаточные статические поправки предназначены для коррекции ошибочных времен, возникающих под влиянием изменения скорости ВЧР или других изменений. В некотором смысле можно считать, что продолжение в нижнее полупространство переводит задачу прослеживания верхней поверхности глубоко расположенной скоростной аномалии (или перехода от более высокой скорости к более низкой) в задачу "верхней части разреза", математически размещая приемники "вблизи"
- 4 030770
от поверхности аномалии.
В некоторых примерах осуществления и в продолжение примера на фиг. 3, текущее состояние продолженного в нижнее полупространство волнового поля будет изучаться для того, чтобы определить, есть ли между трассами быстро пространственно изменяющиеся относительные сдвиги времени. В некоторых случаях выборки сейсмических трасс будут сгруппированы (блок 335) и будут рассчитаны относительные временные сдвиги между трассами (блок 340). В некоторых случаях будут сопоставлены трассы в выборках приемников (в том смысле, в котором этот термин известен и понимается в этой области техники), но, разумеется, возможны другие варианты (например, в некоторых случаях могут быть полезны бины). В более общем случае потребуется выполнение сопоставления между соседними трассами в продолженном в нижнее полупространство волновом поле. Теоретически волновое поле может быть рассчитано из любых видов выборок или групп трасс, включая, помимо прочего, сейсмограммы ОПВ, сейсмограммы ОПВ, синтетические сейсмограммы плоских волн, сейсмограммы нулевых удалений и пр.
Относительные временные сдвиги могут быть рассчитаны множеством разных способов, но одним из полезных подходов для установления относительных временных сдвигов может быть использование взаимных корреляций между трассами. Фиг. 4 демонстрирует пример того, как может выглядеть взаимная корреляция продолженного в нижнее полупространство волнового поля в случае, когда кровля скоростной аномалии была прослежена неточно. В этом случае ясно, что центральный максимум разреза взаимной корреляции (показано стрелками с обеих сторон корреляционного поля) имеет временные смещения (искажения фаз), которые изменяются от трассы к трассе, тем самым указывая на неточное прослеживание. Значения относительных временных сдвигов между парами трасс могут быть получены из расчетов взаимных корреляций, подобных этим, в соответствии со способами, широко известными специалистам в данной области.
Далее в примере осуществления будут оценены статические временные сдвиги АЦ i=1, N, относящиеся к каждой из N анализируемых трасс (блок 345). Учитывая относительный временной сдвиг, который был рассчитан между каждой парой трасс в группе, т.е. Tjk, j=1, N, k=1, N, где N - количество анализируемых трасс, для получения оценок статических временных сдвигов, связанных с каждой трассой, для Ati может быть решено уравнение, подобное следующему:
Ί -1 ... 0 0 ' ’/Ц" ’ τ " 112
1 0 -1 ... 0 Δ/2 = Τ -Чз
0 0 ... 1-1 _Wv_ Τ
Решение для вектора At может быть выполнено в соответствии со способами, широко известными специалистам в данной области техники. В некоторых случаях для получения единственного наилучшего решения в этой переопределенной системе к матрице может быть применено отбеливание (спектра) или могут быть наложены ограничения (например, сумма Ati должна быть равна нулю). В представленной выше форме эта система уравнений может не быть точно или однозначно обратима, поэтому практикуется внесение дополнительных ограничений, отбеливание (спектра), нахождение наилучшего приближения в смысле квадратов отклонения или нормы L1 и пр.
После получения (345) статического решения и определения временного сдвига, связанного с каждой трассой, этот временной сдвиг может быть использован для корректировки глубины целевой поверхности раздела в месте расположения трассы путем смещения вверх или вниз в соответствии со знаком рассчитанного статического временного сдвига (блок 350). Для целей настоящего раскрытия изобретения эти отдельные трассовые временные сдвиги, полученные путем статических расчетов, будут называться статическими временами. Местоположение на поверхности каждой продолженной в нижнее полупространство трассы будет давать местоположение (например, координаты (х, у)), в котором следует скорректировать целевую поверхность раздела. Конечно, в некоторых случаях до внесения поправок в целевую поверхность временные сдвиги (и соответствующие глубинные сдвиги, если целевой горизонт задан в глубинах) могут быть отфильтрованы, прорежены и пр. Разумеется, в пределах возможностей специалистов в данной области находятся и другие варианты.
Затем в некоторых примерах осуществления будет выполнена оценка того, достаточно ли точно определена целевая поверхность раздела после внесения исправлений (блок 355 принятия решения). Это может быть сделано разными способами. Например, могут быть проанализированы размеры Ati, чтобы понять, стремятся ли в некотором смысле поправки к "нулю". В других случаях текущую оценку глубины целевой поверхности раздела можно сопоставлять с предшествующей оценкой и пр.
Если целевая поверхность раздела определена с достаточной точностью (ветка "ДА" блока 355 принятия решения), зачастую будет выполнена миграция до суммирования на сейсмических трассах, полученных в результате процедуры, которая пригодна для использования в геофизических исследованиях и/или добыче углеводородов. В некоторых случаях блок 360 может получать мигрированный сейсмический разрез путем продолжения процедуры продолжения в нижнее полупространство / миграции до тех
- 5 030770
пор, пока не будет достигнута предварительно заданная максимальная глубина. В других случаях только что улучшенная модель скоростей геологической среды (включая исправленную глубину целевой поверхности раздела) будет использована в качестве входного данного для какого-либо другого алгоритма получения изображения, результаты которого также должны быть предназначены для использования в поисках, разведке и добыче.
Если положение этой поверхности не было определено с достаточной точностью, тогда (ветка "НЕТ" блока 355 принятия решения) настоящее изобретение может сбросить глубину продолжения в нижнее полупространство (блок 365) и снова выполнить продолжение в нижнее полупространство данных волнового поля с этой точки до скорректированной целевой поверхности раздела из блока 350. В некоторых случаях глубина продолжения в нижнее полупространство будет некоторой точкой выше целевой поверхности раздела, тогда ранее сохраненное на меньшей глубине волновое поле может быть затем продолжено в нижнее полупространство в скорректированной скоростной модели. В других случаях глубина может быть сброшена до поверхности земли. Как и ранее, как только целевая поверхность раздела достигнута и дополнительно скорректирована (блок 350), будет выполнено определение, даст ли что-нибудь повторение этой процедуры (ветка "НЕТ" блока 355 принятия решения). Специалисты в данной области техники в полной мере осознают, что настоящий способ может быть повторен несколько раз до тех пор, пока положение целевой поверхность раздела не будет определено с достаточной точностью.
Конечно, специалисты в данной области техники признают, что целевая поверхность раздела вряд ли может быть плоской (кроме, возможно, первоначального варианта) и что поверхность будет достигнута на глубинах, которые зависят от того, где расположены сейсмические трассы по отношению к этой поверхности. Однако, поскольку целевая поверхность локально гладкая, можно будет измерить остаточные статические поправки в продолженном в нижнее полупространство волновом поле. В случаях, когда целевая поверхность раздела неровная, может быть зафиксирован переход волнового поля через целевую поверхность раздела, а затем оно может быть подвергнуто анализу разности уровней для устранения влияния известной неровности целевой поверхности раздела. После этой процедуры остаточные статические поправки могут применяться описанным выше способом.
Следует отметить, что алгоритмы введения остаточных статических поправок обсуждались как один из способов коррекции глубины до целевой поверхности раздела на основании предполагаемых нарушений волнового поля вблизи этой поверхности. Хотя в более общем случае могут быть использованы любые схемы коррекции времени, в которых используются относительные временные сдвиги, рассчитанные на основании сопоставления полученных путем продолжения в нижнее полупространство пар трасс. Настоящее изобретение может использовать остаточные статические поправки, вычисленные в соответствии с указанным здесь способом (который представляет собой пример решения для сдвигов на величину статической поправки как решения общей линейной обратной задачи) или при помощи таких способов, как имитация отжига, поверхностно-согласованная статика, генетические алгоритмы и пр. Специалисты в данной области признают, что эти и другие подходы часто используются в связи с оценкой поверхностно-согласованных статических поправок, но раньше не применялись для оценки глубины целевой поверхности раздела, как описано здесь. Таким образом, и для целей настоящего раскрытия изобретения термин "остаточная статическая поправка" будет широко интерпретироваться в смысле различных способов систематического внесения поправок и, в некоторых примерах осуществления, минимизации в соответствии с некоторой нормой (например, L1, наименьших квадратов и пр.) относительно коротковолновых временных разностей между трассами.
Специалистам в данной области также очевидно, что существуют альтернативные способы выполнения блоков 340 и 345. В примере 500 осуществления, показанном на фиг. 5, оценка 340 временных сдвигов и вычисление 345 статических поправок может быть выполнено способом, при котором сначала оценивают гладкое продолженное в нижнее полупространство волновое поле, а затем путем сопоставления исходного и продолженного в нижнее полупространство гладкого волнового поля вычисляются статические поправки. Гладкое продолжение в нижнее полупространство волнового поля может быть рассчитано множеством разных способов, но один пример осуществления начинает с обнуленного буфера (блок 505) и последовательно увеличивает его в соответствии с блоками от 510 по 530. В частности, при инициализации (блок 505) продолженное в нижнее полупространство волновое поле организовано в формате, подходящем для дальнейшей обработки, начиная со сгруппированных продолженных в нижнее полупространство трасс 335, а сглаженное волновое поле инициализировано всеми нулями. Затем путем вычитания текущего гладкого волнового поля из продолженного в нижнее полупространство волнового поля рассчитывают остаточное волновое поле (блок 510). После этого остаточное волновое поле преобразуют в линейную область Радона (блок 515). Затем рассчитывают амплитуды остаточного волнового поля после преобразования Радона и прослеживают падения, точки пересечения и амплитуды, связанные с максимальным значением (значениями) (блок 520). В настоящем примере осуществления все не прослеженные элементы волнового поля после преобразования Радона приравнивают к нулю, и полученное прореженное волновое поле в области Радона преобразуют обратно в исходную область и суммируется с накапливаемым гладким волновым полем (блок 525), в итоге получают обновленное гладкое волновое поле (блок 530). Дополнительные итерации по обновлению гладкого волнового поля будут выполнять до
- 6 030770
тех пор, пока не будет достигнуто заранее заданное количество итераций (блок 535 принятия решения). После того как будет рассчитано окончательное гладкое волновое поле, можно рассчитывать потрассную взаимную корреляцию между продолженным в нижнее полупространство волновым полем и гладким волновым полем (блок 540). Затем кубы взаимных корреляций по разным ПВ будут суммированы для улучшения отношения сигнал-помеха (не показано). Наконец, настоящее изобретение рассчитывает коротковолновые статические поправки продолженного в нижнее полупространство волнового поля путем прослеживания 545 времен, связанных со значениями максимумов в поле взаимной корреляции трасс.
Специалистам в данной области очевидно, что существует много других возможных методов уточнения гладкого волнового поля (блоки 515, 520, 525 и 530), например, при помощи проекций на выпуклые множества (POCS; Ray Abma и Nurul Kabir, 2006: 3D интерполяция нерегулярных данных с помощью алгоритма POCS, GEOPHYSICS, вып. 71, № 6, с. Е91-Е97) или обобщающей аппроксимации с преследованием (S.G. Mallat и Z. Zhang, Аппроксимация с преследованием с использованием словарей время-частота, IEEE Transactions on Signal Processing, декабрь 1993 г., с. 3397-3415), раскрытия которых полностью включены в настоящий документ посредством ссылок. Аналогичным образом, для определения 535 достаточности уточнения гладкого волнового поля вместо числа итераций может быть использован другой критерий.
Хотя настоящее обсуждение сосредоточено на использовании миграции до суммирования и операций над несуммированными сейсмическими данными, это было сделано с целью иллюстрации, а не из желания таким образом ограничить сферу применения настоящего изобретения. Следует отметить, что в некоторых примерах осуществления может быть использована миграция после суммирования. В примерах осуществления в процедуру включен расчет продолженного в нижнее полупространство волнового поля, которое прошло через предполагаемую искажающую границу раздела, и некоторые способы фиксирования волнового поля, которое было продолжено в нижнее полупространство до или приведено к поверхности, которая близка к целевой поверхности раздела. По существу, когда в настоящем документе используется термин "сейсмическая трасса", этот термин следует толковать широко, включая и несуммированные и суммированные сейсмические трассы.
Выше значительная часть обсуждения была посвящена преимущественно традиционным сейсмическим съемкам, но это было сделано только с целью иллюстрации, а не из намерения ограничить сферу применения настоящего изобретения только этими видами съемки. Специалисты в данной области легко поймут при помощи представленных выше примеров то, как осуществления могут применяться в 2D, 3D, 4D и пр. съемках, скважинных съемках и любых их сочетаниях.
Следует отметить, что операции над сейсмическими трассами, которые выполняются в глубинной области, могут также быть выполнены во временной области. Таким образом, в некоторых случаях целевая поверхность раздела в настоящем изобретении может быть задана в смысле глубины (например, тройками x, y, z) или времени (например, тройками x, y, t). Таким образом, когда в настоящем документе упоминается, что целевая поверхность раздела скорректирована по глубине, следует понимать, что такая корректировка также легко могла быть выполнена по времени. По существу, если далее в формуле изобретения говорится, что корректировка целевой поверхности раздела выполнена по глубине, это в равной степени относится также и к соответствующей корректировке по времени.
Кроме того, следует отметить, что при ссылке на такие действия, как выбор (или задание, прослеживание и пр.) целевой поверхности раздела или некоторого другого признака геологической среды, эти действия следует понимать как процедуру использования сейсмических данных и/или другого источника данных, которая исследует геологическую среду (например, геофизические исследования скважин, гравиметрические или магнитометрические съемки, межскважинные исследования, съемки методом ВСП, региональная геология, местная стратиграфия и пр.) для формирования представления о некоторых аспектах объема недр, которые изображаются с помощью источника этих данных. Полученное представление обычно будет определено с точки зрения местоположений на поверхности земли и соответствующих глубин в недрах земли (или времен пробега сейсмических волн). Процедура выбора включает некоторый объем компьютерного анализа данных о геологической среде или взаимодействия с ними. В качестве составной части этой процедуры могут быть использованы разные режимы визуализации данных (т.е. данные могут визуализироваться на дисплее компьютера, могут быть напечатаны на бумаге или пленке и пр.). В качестве составной части процедуры выбора на некоторых типах данных обычно выполняют компьютерную обработку данных для их преобразования и повышения информативности в отношении цели исследований, статистический анализ и другие виды анализа данных и пр. В некоторых случаях для выбора цели исследований данные будут подвергнуты значительной обработке, в других случаях выбор может быть сделан с использованием минимально обработанных полевых записей.
Кроме того, следует отметить, что, когда в связи с данными, полученными в результате сейсмической съемки, используется термин "доступ", этот термин следует понимать как чтение при помощи компьютера сейсмических данных, которые хранятся на энергозависимом или энергонезависимом носителе. Сейсмические данные, полученные во время съемки, содержат сигналы, которые характеризуют строение земли в окрестностях съемки, и могут быть или не быть предварительно обработаны при помощи некоторого количества компьютерных алгоритмов для повышения их пригодности к использованию в
- 7 030770
момент доступа. В том случае, когда термин "доступ" применяется к синтетическим или сгенерированным сейсмическим трассам, его использование следует понимать так, что доступные таким образом данные были созданы на основе взаимодействия компьютерных алгоритмов, которые запрограммированы для использования физических явлений распространения волн, отражения, дифракции и пр., с гипотетической моделью недр в окрестностях некоторой изучаемой площади.
Кроме того, когда упоминается, что обработанные или необработанные сейсмические данные могут быть использованы в сейсмических исследованиях, это действие следует широко интерпретировать в том смысле, что эти сейсмические данные (полностью обработанные, минимально обработанные или необработанные) используют для обеспечения изображений, графиков, отчетов или других наглядных представлений, которые характеризуют строение или свойства геологической среды. Другими словами, сейсмический источник создал сейсмические волны, которые распространяются в и через геологическую среду. Прохождение сейсмических волн через геологическую среду изменяет их в зависимости от свойств среды, через которую они проходят. Зарегистрированные сейсмические волны далее преобразуют из продольных и/или поперечных волн в электрические импульсы, которые регистрируют в поле. Последующая сейсмическая обработка, в свою очередь, преобразует электрические сигналы в изображения, графики, отчеты и пр., которые используют для принятия решений о поисково-разведочном или эксплуатационном бурении или других практических решений.
Когда в настоящем документе упоминается, что процедура или стадия выражена через или использует "алгоритм", этот термин следует понимать так, что определенная процедура или стадия (например, "алгоритм миграции") должна быть выполнена программным обеспечением, работающим на компьютере, при этом результат такого алгоритма обусловлен значением одного или более параметров, заданных пользователем или программистом.
Следует понимать, что термины "включающий", "состоящий из", "содержащий" и их грамматические формы не исключают добавления одной или более компонент, признаков, стадий или их объединений или групп, и что эти термины должны быть истолкованы как определяющие компоненты, признаки, стадии или единые целые.
Если описание или формулы изобретения ссылаются на "дополнительный" элемент, это не исключает наличия более чем одного дополнительного элемента.
Следует понимать, что там, где формулы или описание изобретения ссылаются на "элемент", такую ссылку не следует рассматривать как то, что имеется всего один такой элемент.
Следует понимать, что там, где описание изобретения указывает на то, что компонента, признак, структура или характеристика "может" или "может быть" включена, эта конкретная компонента, признак, структура или характеристика необязательно должны быть включена.
Там, где это применимо, несмотря на то, что для описания примеров осуществления могут быть использованы диаграммы состояния, блок-схемы или и те, и другие вместе, изобретение не ограничивается этими диаграммами или соответствующими им описаниями. Например, поток может не проходить через каждый из проиллюстрированных блоков или состояний или может не проходить точно в том порядке, который проиллюстрирован и описан.
Способы настоящего изобретения могут быть реализованы путем выполнения или исполнения выбранных стадий или задач вручную, автоматически или сочетанием этих режимов.
Термин "способ" может ссылаться на образы действия, средства, методы и процессы для выполнения данной задачи, включая, но не ограничиваясь теми образами действия, средствами, методами и процессами либо известными специалистам в области, к которой принадлежит это изобретение, либо легко разрабатываемые ими из известных образов действия, средств, методов и процессов.
Термин "по меньшей мере" и число после него используется в настоящем документе для обозначения начала диапазона, начинающегося с этого числа (который может быть диапазоном с верхней границей или без верхней границы, в зависимости от переменной, которая определяется). Например, "по меньшей мере 1" означает 1 или больше чем 1. Термин "не более чем" и число после него используется в настоящем документе для обозначения конца диапазона, заканчивающегося этим числом (который может быть диапазоном с нижней границей 1 или 0 или без нижней границы, в зависимости от переменной, которая определяется). Например, "не более чем 4" означает 4 или меньше чем 4, а "не более чем 40%" означает 40% или меньше чем 40%.
Когда в настоящем документе диапазон указан в виде "от (первого числа) до (второго числа)" или "(первое число) - (второе число)", это означает диапазон с первым числом на нижней границе и вторым числом на верхней границе. Например, от 25 до 100 следует интерпретировать как обозначение диапазона с нижней границей 25 и верхней границей 100. Кроме того, следует отметить, что там, где указан диапазон, при этом также имеется в виду каждый возможный поддиапазон или интервал в пределах этого диапазона, если контекст не указывает на иное. Например, если описание изобретения указывает на диапазон от 25 до 100, то имеется в виду, что такой диапазон также включает такие поддиапазоны, как 26100, 27-100 и пр., 25-99, 25-98 и пр., а также любые другие возможные сочетания нижних и верхних значений в установленном диапазоне, например, 33-47, 60-97, 41-45, 28-96 и пр. Обратите внимание, что целочисленные значения диапазона использованы в этом абзаце только с целью иллюстрации, и деся- 8 030770
тичные и дробные значения (например, 46.7-91.3) также следует рассматривать как возможные конечные точки поддиапазона, если только они специально не исключены.
Следует отметить, что там, где настоящий документ ссылается на способ, состоящий из двух или более определенных стадий, эти определенные стадии могут быть выполнены в любом порядке или одновременно (за исключением случаев, когда контекст исключает такую возможность), и этот способ может также включать одну или более других стадий, которые будут выполнены до любой из определенных стадий, между двумя определенными стадиями, или после всех определенных стадий (за исключением случаев, когда контекст исключает такую возможность).
Также следует отметить, что термины приблизительного соответствия (например, "примерно", "главным образом", "приблизительно" и пр.) следует интерпретировать в соответствии с их обычным и принятым значением, как оно используется в родственных областях техники, если в настоящем документе не указано иное. В отсутствие точного определения в настоящем раскрытии изобретения и в отсутствие обычного и принятого использования в родственных областях техники такие термины должны интерпретироваться как плюс-минус 10% от базового значения.
В то время, как изобретенное устройство описано и проиллюстрировано в настоящем документе путем ссылок на конкретные примеры осуществления применительно к прикрепленным к настоящему документу чертежам, возможны различные изменения и дальнейшие модификации помимо тех, что показаны или предложены в настоящем документе, которые могут быть сделаны специалистами в данной области без отступления от существа идеи этого изобретения, объем которого будет определен в следующей формуле изобретения.

Claims (12)

    ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
  1. '1 -1 ... 0 0' Г τ Ί J12 1 0 -1 ... 0 Δ/2 - т 1 13 о 0 ... ι-ι 1> "ч. * 1_ I1 * 1_
    где At; - упомянутый статический временной сдвиг, связанный с i-й из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс;
    N - количество упомянутой по меньшей мере части множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс;
    Tkj - упомянутый относительный временной сдвиг между k-й из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс и j-й из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс.
    14. Способ по п.9, в котором сейсмическая съемка выбрана из группы, состоящей из 2D сейсмических съемок, 3D сейсмических съемок и 4D сейсмических съемок.
    15. Способ по п.9, в котором сейсмическая съемка выбрана из группы, состоящей из морских сейсмических съемок и наземных сейсмических съемок.
    16. Способ по п.9, в котором каждая из упомянутого множества сейсмических трасс является не суммированной сейсмической трассой.
    17. Способ сейсмических исследований исследуемого объекта геологической среды, предусматривающий стадии:
    (а) доступ к множеству сейсмических трасс, полученных вблизи упомянутого исследуемого объекта геологической среды, в котором упомянутое множество сейсмических трасс было обработано способом, предусматривающим стадии:
    (a1) задание целевой поверхности раздела, причем упомянутая целевая поверхность раздела, содержит множество точек вблизи упомянутого исследуемого объекта геологической среды и множество соответствующих глубин;
    (а2) получение доступа к упомянутому множеству сейсмических трасс, полученных вблизи от упомянутого исследуемого объекта геологической среды;
    (а3) последовательное применение алгоритма продолжения в нижнее полупространство к упомянутому множеству сейсмических трасс до тех пор, пока не будет достигнута глубина продолжения в нижнее полупространство вблизи от упомянутой целевой поверхности раздела и, тем самым, не будет получена оценка сейсмического волнового поля на упомянутой глубине продолжения в нижнее полупространство;
    (а4) использование алгоритма введения остаточных статических поправок для определения статического временного сдвига для каждой из упомянутого множества сейсмических трасс;
    (а5) использование по меньшей мере одного из упомянутых определенных статических временных сдвигов для корректировки одной из упомянутых глубин, связанных с упомянутой целевой поверхно- 11 030770
    стью раздела для компенсирования аномалий распределения скоростей в разрезе, тем самым создавая скорректированную целевую поверхность раздела улучшенной модели распределения скоростей в разрезе; и
    (а6) выполнение миграции по упомянутому множеству сейсмических трасс, тем самым получая упомянутое множество обработанных сейсмических трасс;
    (b) использование по меньшей мере части упомянутого доступного множества обработанных сейсмических трасс для разведки углеводородов вблизи упомянутого исследуемого объекта геологической среды.
    18. Способ сейсмических исследований над областью геологической среды земли, содержащей структурные или стратиграфические признаки, благоприятные для присутствия, миграции или скопления углеводородов, в которой представлена сейсмическая съемка, проведенная вблизи этой области геологической среды земли, упомянутая сейсмическая съемка, предусматривающая множество сейсмических трасс, причем способ предусматривает стадии:
    (a) задание целевой поверхности раздела, упомянутой целевой поверхности раздела, предусматривающей множество точек и множество соответствующих глубин;
    (b) доступ по меньшей мере к части множества сейсмических трасс;
    (c) доступ к продолженному в нижнее полупространство волновому полю, вычисленному путем применения алгоритма продолжения в нижнее полупространство к доступным сейсмическим трассам до тех пор, пока не будет достигнута глубина продолжения в нижнее полупространство вблизи от упомянутой целевой поверхности раздела и, тем самым, не будет получена оценка сейсмического волнового поля на упомянутой глубине продолжения в нижнее полупространство;
    (d) доступ к оценке гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля, рассчитанного по упомянутым доступным сейсмическим трассам до упомянутой глубины продолжения в нижнее полупространство вблизи упомянутой целевой поверхности раздела;
    (e) использование упомянутого гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля и упомянутого продолженного в нижнее полупространство волнового поля для получения оценки остаточного волнового поля;
    (f) выполнение преобразования Радона упомянутого остаточного волнового поля;
    (g) использование упомянутого преобразования Радона упомянутого остаточного волнового поля для прослеживания по меньшей мере одного падения;
    (h) использование упомянутого по меньшей мере одного падения для расчета обратного преобразования Радона упомянутого остаточного волнового поля;
    (i) сочетание упомянутого обратного преобразования Радона упомянутого остаточного волнового поля и упомянутого гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля для получения обновленного гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля;
    (j) выполнение стадий (е)-Ц) по меньшей мере дважды с упомянутым обновленным гладким продолженным в нижнее полупространство волновым полем, каждый раз повторяя стадии (е)-(Ц;
    (k) использование упомянутого гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля и упомянутого продолженного в нижнее полупространство волнового поля для определения статического временного сдвига для каждой из упомянутых доступных сейсмических трасс;
    (l) использование по меньшей мере одной из упомянутого множества глубин, связанных с упомянутой целевой поверхностью раздела с использованием по меньшей мере одного из упомянутых определенных статических временных сдвигов, таким образом создавая скорректированную целевую поверхность раздела;
    (m) миграция упомянутых сейсмических трасс, к которым осуществлялся доступ, с использованием упомянутой скорректированной целевой поверхности раздела;
    (n) использование упомянутых мигрированных сейсмических трасс, к которым осуществляется доступ, в разведке углеводородов в этой области геологической среды земли.
    19. Способ по п.18, в котором стадия (i) предусматривает суммирование упомянутого обратного преобразования Радона упомянутого остаточного волнового поля и упомянутого гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля для получения обновленного гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля.
    20. Способ по п.18, в котором стадия (k) предусматривает взаимную корреляцию упомянутого обновленного гладкого продолженного в нижнее полупространство волнового поля и упомянутого продолженного в нижнее полупространство волнового поля для определения статического временного сдвига для каждой из упомянутых сейсмических трасс, к которым осуществлялся доступ.
    (1) выбор двух или более пар из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс;
    1. Способ сейсмических исследований области геологической среды земли, содержащей структурные или стратиграфические признаки, благоприятные для присутствия, миграции или скопления углеводородов, в которой представлено множество сейсмических трасс, полученных при сейсмической съемке, проведенной в окрестностях этой области геологической среды земли, причем способ предусматривает следующие стадии:
    (a) задание целевой поверхности раздела, упомянутая целевая поверхность раздела содержит множество точек над областью геологической среды земли и множество соответствующих глубин;
    (b) выполнение на компьютере следующих стадий:
    (i) получение упомянутого множества сейсмических трасс;
    (ii) последовательное применение к множеству сейсмических трасс алгоритма продолжения в нижнее полупространство до тех пор, пока не будет достигнута глубина продолжения в нижнее полупространство вблизи от упомянутой целевой поверхности раздела и, тем самым, не будет получена оценка сейсмического волнового поля на упомянутой глубине продолжения в нижнее полупространство;
    (iii) использование алгоритма введения остаточных статических поправок и упомянутой оценки сейсмического волнового поля на упомянутой глубине продолжения в нижнее полупространство для определения статического временного сдвига для каждой из упомянутого множества сейсмических трасс;
    (iv) использование по меньшей мере одного из упомянутых определенных статических временных сдвигов для корректировки по меньшей мере одной из упомянутых глубин, связанных с упомянутой целевой поверхностью раздела, для компенсирования аномалий в распределении скоростей в разрезе; тем самым создавая скорректированную целевую поверхность раздела улучшенной модели распределения скоростей в разрезе; и
    (v) миграция по меньшей мере части упомянутой сейсмической съемки с использованием упомянутой скорректированной целевой поверхности раздела, тем самым получая изображение по меньшей мере части геологической среды земли; и
    (c) использование упомянутого изображения по меньшей мере части геологической среды земли для разведки углеводородов в этой области геологической среды земли.
  2. (2) вычисление для каждой из упомянутых выбранных пар продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс взаимной корреляции между продолженными в нижнее полупространство сейсмическими трассами, составляющими упомянутую пару;
    2. Способ по п.1, в котором упомянутая оценка сейсмического волнового поля стадии (ii) предусматривает множество продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс и в котором стадия (iii) предусматривает:
  3. 3. Способ по п.1, в котором стадии (ii)-(iv) выполняются множество раз с упомянутой скорректированной целевой поверхностью раздела, с заменой упомянутой целевой поверхности раздела после первого выполнения стадий (ii)-(iv).
    (3) использование упомянутой вычисленной взаимной корреляции между каждой из упомянутых выбранных двух или более пар продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс для получения относительного временного сдвига, связанного с каждой такой взаимной корреляцией, тем самым вычисляя два или более относительных временных сдвига;
  4. 4. Способ по п.2, в котором стадия (4) предусматривает:
    (i) определение статического временного сдвига Ati, где i=1, N, связанного по меньшей мере с частью упомянутых продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс путем решения уравнения
    Ί -1 ... 0 0 ' Άζ,' 1 0 -1 ... 0 Δζ2 = Tls 0 0 ... 1-1 Δ<ν_
    где At; - упомянутый статический временной сдвиг, связанный с i-й из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс;
    N - количество упомянутой по меньшей мере части множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс;
    Tkj - упомянутый относительный временной сдвиг между k-й из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс и j-й из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс.
    (4) использование алгоритма расчета остаточных статических поправок и упомянутых по меньшей мере двух или более относительных временных сдвигов для определения статического временного сдвига, связанного по меньшей мере с частью упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс.
  5. 5. Способ по п.1, в котором сейсмическая съемка выбрана из группы, состоящей из 2D сейсмических съемок, 3D сейсмических съемок и 4D сейсмических съемок.
  6. 6. Способ по п.1, в котором сейсмическая съемка выбрана из группы, состоящей из морских сейсмических съемок и наземных сейсмических съемок.
  7. 7. Способ по п.1, в котором каждая из упомянутого множества сейсмических трасс является не суммированной сейсмической трассой.
  8. 8. Компьютерный способ получения изображения объекта исследований в геологической среде земли, предусматривающий стадии:
    (a) задание целевой поверхности раздела, причем упомянутая целевая поверхность раздела содержит множество точек и множество соответствующих глубин в геологической среде земли;
    (b) выполнение на компьютере следующих стадий:
    (Ь1) получение доступа к множеству сейсмических трасс, полученных вблизи от объекта исследований;
    (b2) последовательное применение к доступному множеству сейсмических трасс алгоритма продолжения в нижнее полупространство до тех пор, пока не будет достигнута глубина продолжения в нижнее полупространство вблизи от упомянутой целевой поверхности раздела и, тем самым, на упомянутой глубине продолжения в нижнее полупространство не будет получено множество продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс;
    (Ь3) использование упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс для определения статического временного сдвига для каждой продолженной в нижнее полупространство сейсмической трассы из упомянутого множества;
    (b4) использование любого из упомянутых статических временных сдвигов для корректировки по меньшей мере одной из упомянутого множества глубин, связанных с упомянутой целевой поверхностью раздела, для компенсирования аномалий в распределении скоростей в разрезе, тем самым создавая скорректированную целевую поверхность раздела улучшенной модели распределения скоростей в разрезе;
    (c) использование упомянутой целевой поверхности раздела для получения изображения объекта исследования, таким образом получая изображение упомянутого объекта исследования; и
    (d) использование упомянутого изображения объекта исследования для углеводородов вблизи упомянутого объекта исследования.
  9. 9. Способ по п.8, в котором стадия (с) предусматривает:
    (c1) использование упомянутой скорректированной целевой поверхности раздела для выполнения миграции по меньшей мере части упомянутого множества сейсмических трасс, таким образом получая изображение по меньшей мере части упомянутого объекта исследования; и
    (с2) использование упомянутой изображенной части упомянутого объекта исследования для разведки углеводородов в области геологической среды земли.
    - 9 030770
  10. 10. Способ по п.8, в котором стадии (а) и (Ь) множество раз будут выполнены для множества разных целевых поверхностей раздела, таким образом давая множество разных скорректированных целевых поверхностей раздела, и в котором стадия (с) предусматривает (c1) использование упомянутого множе- 10 030770
    ства разных скорректированных целевых поверхностей раздела для получения изображения упомянутого объекта исследования, таким образом получая изображение упомянутого объекта исследования.
  11. 11. Способ по п.1, в котором стадии (b3) и (b4) предусматривают:
    (i) выбор двух или более пар из упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс;
    (ii) вычисление для каждой из упомянутых выбранных пар продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс взаимной корреляции между продолженными в нижнее полупространство сейсмическими трассами, составляющими упомянутую пару;
    (iii) использование упомянутой взаимной корреляции между каждой из упомянутых двух или более пар для получения относительного временного сдвига, тем самым вычисляя два или более относительных временных сдвига;
    (iv) использование упомянутых двух или более относительных временных сдвигов для определения статического временного сдвига, связанного по меньшей мере с частью упомянутого множества продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс; и
    (v) использование по меньшей мере одного из упомянутых определенных статических временных сдвигов для корректировки одной из упомянутых глубин, связанных с упомянутой целевой поверхностью раздела, тем самым создавая скорректированную целевую поверхность раздела.
    12. Способ по п.8, в котором стадии (b2)-(b4) выполняются множество раз с упомянутой скорректированной целевой поверхностью раздела, заменяя упомянутую целевую поверхность раздела после первого выполнения стадий (b2)-(b4).
    13. Способ по п.11, в котором стадия (iv) предусматривает:
    (i) определение статического временного сдвига АЦ i=1, N, связанного по меньшей мере с частью упомянутых продолженных в нижнее полупространство сейсмических трасс путем получения решения уравнения
  12. - 12 030770
EA201690695A 2013-10-02 2014-09-30 Система и способ адаптивной сейсмической оптики EA030770B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201361885680P 2013-10-02 2013-10-02
PCT/US2014/058336 WO2015050874A2 (en) 2013-10-02 2014-09-30 System and method for seismic adaptive optics

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201690695A1 EA201690695A1 (ru) 2016-07-29
EA030770B1 true EA030770B1 (ru) 2018-09-28

Family

ID=51846945

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201690695A EA030770B1 (ru) 2013-10-02 2014-09-30 Система и способ адаптивной сейсмической оптики

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9798028B2 (ru)
EP (1) EP3052967B1 (ru)
AU (2) AU2014101578A4 (ru)
BR (1) BR112016007330B1 (ru)
CA (1) CA2926179C (ru)
EA (1) EA030770B1 (ru)
MX (1) MX2016004256A (ru)
WO (1) WO2015050874A2 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9857490B2 (en) * 2013-12-30 2018-01-02 Pgs Geophysical As Methods and systems for optimizing generation of seismic images
EP3391095B1 (en) 2015-12-18 2023-11-01 BP Corporation North America Inc. Method for correction of seismic receiver clock drift
US10732311B2 (en) 2016-10-19 2020-08-04 Pgs Geophysical As Method for adjusting attributes of marine seismic survey data
US11574197B2 (en) * 2018-12-28 2023-02-07 China Petroleum & Chemical Corporation Method and apparatus for seismic imaging processing with enhanced geologic structure preservation
CN111624648B (zh) * 2020-06-05 2022-04-01 中油奥博(成都)科技有限公司 一种起伏地表变偏移距vsp积分叠前深度偏移方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080247272A1 (en) * 2007-04-05 2008-10-09 Naide Pan Method for reducing 3-D migration operator to 2-D migration operator for inhomogeneous media
US20120215506A1 (en) * 2011-02-18 2012-08-23 Rickett James E Waveform inversion by multiple shot-encoding for non-fixed spread geometries

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6865489B2 (en) * 2002-10-02 2005-03-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method for compensating mild lateral velocity variations in pre-stack time migration in the frequency-wave number domain
US9651694B2 (en) * 2013-04-02 2017-05-16 Bp Corporation North America Inc. Specular filter (SF) and dip oriented partial imaging (DOPI) seismic migration

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20080247272A1 (en) * 2007-04-05 2008-10-09 Naide Pan Method for reducing 3-D migration operator to 2-D migration operator for inhomogeneous media
US20120215506A1 (en) * 2011-02-18 2012-08-23 Rickett James E Waveform inversion by multiple shot-encoding for non-fixed spread geometries

Non-Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
D. R. JUDSON, J. LIN, P. S. SCHULTZ, J. W. C. SHERWOOD: "Depth migration after stack", GEOPHYSICS, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, vol. 45, no. 3, 1 March 1980 (1980-03-01), pages 361 - 375, XP055178247, ISSN: 00168033, DOI: 10.1190/1.1441087 *
F. Kirchheimer: "Robust residual statics by means of interface lag estimates", SEG Technical Program Expanded Abstracts 1986, 1 January 1986 (1986-01-01), pages 589-591, XP055179459, Retrieved from the Internet: URL:http://library.seg.org/doi/pdf/10.1190/1.1892914 [retrieved on 2015-03-26], page 589 *
John C. Bancroft et al.: "Estimating residual statics using prestack migration", ASEG Extended Abstracts, 1 August 2001 (2001-08-01), XP055178193, DOI: 10.1071/ASEG2001ab003, Retrieved from the Internet: URL:http://library.seg.org/doi/pdf/10.1071/ASEG2001ab003 [retrieved on 2015-03-20], the whole document *
MACKAY S., ABMA R.: "IMAGING AND VELOCITY ESTIMATION WITH DEPTH-FOCUSING ANALYSIS.", GEOPHYSICS, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, US, vol. 57., no. 12., 1 December 1992 (1992-12-01), US, pages 1608 - 1622., XP000325377, ISSN: 0016-8033, DOI: 10.1190/1.1443228 *
NING GUO, STUART FAGIN: "Becoming effective velocity-model builders and depth imagers, Part 1—The basics of prestack depth migration", THE LEADING EDGE, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, US, vol. 21, no. 12, 1 December 2002 (2002-12-01), US, pages 1205 - 1209, XP002737889, ISSN: 1070-485X, DOI: 10.1190/1.1536135 *
TIMO TJAN, KEN LAMER, FRAN�OIS AUDEBERT: "Prestack migration for residual statics estimation in complex media", SEG TECHNICAL PROGRAM EXPANDED ABSTRACTS 1994, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, 1 January 1994 (1994-01-01), pages 1513 - 1516, XP055178197, DOI: 10.1190/1.1822825 *

Also Published As

Publication number Publication date
AU2014329736A1 (en) 2016-04-28
CA2926179C (en) 2020-09-15
BR112016007330A2 (pt) 2017-08-22
US20160377755A1 (en) 2016-12-29
CA2926179A1 (en) 2015-04-09
AU2014101578A4 (en) 2016-05-26
EP3052967B1 (en) 2021-11-03
US9798028B2 (en) 2017-10-24
BR112016007330B1 (pt) 2021-06-01
WO2015050874A2 (en) 2015-04-09
MX2016004256A (es) 2016-07-08
EP3052967A2 (en) 2016-08-10
EA201690695A1 (ru) 2016-07-29
WO2015050874A3 (en) 2015-06-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Hamid et al. Multitrace impedance inversion with lateral constraints
US10317548B2 (en) Reflection seismic data Q tomography
Zollo et al. Bayesian estimation of 2-DP-velocity models from active seismic arrival time data: imaging of the shallow structure of Mt Vesuvius (Southern Italy)
CN113805237B (zh) 偏移陆地交叉排列地震的使用压缩感测模型的方法和系统
Witten et al. Microseismic image-domain velocity inversion: Marcellus Shale case study
US10379244B2 (en) Method for obtaining estimates of a model parameter so as to characterise the evolution of a subsurface volume over a time period
US20160161619A1 (en) Systems and methods for aligning a monitor seismic survey with a baseline seismic survey
Nascimento et al. High-resolution acoustic impedance inversion to characterize turbidites at Marlim Field, Campos Basin, Brazil
CN117546051A (zh) 使用s波速度模型和机器学习进行地震成像的方法和系统
EA030770B1 (ru) Система и способ адаптивной сейсмической оптики
EP2691796A2 (en) A process for characterising the evolution of an oil or gas reservoir over time
Chopra et al. Evolution of seismic interpretation during the last three decades
Mirkamali et al. Evolution analysis of miocene channels and faults in offshore area of Strait of Hormuz (Eastern part of Persian Gulf) using seismic meta-attributes
Ikeda et al. Advanced surface-wave analysis for 3D ocean bottom cable data to detect localized heterogeneity in shallow geological formation of a CO2 storage site
Yan et al. Building subsurface models with horizon-guided interpolation and deep learning: Application to the Volve field data
Shekar et al. Structural information derived from ambient noise tomography over a hydrocarbon‐producing region in the Cachar fold belt, lower Assam, northeast India
US20220342101A1 (en) Automatic data enhancement for full waveform inversion in the midpoint-offset domain
Kabaca Seismic stratigraphic analysis using multiple attributes-an application to the f3 block, offshore Netherlands
Duchesne et al. Improving seismic velocity estimation for 2D poststack time migration of regional seismic data using kriging with an external drift
Chopra et al. Seismic reservoir characterization of Bone Spring and Wolfcamp Formations in the Delaware Basin—A case study: Part 1
Colombo et al. Seismic-airborne TEM joint inversion and surface consistent refraction analysis: New technologies for complex near surface corrections
Jang et al. Application of Reverse Time Migration to Faults Imaging in Rakhine Basin, Myanmar
EP3669210B1 (en) Method for obtaining estimates of a model parameter so as to characterise the evolution of a subsurface volume over a time period using time-lapse seismic
Slob This issue of Geophysics
Odinsson Influense of seismic and velocity uncertainties on reservoir volumetrics

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KZ KG TJ TM