EA032008B1 - Двухэтапное построение скоростных моделей распространения сейсмических волн - Google Patents

Abstract

Изобретением предложен машинно-реализуемый процесс обработки данных, включающий в себя выполнение первой полноволновой инверсии по исходной атрибутивной модели геологической среды с использованием известной формы импульса низкочастотного "монохроматического" ("одночастотного") источника и низкочастотных "монохроматических" сейсмических данных (полученных методом "одночастотного сбора") для построения первой обновленной атрибутивной модели геологической среды; и выполнение второй полноволновой инверсии по первой обновленной атрибутивной модели геологической среды с использованием известной формы импульса узкополосного источника качающейся низкой частоты и низкочастотных сейсмических данных свипирования для построения второй обновленной атрибутивной модели геологической среды. Этот процесс может быть выполнен вычислительным устройством, запрограммированным соответствующим образом; при этом программа хранится на энергонезависимом носителе для хранения информации определенного типа.

Description

Настоящая заявка испрашивает приоритет и преимущество приоритета в соответствии с предварительной заявкой на выдачу патента США № 61/896,394 под названием Двухэтапное построение скоростных моделей распространения сейсмических волн, поданной 28 октября 2013 года, в лице авторов изобретения Эндрю Брендерса (Andrew Brenders) и Джозефа Энтони Деллинджера (Joseph Anthony Dellinger), содержание которой полностью включено в настоящий документ посредством ссылки для использования в любых целях.

Область техники, к которой относится настоящее изобретение

Настоящее изобретение относится к способу обработки и анализа сейсмических данных для определения местоположения пластов углеводородов и прочих флюидов и, в частности, к построению скоростных моделей распространения сейсмических волн для их последующего использования при выполнении таких задач.

Предшествующий уровень техники настоящего изобретения

Разведка залежей углеводородов и некоторых других флюидов иногда существенно затруднена тем, что они залегают глубоко под землей, в геологических формациях определенного типа. Такие залежи и их местоположение необходимо выявлять методом косвенного, а не прямого наблюдения, что обычно предполагает передачу акустических волн определенной частоты вглубь земли. Когда эти волны сталкиваются с определенными элементами в геологических формациях, они отражаются обратно на поверхность, после чего регистрируются в качестве сейсмических данных. Сейсмические данные содержат информацию о залегающих геологических формациях, на основании которой можно определить, например, наличие и местоположение залежей углеводородов. Таким образом, сейсмические данные отражают те геологические формации, по которым они были получены.

Например, одним из инструментов, часто используемым при анализе сейсмических данных, служит так называемая скоростная модель. Скоростная модель представляет собой отображение геологической формации, используемое при анализе. Она может быть использована, например, для преобразования сейсмических данных в одну или несколько сейсмических областей, которые по-разному формируют изображение геологической формации. Качество этих изображений часто зависит от качества скоростной модели. Она может быть также использована разными способами, к примеру, для анализа различных геологических характеристик формации. Могут быть использованы и иные типы моделей подстилающих геологических формаций, в совокупности именуемые в настоящем документе атрибутивными моделями геологической среды, которые рассматриваются аналогичным образом.

Со временем потребность в более точном и достоверном определении местоположения залежей углеводородов возрастает. Иногда повышенная точность и достоверность достигается за счет использования новых методик полевых наблюдений. В иных случаях такие достижения обусловлены способом, который используется для обработки сейсмических данных (как, например, способы, упомянутые выше). Иногда же успехи являются результатом сочетания новых методик полевых изысканий с новыми способами обработки данных.

Использование низких частот для формирования изображений, в общем, и для построения атрибутивных моделей геологической среды, в частности, оказалось проблемным для частот ниже примерно 6 Гц, в частности для частот ниже примерно 4 Гц. Проблема является двоякой: с одной стороны, при более низких частотах все более возрастает естественно-природный фон земли, а с другой стороны, все более ослабевает действие обычных источников широкополосного излучения, таких как пневмоизлучатели. В результате при частотах ниже 4 Гц отношение сигнал - шум для данных морской сейсморазведки на больших глубинах может упасть до 20 дБ на октаву.

Таким образом, хотя существует множество доступных методик формирования сейсмических изображений, в общем, и построения атрибутивных моделей геологической среды, в частности, потребность в повышении отношения сигнал - шум при низких частотах по-прежнему остается двигателем инноваций на нынешнем этапе развития техники. В частности, помимо прочего, существует потребность в методиках полевых изысканий и обработки данных, которые бы повысили наши возможности в сфере получения и использования низкочастотных сейсмических данных при более низких частотах. Область техники, к которой относится настоящее изобретение, соответственно, восприимчива к инновациям или, по меньшей мере, к альтернативным способам, методам и схемам, которые могли бы стимулировать дальнейшие усилия по усовершенствованию указанных методик. Поэтому в этой области техники с благосклонностью воспримут описанную в настоящем документе методику.

Краткое раскрытие настоящего изобретения

Согласно первому аспекту машинно-реализуемый процесс включает в себя: выполнение первой полноволновой инверсии по исходной атрибутивной модели геологической среды с использованием известной формы импульса низкочастотного источника и низкочастотных зуммерных сейсмических данных для построения первой обновленной атрибутивной модели геологической среды; и выполнение второй полноволновой инверсии по первой обновленной атрибутивной модели геологической среды с использованием известной формы импульса узкополосного источника качающейся низкой частоты и низкочастотных сейсмических данных свипирования для построения второй обновленной атрибутивной

- 1 032008 модели геологической среды.

Согласно второму аспекту вычислительное устройство запрограммировано на выполнение процесса.

Согласно третьему аспекту энергонезависимое запоминающее устройство для хранения программ содержит закодированные команды, которые выполняют процесс при их исполнении вычислительным устройством.

Краткое описание фигур

Прилагаемые чертежи, включенные в заявку и составляющие ее неотъемлемую часть, иллюстрируют варианты осуществления настоящего изобретения, и вместе с описанием служат для объяснения принципов заявленного изобретения. При этом на фиг. 1 и 2 концептуально проиллюстрирована последовательность операций в ходе двухэтапного процесса построения сейсмической атрибутивной модели геологической среды согласно одному из вариантов реализации заявленного способа;

на фиг. 3 выборочно показаны элементы архитектуры аппаратного и программного обеспечения одного из примеров реализации вычислительного устройства согласно настоящему изобретению, с помощью которого может быть выполнена последовательность операций по фиг. 1 и 2;

на фиг. 4 проиллюстрирован пример получения сейсмических данных согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения;

на фиг. 5 проиллюстрирован один из вариантов реализации вычислительного устройства по фиг. 3, в частности, вычислительная система, с помощью которой некоторые аспекты настоящего изобретения могут быть реализованы в некоторых вариантах его осуществления;

на фиг. 6 представлена точная синтетическая модель, используемая для демонстрации того, как действует один из конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения.

на фиг. 7 проиллюстрирован конкретный вариант реализации технологического процесса по фиг. 1; на фиг. 8 показана исходная скоростная модель по фиг. 7;

на фиг. 9 графически представлена форма импульса источника во временной области для низкочастотных монохроматических данных, получаемых способом по фиг. 1 и используемых в технологическом процессе по фиг. 7;

на фиг. 10 показана фаза данных по фиг. 9 для всех источников и приемников;

на фиг. 11 представлена первая обновленная скоростная модель варианта реализации технологического процесса, показанного на фиг. 7, по завершении заданного количества итераций FWI (полноволновой инверсии);

на фиг. 12 и 13 показан одномерный срез первой обновленной скоростной модели по фиг. 11, где для сравнения представлены исходная модель и истинная модель;

на фиг. 14 графически показана форма импульса источника во временной области для данных, получаемых методом свипирования в узкой полосе частот, согласно варианту осуществления настоящего изобретения по фиг. 7;

на фиг. 15 представлена вторая обновленная скоростная модель варианта реализации технологического процесса, показанного на фиг. 7, по завершении заданного количества итераций FWI;

на фиг. 16 показан одномерный срез второй обновленной скоростной модели по фиг. 15, где для сравнения представлены первая обновленная модель и истинная модель.

Подробное раскрытие настоящего изобретения

Точные атрибутивные модели геологической среды дают хорошие сейсмические изображения геосреды. Описанная в настоящем документе методика представляет собой способ совершенствования получения, обработки и, в частности, построения атрибутивной модели геологической среды там, где отношение сигнал - шум резко уменьшается при постепенном снижении частоты. Мы определяем низкие частоты как частоты, ниже которых получение адекватного отношения сигнал - шум с помощью обычных пневмоизлучателей резко затрудняется по мере падения частоты, т.е. как частоты ниже примерно 6-8 Гц.

Одна из стратегий получения данных, как это было отмечено выше, заключается в использовании источника с регулируемой частотой, генерирующего узкополосный сигнал. За счет этого мощность источника концентрируется в более узкой полосе частот, что увеличивает отношение сигнал - шум в узкополосном диапазоне. В общем, узкая полоса частот означает диапазон менее двух октав, хотя в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения он может составлять до трех октав (см. заявку на выдачу патента США № 13/327,524, поданную 15 декабря 2011 года).

Для получения узкой полосы частот особенно удобен источник, который может также генерировать одну монохроматическую частоту. В этом случае полоса частот ограничена частотной устойчивостью источника, продолжительностью времени активности источника или периодом времени, который можно рассматривать как однократную точку взрыва, принимая во внимание длину волн сигнала и скорость перемещения источника относительно сетки получения данных. Сбор данных таким способом с помощью монохроматического источника с регулируемой частотой называется зуммерные сейсмические исследования; а источник, работающий таким образом, называется зуммерным источником.

- 2 032008

Если источники не имеют ограничений по мощности, то можно использовать источник, просто достаточной громкий для того, чтобы заглушать фоновый шум. Затем можно использовать обычный способ широкополосной обработки/инверсии/ формирования изображений для низких частот так же, как это делается для более высоких частот, где фоновый шум земли не представляет такой проблемы. На практике размеры и мощность наших источников ограничены практическими, техническими и экологическими аспектами. В результате при низких частотах обработка данных обычным способом будет иметь ограниченный успех. Тем не менее, по-прежнему имеется желание пользоваться максимально широкополосными источниками.

Одним из способов построения атрибутивных моделей геологической среды с данными относительно низкой частоты и с достаточно малым отношением сигнал - шум, который хорошо известен специалистам в данной области техники, является полноволновая инверсия (FWI). Обычно FWI начинается при низких частотах (максимально низких), а затем добавляет все более высокие частоты. Как следствие, атрибутивная модель геологической среды постепенно становится все более отчетливой с возможностью различения все более мелких деталей с каждым циклом инверсии. Выходные данные атрибутивной модели геологической среды, полученные на каждом этапе процесса, затем становятся исходной моделью для следующего этапа. См. Л. Сирг и Р. Г. Пратт, Эффективная инверсия с учетом формы импульса и построение изображений: Стратегия выбора временных частот, журнал Geophysics, 69, стр. 231 (2004 год) / L. Sirgue & R.G. Pratt, Efficient Waveform Inversion and Imaging: A Strategy for Selecting Temporal Frequencies, 69 Geophysics 231 (2004) (Sirgue & Pratt (2004)).

В способе согласно настоящему изобретению на построение обновленной сейсмической атрибутивной модели геологической среды выделено два этапа трехэтапного процесса. На первом этапе используется одночастотный сбор данных на самых низких частотах с максимальным отношением сигнал - шум. Затем описываемый способ предусматривает переход к узкополосному сбору данных на несколько более высоких (но по-прежнему низких) частотах, пользуясь тем, что возрастание отношения сигнал - шум позволяет расширить полосу частот (по-прежнему узкую) источника. И, наконец, на более высоких частотах, когда отношение сигнал - шум данных больше не ограничено, осуществляется переход к обычному способу широкополосного сбора и обработка данных, который хорошо известен любому специалисту в данной области техники. Этот третий этап соответствует общепринятой практике и ниже не описывается.

Ниже даны подробные ссылки на варианты реализации заявленного предмета изобретения, примеры которых проиллюстрированы прилагаемыми чертежами. Везде, где это возможно, одинаковые номера позиций на всех чертежах обозначают одни и те же или аналогичные элементы.

На фиг. 1 и 2 концептуально проиллюстрирована последовательность (100) операций в ходе двухэтапного процесса построения сейсмической атрибутивной модели геологической среды согласно одному из конкретных вариантов реализации заявленного способа. В проиллюстрированном варианте реализации заявленного способа атрибутивная модель геологической среды представляет собой скоростную модель распространения сейсмических волн. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения атрибутивным признаком геологической среды может быть какой-либо изотропный параметр, такой как скорость, плотность, модуль объемной деформации или модуль сдвига. В других вариантах реализации заявленного изобретения параметром геологической среды может служить какой-либо анизотропный параметр, такой как эпсилон, дельта или константы тензора жесткости. Атрибутивная модель геологической среды может также содержать два (или более) параметра в каждой пространственной точке, например, скорость и плотность.

Последовательность (100) операций начинается с исходной атрибутивной геологической модели (110) формации, для которой были получены обрабатываемые сейсмические данные. Атрибутивный признак геологической среды, смоделированный атрибутивной геологической моделью (110), может представлять собой или изотропный, или анизотропный параметр. В этом конкретном варианте осуществления настоящего изобретения атрибутивным признаком геологической среды является скорость распространения сейсмических волн. Исходная скоростная модель (110) распространения сейсмических волн может представлять собой модель любого типа, построенную любым способом, известным специалистам в данной области техники, например, скоростную модель, построенную методом томографии на отражённых волнах, хотя она может быть такой же простой, что и одномерный (1D) градиент скорости.

Исходная скоростная модель (110) может быть построена по данным, полученным в ходе геологических изысканий, результаты которых подвергаются анализу. Соответственно, она может быть построена, в частности, как исходная точка двухэтапного процесса, описанного в настоящем документе. Однако в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения исходная атрибутивная модель (110) геологической среды может быть морально устаревшей моделью для предыдущего анализа, или же она может быть построена по устаревшим данным, полученным в ходе предыдущей геологической съемки анализируемой формации. Этот способ предоставляет широкие возможности по построению и выбору исходной атрибутивной модели (110) геологической среды.

Затем технологический процесс (100) предусматривает выполнение первой FWI (120) на этапе (200) (см. фиг. 2) на исходной атрибутивной модели (110) геологической среды, используя низкочастотные

- 3 032008 сейсмические данные (125) источника с известной формой импульса и зуммерные сейсмические данные для построения первой обновленной атрибутивной модели (130) геологической среды. Как хорошо известно любому специалисту в данной области техники, передача, отражение, дифракция и прочие действия сейсмических волн в толще земли могут быть смоделированы с высокой точностью с помощью волнового уравнения; и, соответственно, для решения сложных задач при построении изображений могут быть выбраны механизмы экстраполяции волнового поля на основе волнового уравнения. Волновое уравнение представляет собой дифференциальное уравнение с частными производными, которое может быть без труда сформулировано как одномерное, двухмерное или трехмерное.

Для решения сложных задач при построении изображений обычно в качестве механизма экстраполяции используется волновое уравнение акустических волн с постоянной плотностью с экстраполяцией во времени. Вместе с условием визуализации этот механизм дает изображение отражающих горизонтов в толще земли. Построение изображений таким способом называется обратной миграцией во временной области. Этот же механизм экстраполяции может быть также использован в рамках итеративного процесса оптимизации, направленного на получение модели земли, которая объясняла бы все данные сейсморазведки, зарегистрированные приемниками. Это называется полноволновой инверсией. В идеальном варианте инверсия создает трехмерный (3D) объем, дающий расчетную скорость распространения сейсмоволны в геологической среде в каждой высветленной точке в толще земли. Если используется волновое уравнение акустических волн, которое содержит скорость и плотность в качестве параметров среды, то с помощью инверсии можно получить трехмерный объем, дающий значения, как скорости, так и плотности в каждой точке.

Первая обновленная атрибутивная модель (130) геологической среды, показанная на фиг. 1, может смоделировать или изотропный, или анизотропный параметр. В зависимости от варианта осуществления настоящего изобретения, первая FWI (120) может представлять собой или FWI во временной области, или FWI в частотной области. Однако в других вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть использованы иные типы FWI, пригодные для реализации. Тем специалистам в данной области техники, которые оценили преимущества настоящего изобретения, должно быть очевидно, что FWI представляет собой итеративный процесс, на что указывает пунктирная линия (135). Если первая FWI (120) реализована как инверсия во временной области, то известная форма импульса источника будет введена в виде временного ряда. Если первая FWI (120) реализована как инверсия в частотной области, то известная форма импульса источника будет введена как единый комплексный скаляр, отображающий фазу и амплитуду одночастотного источника, или только фазу в некоторых вариантах реализации заявленного изобретения.

Как было указано выше, FWI выполняется с использованием данных низкочастотного источника известной формы импульса и зуммерных сейсмических данных, т.е. данных (125) (DATA/'). В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения низкая частота составляет менее примерно 6-8 Гц, а обычно менее примерно 4 Гц. В другом варианте реализации заявленного изобретения низкочастотные зуммерные сейсмические данные содержат данные, полученные при сейсмической частоте менее примерно 2 Гц. А в еще одном из вариантов осуществления настоящего изобретения низкочастотные зуммерные сейсмические данные содержат данные, полученные при сейсмической частоте менее примерно 1,5 Гц. Термин примерно является признанием того, что при сборе данных источники сейсмических сигналов могут потерять калибровку или быть плохо откалиброваны; могут одновременно излучать сигналы на дополнительных частотах (например, обусловленных гармониками или шумом компрессора); или же могут смещаться или иным образом отклоняться от требуемых значений. Таким образом, термин примерно означает, что фактическая частота лежит в пределах рабочей погрешности требуемой частоты сбора данных, приемлемой для специалистов в данной области техники.

Кроме того, как было указано выше, форма импульса сейсмического источника известна. При выполнении этой инверсии FWI стадия определения истинной формы импульса источника в данном конкретном варианте осуществления настоящего изобретения пропускается. Специалистам в данной области техники понятно, что форма импульса источника позволяет определить некоторые характеристики, задающие условия, при которых сигнал источника передается в среду. К этим характеристикам относятся такие параметры, как местоположение, глубина и скорость источника излучения, порождаемый источником шумовой фон и, в более общем смысле, полная временная предыстория (по фазе, амплитуде или по тому и другому) излученного акустического сигнала для каждого шумового фона, что хорошо известно в данной области техники. В некоторых вариантах реализации заявленного изобретения такое использование формы импульса источника предусматривает физическую запись. В других альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения может быть предусмотрено отображение формы импульса источника в виде единого комплексного скаляра, что осуществляется способом, известных в данной области техники.

Сейсмические данные (125) также именуются зуммерными сейсмическими данными. Термин зуммерный обозначает режим сбора данных. При зуммерном сборе данных используется безимпульсный источник с регулируемой частотой, который генерирует практически всю свою энергию на одной частоте. Однако из-за ограничений практической устойчивости источник может выполнять регу

- 4 032008 лируемые или нерегулируемые смещения в пределах узкого частотного диапазона, обычно оставаясь в пределах плюс-минус одной десятой октавной полосы номинальной частоты. Это то, что иногда называется монохроматичностью или почти монохроматичностью/квазимонохроматичностью, например, в заявке на выдачу патента США № 13/327,524.

Зуммерный сбор данных может осуществляться несколькими разными способами. Например, пошаговый зуммерный сбор данных представляет собой последовательный зуммерный сбор данных, при котором единственный источник переходит через множество из двух или более дискретных частот за один шаг. Время, затрачиваемое на переход между частотами, должно быть намного меньше времени, затрачиваемого на каждой частоте. Гармонический зуммерный способ представляет собой зуммерный сбор данных, при котором два или более источника одновременно издают фоновый шум на разных дискретных частотах. Более подробная информация представлена в заявке на выдачу патента США № 13/327,524.

При зуммерном сборе данных на разных дискретных частотах в ходе выполнения первого этапа может проводиться итерация ряда массивов низкочастотных зуммерных данных сейсморазведки, получение каждого из которых осуществляется с помощью зуммерных источников с монотонно возрастающей низкой частотой. Атрибутивная модель геологической среды по FWI предыдущего зуммерного источника может быть использована в качестве исходной атрибутивной модели геологической среды для FWI следующего массива низкочастотных зуммерных данных сейсморазведки; при этом каждый такой массив характеризуется монотонно возрастающими частотами. В этом конкретном варианте осуществления настоящего изобретения первый этап описан как единовременно выполняемый в отношении одного массива низкочастотных зуммерных данных сейсморазведки. В других вариантах реализации заявленного изобретения первый этап может выполняться два или более раза в отношении ряда массивов низкочастотных зуммерных данных сейсморазведки на разных частотах, что проиллюстрировано опциональным внешним циклом (205) итерации. Обычно число массивов монохроматических или одночастотных данных составляет 2, но, вероятно, не более 10. Подобным же образом, как это показано на фиг. 1 и 2, второй этап также может быть повторен два или более раза в отношении ряда разных массивов сейсмических данных, получаемых методом свипирования в узкой полосе частот, что проиллюстрировано опциональным внешним циклом (215) итерации.

Как показано на фиг. 1 и 2, первый этап дает в результате первую обновленную атрибутивную модель (130) геологической среды. Первая FWI (120) обычно предусматривает внутренний цикл итерации, обозначенный пунктирной линией (135). Первая обновленная атрибутивная модель (130) геологической среды обладает несколькими преимуществами в качестве отправной точки для последующего построения модели, отличного от общепринятой практики. К этим преимуществам можно отнести то, что она включает в себя низкочастотную часть атрибутивной модели геологической среды, и что истинная форма импульса источника известна и была использована при ее построении. Оба эти преимущества обусловлены характером сейсмических данных (125).

Первая обновленная атрибутивная модель (130) геологической среды затем используется в качестве отправной точки второго этапа описываемого здесь способа. На втором этапе (стадия (210) на фиг. 2) выполняется вторая FWI (140) по первой обновленной атрибутивной модели (130) геологической среды с использованием сейсмических данных (145) узкополосного источника качающейся частоты с известной формой импульса для построения второй обновленной атрибутивной модели (150) геологической среды. Вторая обновленная атрибутивная модель (150) геологической среды может смоделировать или изотропный, или анизотропный атрибутивный признак. Повторим, что в отношении каждого массива данных вторая FWI (140) обычно представляет собой итеративный процесс, обозначенный пунктирной линией (155). Вторая FWI (140) может представлять собой инверсию такого же типа (во временной или частотной области), что и первая FWI (120), или же отличаться от нее, что зависит от варианта осуществления настоящего изобретения.

Сейсмические данные (145) схожи с сейсмическими данными (125) в том, что в обоих случаях известна форма импульса источника. Соответственно, в данном конкретном варианте реализации заявленного изобретения FWI также пропускает стадию определения истинной формы импульса источника. Однако сейсмические данные (145) отличаются от сейсмических данных (125) тем, что они были получены методом свипирования, а не методом зуммерного сбора данных. Свипирование обычно предусматривает сбор данных с использованием безимпульсного источника с регулируемой частотой, который начинает генерировать звуковые сигналы на одной частоте, а затем - перед тем, как остановится - постепенно переходит ко второй частоте. Затем это устройство, как правило, выполняет сброс, выдерживает паузу, и после этого начинает новый цикл свипирования. Следующие друг за другом качания частоты могут быть идентичными (самый распространенный случай) или разными. Частота может отклоняться как в сторону повышения (самый распространенный случай), так и в сторону понижения. В проиллюстрированном варианте осуществления настоящего изобретения интервал между начальной и конечной частотами может доходить до двух октавных полос, но возможно также качание частоты и в более узком диапазоне. В альтернативных вариантах реализации заявленного изобретения частота может качаться в диапазоне до трех октав. В одном из вариантов осуществления настоящего изобретения данные узкополосного источ

- 5 032008 ника качающейся низкой частоты с известной формой импульса собираются в диапазоне 1,5-6 Гц.

Сейсмические данные, полученные методом свипирования, могут быть разделены, по меньшей мере, на две группы. К первой из них относятся данные, полученные методом свипирования в узкой полосе частот, при котором сбор данных с качанием частоты осуществляется в частотном диапазоне, охватывающем две октавные полосы или меньше. Ко второй группе относятся данные, полученные методом широкополосного свипирования, при котором сбор данных с качанием частоты осуществляется в частотном диапазоне, охватывающем более двух октавных полос. Сбор данных обычным вибросейсмическим методом, хорошо известным в данной области техники, осуществляется с помощью широкополосного свипирования. Однако раскрытый в настоящем документе способ использует узкополосное свипирование. Один из методов сбора данных с качанием частоты в узкой полосе, пригодный для получения данных описываемым способом, раскрыт в заявке на выдачу патента США № 13/327,524.

Специалистам в данной области техники понятно, что сбор сейсмических данных во время сейсморазведочных работ может классифицироваться в зависимости от условий окружающей среды, в которых они проводятся. Один из типов сбора данных известен как морская сейсморазведка, которая выполняется в водной среде, в том числе не только в соленой воде, но также в пресной или солоноватой воде. Второй тип известен как наземная сейсморазведка, которая проводится на поверхности земли. Третий тип может быть назван съёмкой в переходной зоне, которая осуществляется частично на земле, а частично в водной среде. Раскрытый в настоящем документе способ не ограничивает сбор сейсмических данных (125) и (145) морской сейсморазведкой, наземной сейсморазведкой или съемкой в переходной зоне. Сейсмические данные (125) и (145) могут быть получены любым из указанных способов сейсморазведки.

Специалистам в данной области техники понятно, что сами сейсмические данные могут быть иногда описаны как одномерные (1D), двухмерные (2D) или трехмерные (3D), в зависимости от конструкции устройства, с помощью которого эти сейсмические данные были получены (конструкция влияет на область наблюдений под землей для получения 1D, 2D или 3D данных). Существуют также и четырехмерные (4D) сейсмические данные, полученные путем объединения трехмерных данных, полученных по результатам, по меньшей мере, двух разных съемок, разделенных по времени; при этом время выступает в качестве четвертого измерения. Варианты осуществления заявленного изобретения, проиллюстрированные в настоящем документе, применимы к 3D-данным, но раскрытый в этой заявке способ в равной степени применим к одномерным, двухмерным и четырехмерным сейсмическим данным.

Следует иметь в виду, что сейсмические данные (125) и (145), а также первая (130) и вторая (150) обновленные атрибутивные модели геологической среды, представляют собой совокупность упорядоченных данных, отображающих реальную природную среду, которая содержит реальные осязаемые объекты. Сейсмические данные (125) и (145), а также первая (130) и вторая (150) обновленные атрибутивные модели геологической среды, могут быть доступны или нет человеческому восприятию путем отображения на дисплее электронного устройства или в виде печатного документа, в зависимости от реализуемого конкретного варианта осуществления заявленного изобретения. Сейсмические данные (125) и (145), а также первая (130) и вторая (150) обновленные атрибутивные модели геологической среды, в проиллюстрированных вариантах осуществления настоящего изобретения не отображаются, а анализируется без визуального представления.

Тем специалистам в данной области техники, которые оценили преимущества настоящего изобретения, должно быть также очевидно, что описанный выше аспект раскрытого в настоящем документе способа реализуется машинно. На фиг. 3 концептуально показаны выборочные элементы архитектуры аппаратного и программного обеспечения вычислительного устройства (300), который может быть использован в некоторых аспектах настоящего изобретения. Вычислительное устройство (300) содержит процессор (303), коммуникативно связанный с запоминающим устройством (306) по каналу (309) передачи данных.

Процессор (303) может представлять собой любой пригодный для использования процессор или блок процессоров, известных в данной области техники. Профильным специалистам должно быть понятно, что в различных вариантах осуществления настоящего изобретения предпочтительно использовать определенные типы процессоров, в зависимости от известных деталей, связанных с их практической реализацией. В процессе проектирования обычно учитываются такие факторы, как вычислительные возможности, скорость обработки данных, стоимость и энергопотребление, которые сильно зависят от сферы реализации процессоров. Благодаря их распространенности в данной области техники, эти факторы могут быть без труда учтены профильными специалистами, которые оценили преимущества настоящего изобретения. Соответственно, тем специалистам в данной области техники, которые оценили преимущества настоящего изобретения, должно быть очевидно, что процессор (300) теоретически может представлять собой электронный микроконтроллер, электронный контроллер, электронный микроконтроллер, электронный микропроцессор, блок электронных процессоров или соответствующим образом запрограммированная специализированная заказная интегральная схема (ASIC), программируемая логическая интегральная схема типа FPGA или графический процессор (GPU). В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть также использованы некоторые сочетания процессоров этих

- 6 032008 типов.

Однако специалистам в данной области техники должно быть также очевидно, что массивы данных, такие как сейсмические данные (125) и (145), являются довольно объемными, и что процесс обработки данных, описанный в настоящем документе, требует большого объема вычислений. Соответственно, к обычным вариантам реализации процессора (300) относятся блоки, содержащие множество электронных процессоров, которые распределены по множеству совместно работающих вычислительных устройств. Один из таких вариантов реализации описан ниже. Эти факторы аналогичным образом влияют на реализацию запоминающего устройства (306) и канала (309) передачи данных.

Запоминающее устройство (306) может представлять собой жесткий диск, и/или оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), и/или устройство хранения данных со съёмным носителем, такое как гибкий магнитный диск (312) и/или оптический диск (315). Запоминающее устройство (306) содержит ряд закодированных программных компонентов. К таким компонентам относятся: операционная система (318) (ОС); приложение (321); структуры ((324) и (327)) данных, включая сейсмические данные (125) (DATA₁), (145) (DATA2); и первая (130) (FUM) и вторая (150) (SUM) обновленные атрибутивные модели геологической среды. Запоминающее устройство (306) может быть распределено по множеству вычислительных устройств, как это было описано выше.

Как и в случае с процессором (300). конструктивные ограничения, связанные со сферами реализации, могут влиять на конструкцию запоминающего устройства (306) в каждом конкретном варианте осуществления настоящего изобретения. Например, как было отмечено выше, описываемый способ оперирует объемными массивами данных, и эту проблему можно решить путем использования запоминающих устройств большой ёмкости различных типов, таких как избыточный массив независимых дисков (RA1D). В данной области техники известны и иные типы ЗУ большой ёмкости, которые могут быть использованы вместо или в дополнение к устройствам RA1D. Как и в случае с процессором (303), такие факторы постоянно присутствуют в процессе проектирования, и специалисты в данной области техники, которые оценили преимущества заявленного изобретения, смогут без труда находить между ними баланс с учетом проектных ограничений, связанных со сферами их реализации.

Процессор (303) работает под управлением ОС (318) и исполняет приложение (321) по каналу (309) передачи данных. Этот процесс может быть инициирован автоматически, например, после пуска или после подачи команды пользователем. Пользовательская команда может быть подана непосредственно через интерфейс пользователя. Для этого вычислительная система (300) проиллюстрированного варианта осуществления настоящего изобретения также использует пользовательский интерфейс (342).

Пользовательский интерфейс (342) содержит программное обеспечение (345) интерфейса пользователя (UIS) и дисплей (340). Он может также содержать периферийные устройства ввода-вывода (I/O), такие как кнопочная панель или клавиатура (355), мышь (355) или джойстик (360), что зависит от сферы его применения и не имеет отношения к описываемому способу. Например, в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения можно отказаться от периферийных устройств I/O, если дисплей (340) снабжен сенсорным экраном. Соответственно, раскрытый в настоящем документе способ открывает широкие возможности в отношении этого аспекта вычислительной системы (300) и допускает любые варианты его практической реализации, известные в данной области техники.

Кроме того, не предъявляется требование к тому, чтобы функционал вычислительной системы (300), описанной выше, был обязательно реализован так, как это описано в настоящем документе. Например, приложение (321) может быть реализовано в другом программном компоненте, таком как программа-агент или утилита. Функциональные возможности приложения (321) не требуют объединения в единый компонент, и могут быть распределены между двумя или более компонентами. Подобным же образом, структуры (324) и (327) данных могут быть реализованы с использованием любых пригодных структур данных, известных в данной области техники.

Как и в случаях с процессором (303) и запоминающим устройством (306), реализация канала (309) передачи данных варьируется в зависимости от варианта его применения. Если вычислительная система (300) установлена на одном вычислительном устройстве, то канал (309) передачи данных может представлять собой, например, систему шин этого вычислительного устройства; или же, если вычислительная система (300) реализована на множестве вычислительных устройств, объединенных в сеть, то канал (309) передачи данных может представлять собой проводную или беспроводную линию связи между отдельными вычислительными устройствами. Таким образом, реализация канала (309) передачи данных в значительной мере зависит от конкретного варианта осуществления настоящего изобретения, что станет понятно любому специалисту в данной области техники, который ознакомится с заявленным изобретением.

Некоторые части подробного описания настоящей заявки представлены через программнореализованный процесс, предусматривающий символическое отображение операций с битами данных в памяти вычислительной системы или вычислительного устройства. Эти описания и отображения являются средствами, которые используются специалистами в данной области техники для максимально эффективной передачи сути их работы другим профильным специалистам. Процесс и операции требуют физических манипуляций физическими величинами, которые физически преобразуют конкретную ма

- 7 032008 шину или систему, на которой выполняются эти манипуляции, или на которых хранятся результаты таких манипуляций. Как правило, хотя и не обязательно, эти величины принимают форму электрических, магнитных или оптических сигналов, которые можно сохранять, передавать, объединять, сравнивать, или которыми можно манипулировать каким-либо иным образом. Иногда признается целесообразным обозначать эти сигналы, в первую очередь ввиду их повсеместного использования, как биты, значения, элементы, символы, разряды, термины, числа и т.п.

Необходимо иметь в виду, что все эти и иные подобные термины должны соответствовать конкретным физическим величинам, а не представлять собой просто первые попавшиеся обозначения, примененные к этим величинам. Если специально не указано или явным образом не оговорено иное, по всему настоящему документу эти описания относятся к действиям или процессам, выполняемым электронным устройством, которое управляет данными, а также преобразует эти данные, представленные в виде физических (электронных, магнитных или оптически) величин, хранящихся в памяти электронного устройства, в другие данные, аналогичным образом представленные в виде физических величин в памяти, передаваемой информации или на устройствах отображения. Примерами, обозначающими такое описание, служат, помимо прочего, такие термины как обработка данных, вычисление, расчет, определение, отображение и т.п.

Кроме того, реализация функциональных возможностей программного обеспечения трансформирует вычислительное устройство, на котором они реализуются. Например, сбор данных будет физически изменять содержимое памяти по мере последующей обработки этих данных. Физическое изменение представляет собой физическую трансформацию в том смысле, что оно изменяет физическое состояние памяти вычислительного устройства.

Следует также иметь в виду, что программно-реализованные аспекты настоящего изобретения обычно закодированы на каком-либо носителе для хранения программ, или, в альтернативном варианте, реализованы через некий канал передачи данных. Носитель для хранения программ может быть магнитным (например, гибкий магнитный диск или жесткий диск) или оптическим (например, постоянное запоминающее устройство на основе компакт-диска или CD ROM), и может представлять собой постоянное запоминающее устройство или запоминающее устройство с произвольной выборкой. Подобным же образом, канал передачи данных может представлять собой витые пары, коаксиальный кабель, оптоволокно или любой иной пригодный для использования канал передачи информации, известный в данной области техники. Настоящее изобретение не ограничено только этими аспектами реализации.

Специалистам в данной области техники понятно, что двухэтапный процесс построения атрибутивной сейсмической модели геологической среды является частью более широкого процесса, охватывающего сбор сейсмических данных (125) и (145), их предварительную и окончательную обработку, а также анализ уже обработанных данных. Для обеспечения глубокого понимания раскрытого в настоящей заявке способа двухэтапный процесс построения атрибутивной сейсмической модели геологической среды будет раскрыт в таком варианте осуществления настоящего изобретения, который является неотъемлемой частью более широкого процесса. Однако следует иметь в виду, что в описании процесса обработки данных, представленном ниже, используются синтетические, а не реальные данные.

Как было указано выше, один из подходящих способов сбора данных описан в заявке на выдачу патента США № 13/327,524. Отдельные части этой заявки будут воспроизведены в несколько модифицированном виде с тем, чтобы обеспечить лучшее понимание этого способа. Одна из таких модификаций заключается в замене термина зумерный, который был использован в описании, представленном выше, терминами монохроматический и почти монохроматический. Однако в других вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть использованы и иные способы сбора данных при условии, что они обеспечивают получение одночастотных сейсмических данных и/или сейсмических данных свипирования в узкой полосе так, как это описано выше.

На фиг. 4 проиллюстрирована схема проведения морских сейсморазведочных работ, во время которых может быть реализовано настоящее изобретение. В некоторых вариантах осуществления заявленного изобретения сейсморазведочные работы будут проводиться в океане (400) над точкой вскрытия геологической среды (426), представляющей интерес, которая залегает под морским дном (425). Судно (410) держится на поверхности (420) океана. В системе сейсморазведки судно (410) может тянуть за собой два и более источника (450) низкочастотных зуммерных сигналов и/или узкополосных источников качающейся частоты, каждый из которых содержит приемник или датчик (не показан), предназначенный для регистрации волнового поля, излучаемого таким источником. Они представляют собой узкополосную, низкочастотную часть одного из вариантов реализации этой системы сейсморазведки.

В одном из конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения зуммерный или узкополосный источник реализован в виде источника, заявленного и раскрытого в заявке на выдачу патента США № 8,387,744, содержание которой включено в настоящий документ посредством ссылки. Однако заявленный способ не ограничен сбором данных с помощью именно этого конкретного источника. В альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения могут быть использованы и другие источники при условии, что они способны обеспечить сбор зуммерных данных и данных узкополосного свипирования, как это было описано выше.

- 8 032008

На рисунке показано, что низкочастотные источники (450) буксируются судном на большей глубине; и в некоторых вариантах реализации заявленного изобретения каждый из них будет тянуться на глубине, соответствующей его частотному диапазону так, чтобы паразитное отражение, обусловленное поверхностью, максимально усиливало нисходящий сигнал. Таким образом, чем глубже глубина буксирования, тем ниже частота одночастотного источника или узкополосного источника качающейся частоты. Обратимся, например, к заявке на выдачу патента США № 12/291,221 или патенту на изобретение США №s. 7,257,049, где описано соотношение между глубиной и частотой сбора данных. Для источников некоторых типов доступный частотный диапазон с повышением глубины смещается вверх, например, потому, что повышение давления воды увеличивает резонансную частоту источника. Таким образом, в других вариантах осуществления настоящего изобретения источники более низкой частоты будут буксироваться на более мелких глубинах, несмотря на то, что это может вызвать ослабление паразитного отражения, обусловленного поверхностью.

Возможны самые разные варианты реализации этой системы сбора данных, которые могут быть без труда разработаны любым специалистом в данной области техники. Описываемая система сейсморазведки может регистрировать 2D-, 3D- или 4D-данные. Варианты схемы размещения или количества судов также станут очевидны специалистам в данной области техники после ознакомления с отличительными признаками настоящего изобретения. Низкочастотная съемка в узкой полосе может проводиться одновременно с обычной широкополосной съемкой на более высоких частотах, или в виде отдельной съемки, или в виде множественных отдельных съемок. В альтернативном варианте низкочастотная узкополосная съемка может быть использована в дополнение к предварительно проведенной широкополосной съемке на более высокой частоте так, чтобы исходные данные были повторно обработаны с использованием дополнительных низкочастотных данных, или так, чтобы сначала могли быть получены данные узкополосной низкочастотной съемки, а затем - данные обычной широкополосной съемки на более высокой частоте.

Низкочастотные источники (450) могут работать в непрерывном режиме. Каждый из низкочастотных источников может работать на одной частоте, или циклически менять две (или более) дискретные частоты (зуммерные низкочастотные источники), или осуществлять свипирование в узком диапазоне низких частот, подкрепляющим диапазон частот, генерируемых широкополосными источниками (узкополосными источниками качающейся частоты). Источники могут работать для генерирования волн постоянной амплитуды или амплитуды, изменяющейся в сторону снижения или увеличения.

Один или несколько массивов низкочастотных зуммерных данных, один или несколько массивов данных узкополосного свипирования и один или несколько массивов обычных широкополосных данных могут быть получены в любом порядке. В частности, они могут собираться последовательно, или чередоваться в пределах взрывной линии, или собираться одновременно и разделяться любым стандартным способом, известным в данной области техники, или собираться с комбинированием любых из указанных способов. Один или несколько из таких массивов данных могут содержать морально устаревшие данные, полученные ранее для иных целей.

Следует отметить, что для наглядности представленное в настоящем документе описание относится, главным образом, к проектированию морских сейсморазведочных работ. Тем не менее, специалисты в данной области техники, которые оценили преимущества настоящего изобретения, могут без труда понять, как можно модифицировать описанный способ под сейсморазведку, проводимую на поверхности земли или в переходной зоне.

Принципы проектирования обычной съемки с использованием пневмоизлучателей хорошо известны и не описаны в настоящем документе.

Полноволновая инверсия обычно характеризуется инвертированием данных в узком диапазоне частот или по множеству дискретных частот - от низких до высоких. Один из алгоритмов выбора частот представлен в работе Сирга и Пратта (Sirgue & Pratt) (2004). Эта ссылка означает, что для описанной схемы сейсморазведочных работ частоты должны выбираться таким образом, чтобы каждая последующая частота соотносилась с предыдущей в соотношении примерно 1:2. Согласно оному из подходов теоретически оптимальное соотношение между следующими друг за другом частотами может быть выражено следующим образом:

где о - максимальное смещение, d- глубина объекта разведки.

В этой связи рассмотрим пример с максимальным смещением в 20 км и глубиной залегания объекта разведки в 6 км. Тогда:

Итак, если начать с частоты 1,4 Гц и следовать указаниям, представленным выше, то следующая частота будет равна 2,72 Гц, за которой следует частота 5,28 Гц, и т.д. Последняя частота, вероятно, на- 9 032008 ходится в пределах диапазона, предлагаемого обычными источниками, такими как пневмоизлучатели; и поэтому в данном случае будет использовано только две частоты источника с регулируемой частотой: 1,4 и 2,72 Гц. В этом примере следующая частота должна быть равна 5,28 Гц, но такая частота присуща данным, которые могут быть собраны с использованием обычных широкополосных источников, и поэтому для получения данных на такой частоте можно не задействовать низкочастотный источник. На практике может оказаться целесообразным проявить определенный консерватизм и получить больше частот, ниже тех, которые предлагают пневмоизлучатели, но этот пример, тем не менее, показывает, что в реальности может потребоваться лишь пара частот.

Таким образом, в этом примере может быть использовано два (или более) зуммерных источника, работающих на частотах 1,4 и 2,72 Гц, соответственно. В других вариантах осуществления настоящего изобретения может быть использован одиночный зуммерный источник, одновременно работающий на первой и второй гармонике, 1,4 и 2,8 Гц; или же одиночный источник может переходить с частоты 1,4 Гц на частоту 2,72 Гц и обратно. Как показано на фиг. 1 и 2, каждый из этих двух массивов зуммерных сейсмических данных может быть использован на этапе 1 описываемого процесса (в порядке возрастания частоты на стадии (205)) с использованием обновленной атрибутивной модели геологической среды по результатам первой инверсии FWI данных частотой 1,4 Гц в качестве исходной атрибутивной модели геологической среды для второй инверсии FWI данных частотой 2,72 Гц.

В предыдущем параграфе был описан зуммерный сбор данных. Сбор данных с узкополосным свипированием ближе к получению данных обычным способом с использованием источника с регулируемой частотой; при этом основное отличие между ними заключается в том, что при сборе данных с узкополосным свипированием нет необходимости в качании частоты в широком диапазоне для получения интерпретируемого сейсмического изображения по полученным данным. Вместо этого данные оптимизируются с целью получения адекватного отношения сигнал - шум для полноволновой инверсии. Таким образом, частота может качаться в диапазоне 2-8 Гц, две октавы. Минимально допустимая ширина полосы для получения интерпретируемого изображения составляет около 3 октав.

Кроме того, может оказаться целесообразным искажать частоты зуммерных источников для предотвращения нежелательных помех на частоте гармоник между сейсмическими источниками. Например, если теоретически допускается применение источников, испускающих волны частотой 1,0 и 2,0 Гц, то вместо этих частот предпочтение должно отдаваться использованию частот 0,9 и 2,1 Гц во избежание конфликта по частоте одного источника со второй гармоникой другого источника. Опционально может быть повышен выход гармоник или субгармоник зуммерного или узкополосного источника, а сами гармоники и субгармоники могут быть использованы в качестве дополнительных зуммерных источников. Итак, например, один источник может одновременно генерировать волны частотой 1,4 и 2,8 Гц.

В данном конкретном варианте осуществления настоящего изобретения проводится комплексная съемка, хотя в некоторых вариантах реализации заявленного изобретения может быть предусмотрено разделение широкополосной съемки и узкополосной съемки на низких частотах. Обычная съемка может проводиться в соответствии с общепринятой практикой. Если пневмоизлучатели испускают акустические волны с фиксируемой интенсивностью на частоте, к примеру, 2,8 Гц, т.е. на максимальной частоте, доступной низкочастотным источникам, то может оказаться целесообразным немного скорректировать время каждого взрыва таким образом, чтобы волновая составляющая 2,8 Гц сигнала пневмоизлучателя была рассчитана по времени так, чтобы она совпадала по фазе с волнами, которые генерируются низкочастотным источником или источниками сигналов частотой 2,8 Гц. Обратите особое внимание на то, что это может потребовать задержки или опережения времени взрыва на 1,4 с. В альтернативном варианте может быть скорректирована скорость судна, чтобы пневмоизлучатели достигали местоположения пунктов взрыва точно в требуемый момент времени во время циклической работы одночастотного источника. Следует иметь в виду, что энергия акустического сигнала, генерируемого пневмоизлучателями, резко падает на низких частотах, и поэтому у низкочастотных источников, работающих на более низких частотах, вероятность возникновения каких-либо нежелательных помех существенно уменьшается.

Узкополосные источники качающейся частоты могут работать автономно или одновременно. Узкополосные источники качающейся частоты могут работать в непрерывном или прерывистом режиме. Каждый узкополосный источник качающейся частоты регистрирует сигнал, который он испускает, и эта информация затем используется при выполнении полноволновой инверсии. Приемники могут осуществлять запись в непрерывном режиме. В некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения в непрерывном режиме также записывается местоположение всех приемников.

Зуммерные данные и данные узкополосного свипирования регистрируются, а затем передаются в вычислительный центр обычным образом. Эта операция обычно включает в себя запись сейсмических данных на электромагнитный носитель определенного типа, такой как магнитная лента (460) или цифровое запоминающее устройство (не показано). Магнитная лента (460) может быть передана в вычислительный центр (470), например, наземным транспортом; или же сейсмические данные могут передаваться через спутник (480).

Вычислительный центр (470) обычно содержит вычислительную систему, более мощную в сравнении с аналогичной системой, имеющейся на борту судна (410). Место, где осуществляется процесс обра- 10 032008 ботки данных, описанный в настоящем документе, не имеет значения. Теоретически обработка информации может выполняться на судне (410) или, в сущности, в любом другом месте. Однако обработка данных требует большого объема вычислений, и поэтому обычно требуются более мощные вычислительные системы, чем те, которые предусмотрены на исследовательских судах.

Часть примера реализации вычислительной системы (500) показана на фиг. 5. Вычислительная система (500) объединена в сеть, но такое объединение в сеть не является обязательным требованием. В альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения может быть использована, например, гибридная одноранговая архитектура или некое сочетание гибридной архитектуры с клиент-серверной архитектурой. Размеры и географические рамки вычислительной системы (400) не имеют значения для практической реализации заявленного изобретения. Размеры и масштабы могут варьироваться в пределах от всего пары машин, объединенных в локальную сеть (LAN), которые помешаются в маленькую комнату, до многих сотен или тысяч машин корпоративной вычислительной системы, распределенных по всему миру.

На проиллюстрированном фрагменте вычислительная система (500) содержит сервер (510), запоминающее устройство (520) большой емкости и рабочую станцию (530). Каждый из этих компонентов может быть реализован аппаратно обычным образом. В альтернативных вариантах осуществления настоящего изобретения вычислительные устройства, используемые для комплектации вычислительной системы (500), могут варьироваться. Специалистам в данной области техники также понятно, что вычислительная система (500), и даже эта ее проиллюстрированная часть, может быть намного более сложной. Однако в таких случаях добавляются стандартные компоненты, которые не показаны и не описаны, чтобы не затруднять понимание заявленного предмета изобретения.

На фиг. 5 показано, что приложение (321) находится на сервере (510), тогда как структуры (324) и (327) сейсмических данных (125) и (145), а также атрибутивные модели (130) и (150) геологической среды, хранятся на запоминающем устройстве (510) большой емкости. Это только один из вариантов размещения программных компонентов, и заявленный способ не зависит от такой схемы расположения. Хотя в конкретных вариантах осуществления настоящего изобретения опасения в отношении качества функционирования системы в определенных местах можно уменьшить, в каком-либо ином смысле расположение программных компонентов не имеет значения.

Принцип действия этого конкретного варианта реализации заявленного изобретения проиллюстрирован применительно к синтетическим данным. Синтетические данные выводятся по двухмерной синтетической модели (600) геологической формации, показанной на фиг. 6. Эта модель снабжена шкалой измеренного в метрах расстояния (X) по горизонтальной оси (х) и шкалой измеренной в метрах глубины (Z) по вертикальной оси (у). Обратите внимание на круглую неоднородность по центру. В соответствии с общепринятой практикой линейка (620) скорости расположена справа.

Высокоскоростная аномалия (610) эллиптической формы толщиной 1500 м, располагаясь по центру на глубине 5000 м, встроена в исходный 1D градиент скорости, который повышается с постоянных 1500 м/с в нижней части модели до 5500 м/с в ее верхней части. Модель дискретизируется на сетке с Dx = Dz = 100 м, и перекрывает расстояние 46 100 м по фронту и 10 000 м по вертикали. Восемнадцать треугольников в верхней части указывают на приблизительную геометрию системы наблюдений во время проведения эксперимента, имитируя 422 донных приемника, равномерно распределенных по модели на расстоянии 100 метров друг от друга на глубине 1500 м. Через каждые 100 метров расположены смоделированные источники, которые буксируются на глубине 30 метров ниже верхней части модели.

Пользователь (540) вызывает приложение (321) с рабочей станции (530) для выполнения определенной последовательности (700) операций, показанной на фиг. 7. Специалистам в данной области техники понятно, что сейсмические данные (125) и (145) могут быть подвергнуты предварительной обработке для подготовки этих данных к последующей обработке. Такая предварительная обработка описана, например, в патенте на изобретение США № 7,725,266 и в заявке на выдачу патента США № 13/327,524. Тип и объем предварительной обработки может варьироваться в зависимости от варианта реализации заявленного изобретения, что станет очевидно специалистам в данной области техники после ознакомления с отличительными признаками настоящего изобретения.

Первый этап начинается с одномерной скоростной модели (710), по которой технологический процесс (700) выполняет полноволновую инверсию (720) в частотной области (FWI_f) ряда дискретных частот с использованием истинной формы (712) импульса зуммерного источника низких частот, зарегистрированной источником или вблизи источника, и зуммерных данных (711), зарегистрированных приемниками. В проиллюстрированном варианте реализации зуммерные данные (711) получены на частоте менее примерно 2 Гц, а именно, на частоте. 1,51 Гц. За счет использования зуммерных данных (711) известного источника на этих низких частотах решается одна из проблем, связанных с FWI, а другая проблема минимизируется: форма (712) импульса источника известна, а исходная скоростная модель не обязательно должна быть абсолютно точной из-за наличия низкочастотных данных, нивелирующих нелинейность обратной задачи.

Сначала следует получить исходную скоростную модель (710), используя какой-либо иной метод. Эта модель может быть морально устаревшей, или же она может быть получена специально для реали

- 11 032008 зации описываемого способа. Этот иной метод, с помощью которого рассчитывается такая модель, обычно представляет собой томографию на отражённых волнах, хотя он может быть простым, как одномерный градиент скорости. Исходная скоростная модель (710) в проиллюстрированном варианте осуществления настоящего изобретения показана на фиг. 8 и представляет собой одномерную скоростную модель.

Сейсмические данные, по которым обновляется скоростная модель (710), как это описано выше, выводятся устройством, работающим в одночастотном зуммерном режиме, который генерирует известную форму импульсов источника для малого числа низких (<<10) частот. Форма импульса источника массива зуммерных синтетических данных, сгенерированных синтетической моделью (600) по фиг. 6 на частоте 1,51 Гц, показана на фиг. 9. На фиг. 10 показана фаза зуммерных данных, сгенерированных в истинной скоростной модели по фиг. 6 для всех источников и приемников. Следует иметь в виду, что эллиптическая форма фазовых изображений вблизи центра фигуры обусловлена наличием эллиптической скоростной аномалии (610), отображающей данные, которые полноволновая инверсия пытается совместить.

Синтетические данные в этой модели были рассчитаны с использованием, как зуммерного свипирования на частоте 1,51 Гц, так и узкополосного источника качающейся частоты в диапазоне 2-8 Гц, который будет описан ниже. Данные были смоделированы с использованием псевдоаналитического приближения к волновому уравнению акустических волн, как это описано Дж. Т. Этгеном и С. БрандбергомДалем в работе Псевдоаналитический метод: Применение псевдо-лапласианов к распространению акустических и анизотропных акустических волн (J.T. Etgen & S. Brandberg-Dahl, The Pseudo-Analytical Method: Application of Pseudo-Laplacians to Acoustic and Acoustic Anisotropic Wave Propagation), представленной на 79-ой ежегодной международной конференции Международного геофизического общества (SEG) в 2009 году (расширенные тезисы, стр. 2552 - 2556), а также в патенте на изобретение США № 8,296,069, выданного 23 октября 2012 года. Данные моделировались с использованием граничных условий свободной поверхности и регистрировались в течение, максимум, 65 с. Данные также моделировались с помощью узкополосного источника качающейся частоты и регистрировались в течение, максимум, 56 секунд.

Инверсия (720) FWI_f выполняется способом, раскрытым в патенте на изобретение США № 7,725,266, который идентичен способу, предложенному Сиргом и Праттом (Sirgue & Pratt (2004)). В этом способе используется многомасштабный подход. Иными словами, сейсмические данные (125) разбиваются по масштабу, - где данные более крупного масштаба обычно представлены более низкими частотами, -что облегчает их сопряжение в нелинейной обратной задаче обновления скоростной модели, требующей повторения счётных операций. Этот способ постепенно сопрягает разные компоненты сейсмических данных (125), постепенно повышая разрешение наших скоростных моделей распространения сейсмических волн за счет перехода от более простых компонентов к более сложным и от более крупных к более мелким.

Используя исходную скоростную модель (710) и сейсмические данные (125) одной низкой частоты, как это описано выше, в ходе технологического процесса (700) осуществляются множественные итерации (735) полноволновой инверсии (720) FWI_f в частотной области с целью обновления скоростной модели (710). Обычно количество частот варьируется в пределах от 1 до 10. В проиллюстрированном варианте осуществления настоящего изобретения эта инверсия (720) FWI_f выполняется путем решения прямой задачи способом конечных разностей во временной области, раскрытого в патенте на изобретение США № 7,725,266.

Первая обновленная скоростная модель (740) по данному конкретному варианту реализации заявленного изобретения, полученная по завершении итераций (735), показана на фиг. 11. Первый этап технологического процесса обработки данных, описанный выше, выполняется в частотной области. В данном конкретном варианте осуществления настоящего изобретения инверсия FWI_f параметризирована для инвертирования только фазы одночастотных, или зуммерных, данных. На фиг. 11 представлен результат десяти итераций FWI_f. Хотя в исходной одномерной скоростной модели, которая предположительно не должна существенно изменяться, и имеются некоторые вариации, результат FWI_f достигает своей цели по восстановлению низкочастотной оценки эллиптической скоростной аномалии по центру модели. В других вариантах реализации заявленного изобретения обновленная модель (740) будет затем использована в качестве исходной модели (710) для проведения дополнительной инверсии (720) FWI_f нескольких других (<<10) форм (712) импульса низкочастотного зуммерного источника и низкочастотных зуммерных данных (711).

Результат первого этапа только что описанного технологического процесса дополнительно проиллюстрирован на фиг. 12 и 13, на которых представлен одномерный срез скоростной модели в точке X = 23,0 км, который проходит примерно через центр, как самой модели, так и аномалии. На фиг. 12 показана истинная модель (600) и результат (1200) после одной итерации инверсии FWI_f. Результат (1200) отображается исходной моделью (710), и поэтому отдельно не показан. На фиг. 13 показан результат (740) после десяти итераций инверсии FWI_f, (отображающий версию истинной модели (600), пропущенную через ФНЧ), истинная модель (600) и исходная модель (710). Полноволновая инверсия зуммерных (<4

- 12 032008

Г ц) данных в частотной области позволяет инверсии FWIf восстановить скоростную модель, которая, не являясь при этом полностью истинной моделью, не могла бы быть восстановлена по той же исходной модели, если бы были использованы данные более высокой временной частоты (например, > Гц, что типично для сейсмических данных, получаемых с помощью пневмоизлучателей).

На этом этапе проиллюстрированный вариант реализации заявленного изобретения отходит от общепринятой практики, в соответствии с которой проводятся дальнейшие итерации инверсии (720) FWI_f с получением из обычных данных требуемых дискретных частот, Здесь, как и на первом этапе, описываемый способ дополнительно использует атрибут данных, как это описано выше, с известной выходной формой импульса источника. Используя известную форму импульса узкополосного источника качающейся низкой частоты и сейсмические данные свипирования, данный конкретный вариант осуществления настоящего изобретения позволяет выполнить следующую полноволновую инверсию во временной области, итерационно обновляя скоростную модель без необходимости инвертирования формы импульса источника.

Волновая инверсия во временной области (т.е. FWI_t фактически инвертирует множество частот одновременно, как это описано А. Брендерсом и другими авторами в работе Сравнение трехмерной волновой инверсии во временной и частотной области: Преимущества и оценка стратегии использования широкополосных дискретных частот, расширенные тезисы технической программы Международного географического общества на 2012 год: с. 1 - 5 (2012 год) / A. Brenders, A., et al, Comparison of 3D Time- and Frequency-Domain Waveform Inversion: Benefits and Insights of a Broadband, Discrete-Frequency Strategy, SEG Technical Program Expanded Abstracts 2012: pp. 1-5 (2012) (Brenders, et al.). Однако волновая инверсия во временной области по-прежнему требуют наличия исходных скоростных моделей во избежание локальных минимумов, связанных с решением нашей нелинейной обратной задачи. Использование зуммерных данных для создания исходной модели путем инверсии FWI_f косвенно реализует многомасштабную стратегию для минимизации вышеупомянутой нелинейности. Включение измеренной формы импульса источника в процесс устраняет одну из основных сложностей при реализации FWIt в том плане, что отпадает необходимость в определении формы импульса источника данных.

Как показано на фиг. 7, первая обновленная скоростная модель (740) используется затем для выполнения второго этапа процесса. Второй массив (750) данных содержит данные узкополосного свипирования, которые были получены на частотах, например, 2-8 Гц и зарегистрированы во временной области. Форма (745) импульса источника данных, использованная в данном конкретном варианте осуществления настоящего изобретения, показана на фиг. 14. После этого данные (750) узкополосного свипирования во временной области, зарегистрированные приемниками, вместе с измеренной формой импульса источника этих данных и первой обновленной скоростной моделью (740) используются через инверсию (755) FWI_t для построения второй обновленной скоростной модели (760) по ряду итерация (765).

Инверсия (755) FWI_t может быть выполнена так, как это описано в указанной работе Брендерса и других авторов. Однако описываемая методика этим не ограничена, и могут быть использованы и другие способы FWIt, известные в данной области техники. Некоторые другие пригодные для использования методы раскрыты в работе А. Пика и других авторов Нелинейная инверсия данных сейсморазведки MOB в горизонтально инвариантной среде, журнал Geophysics, 55, с. 284-292 (2004 год) / А. Pica, et al., Nonlinear Inversion of Seismic Reflection Data in a Laterally Invariant Medium, 55 Geophysics 284-292 (1990); и в работе Р. М. Шипа и С. К. Синха Двухмерная полноволновая инверсия данных морской широкоазимутальной сейсморазведки с буксируемой косой, журнал Geophysical Journal International, 55, с. 325-344 (2002 год) / R.M. Shipp & S. С. Singh, Two-Dimensional Full Wavefield Inversion of Wide-Aperture Marine Seismic Streamer Data: 151 Geophys. J. Int. 325-344 (2002).

Вторая обновленная скоростная модель (760), полученная по результатам инверсии (755) FWIt после семи итераций (765), показана на фиг. 15. Вариации в исходной одномерной скоростной модели были в основном излечены инверсией, благодаря чему по центру модели была получена более четкое изображение скоростной аномалии эллиптической формы, особенно в верхней части и по боковым кромкам. Повышение резкости изображения скоростной аномалии стало следствием выполнения инверсии FWI_t. Инверсия FWI_t обеспечивает эффективное одновременное инвертирование частот в ограниченном широком диапазоне, а за счет добавления всех этих частот в инвертированную скоростную модель сглаживается эффект звона в этой скоростной модели, характерного для одночастного подхода, который используется в алгоритме полноволновой инверсии в частотной области, как это описано в патенте на изобретение США № 7,725,266.

Результат выполнения второго этапа показан на фиг. 16. Эта фигура представляет собой одномерный срез скоростной модели в точке X = 23,0 км, который проходит примерно через центр, как самой модели, так и аномалии. На фиг. 16 показана истинная модель (600), первая обновленная скоростная модель (740) (результат после десяти итераций инверсии FWIf) и результат (1600) после десяти итераций инверсии FWIt, и вторая обновленная модель. Волновая инверсия во временной области дает в результате, как более точное отображение верхнего и нижнего края аномалии, так и более точную общие размеры (величину) самой скоростной модели. И хотя эта скоростная модель не всегда подходит для визуализации изображений (т.е. миграции) сейсмических данных, получаемых с помощью пневмоизлучателей, она

- 13 032008 представляет собой гораздо лучшую исходную модель для последующего анализа скоростей, хоть путем дополнительной волновой инверсии данных более высокой частоты (т.е. пневмоизлучателей), хоть стандартными методами построения скоростных моделей высокоскоростных аномалий.

Способ, раскрытый в настоящем документе, решает одну из неопределенностей применения инверсии со стандартными сейсмическими данными на практике, которая заключается в том, что форма импульса источника является неизвестной переменной. В соответствии с общепринятой практикой решение в отношении неизвестной переменной должно быть частью обратной задачи. Кроме того, и источник, и сейсмические данные обычно не содержат достаточно низких частот (<4 Г ц) для выполнения инверсии FWI так, чтобы можно было достигнуть поставленной цели, априори глубоко не разбираясь в скоростных моделях геологической среды.

Применение FWI с низкочастотными сейсмическими данными с учетом известной формой импульса источника, как это описано выше, решает или, по меньшей мере, смягчает эту проблему.

Кроме того, как было упомянуто выше, посредством инверсии (755) FWI_t по фиг. 7 выполняется одновременное инвертирование частот в более широком диапазоне, что было отмечено в работе Брендерса (Brenders) и других авторов. Это так и есть, поскольку (1) низкочастотная часть скоростной модели уже была получена за счет инверсии FWI_f с зуммерными данными, и (2) известна истинная форма импульса источника, используемого для генерирования наших сейсмических данных. Благодаря итерационному обновлению скоростной модели без необходимости инвертирования формы импульса источника, а также качеству и точности исходной модели, полученной на первом этапе технологического процесса, указанным способом можно получать скоростные модели с данными, как по низким волновым числам, так и по высоким волновым числам.

Нижеуказанные заявки на выдачу патентов и патенты включены в настоящий документ посредством ссылки в отношении содержания их перечисленных частей и для указанных целей, как если бы они были дословно включены в текст настоящего документа.

Заявка на выдачу патента США № 13/327,524 под названием Сейсмосъёмка с использованием узкополосных источников сейсмических сигналов, поданная 15 декабря 2011 года, в лице авторов изобретения Эндрю Брендерса (Andrew Brenders), Джозефа Э. Деллинджера (Joseph A. Dellinger) и других, опубликованная 21 июня 2012 года как патент США № 2012/0155217 и принадлежащая одному и тому же правообладателю в отношении принципов сбора данных, изложенных в абзацах [0024]-[0040], [0054][0059], [0065]-[0088].

Патент на изобретение США № 7,725,266 под названием Система и способы трехмерной волновой инверсии на базе прямого 3D моделирования во временной области, выданный 25 мая 2010 года компании ВР Corporation North America Inc. как правопреемнику авторов изобретения Лорана Сирга (Laurent Sirgue) и других в отношении сущности метода полноволновой инверсии, изложенного [0007]-[0030] в привязке к фиг. 3-5.

Патент на изобретение США № 8,387,744 под названием Морской источник сейсмических сигналов, выданный 05 мая 2013 года компании ВР Corporation North America Inc. как правопреемнику авторов изобретения Марка Харпера (Mark Harper) и других в отношении конструкции и принципа работы одночастотного источника и узкополосного источника качающейся частоты, изложенных в абзацах [0005]-[0021].

Нижеуказанные работы включены в настоящий документ посредством ссылки в отношении содержания их перечисленных частей и для указанных целей, как если бы они были дословно включены в текст настоящего документа.

А. Брендерс и другие, Сравнение трехмерной волновой инверсии во временной и частотной области: Преимущества и оценка стратегии использования широкополосных дискретных частот, расширенные тезисы технической программы Международного географического общества на 2012 год: с. 1-5 (2012 год) / А. Brenders, et al., Comparison of 3D Time- and Frequency-Domain Waveform Inversion: Benefits and Insights of a Broadband, Discrete-Frequency Strategy, SEG Technical Program Expanded Abstracts 2012: pp. 1-5 (2012)).

Л. Сирг и Р. Г. Пратт, Эффективная инверсия с учетом формы импульса и построение изображений: Стратегия выбора временных частот, журнал Geophysics, 69, стр. 231 (2004 год) / L. Sirgue & R. G. Pratt, Efficient Waveform Inversion And Imaging: A Strategy For Selecting Temporal Frequencies, 69 Geophysics 231 (2004); принципы полноволновой инверсии и, в частности, выбора частот изложены на с. 232246.

А. Пика и другие, Нелинейная инверсия данных сейсморазведки MOB в горизонтально инвариантной среде, журнал Geophysics, 55, с. 284-292 (2004 год) / А. Pica, et al., Nonlinear Inversion of Seismic Reflection Data in a Laterally Invariant Medium, журнал Geophysics, 55, 284-292 (1990).

P. M. Шип и С. К. Синх, Двухмерная полноволновая инверсия данных морской широкоазимутальной сейсморазведки с буксируемой косой, журнал Geophysical Journal International, 55, с. 325-344 (2002 год) / R.M. Shipp & S. С. Singh, Two-Dimensional Full Wavefield Inversion of Wide-Aperture Marine Seismic Streamer Data: 151 Geophys. J. Int. 325-344 (2002).

В случае если какой-либо патент, заявка на выдачу патента или иной документ, содержание которо

- 14 032008 го включено в настоящий документ посредством ссылки, вступает в противоречие с настоящим описанием, то преимущественную силу имеет настоящее описание.

Прочие варианты осуществления настоящего изобретения станут очевидными любому специалисту в данной области техники на основе приведенного выше описания и практического применения изобретения. Предполагается, что данное описание и примеры носят исключительно иллюстративный характер; при этом истинный объем и сущность настоящего изобретения определены его формулой, представленной ниже.

Claims (15)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Машинно-реализуемый способ обработки сейсмических данных, включающий в себя выполнение первой полноволновой инверсии по исходной атрибутивной модели геологической среды с использованием данных низкочастотного источника с известной формой импульса и низкочастотных зуммерных сейсмических данных для построения первой обновленной атрибутивной модели геологической среды; и выполнение второй полноволновой инверсии по первой обновленной атрибутивной модели геологической среды с использованием известной формы импульса узкополосного источника качающейся низкой частоты и низкочастотных сейсмических данных свипирования для построения второй обновленной атрибутивной модели геологической среды.
2. 2. Способ по п.1, в котором первая полноволновая инверсия представляет собой полноволновую инверсию в частотной области.
3. 3. Способ по п.2, в котором полноволновая инверсия в частотной области предусматривает решение прямой задачи способом конечных разностей во временной области.
4. 4. Способ по п.2, в котором вторая полноволновая инверсия представляет собой полноволновую инверсию во временной области.
5. 5. Способ по п.1, в котором вторая полноволновая инверсия представляет собой полноволновую инверсию во временной области.
6. 6. Способ по п.1, в котором низкочастотные зуммерные сейсмические данные представляют собой данные, полученные на частоте сейсмических волн менее примерно 4 Гц.
7. 7. Способ по п.6, в котором низкочастотные зуммерные сейсмические данные представляют собой данные, полученные на частоте сейсмических волн менее примерно 1,5 Гц.
8. 8. Способ по п.1, в котором низкочастотные зуммерные сейсмические данные источника с известной формой импульса собираются на менее чем десяти частотах.
9. 9. Способ по п.1, в котором данные узкополосного источника качающейся низкой частоты с известной формой импульса собираются в диапазоне от около 1,5 до около 6 Гц.
10. 10. Способ по п.1, в котором первая полноволновая инверсия пропускает стадию определения истинной формы импульса источника и вторая полноволновая инверсия пропускает стадию определения истинной формы импульса источника.
11. 11. Способ по п.1, в котором первая обновленная атрибутивная модель геологической среды содержит восстановленные низкочастотные данные.
12. 12. Способ по п.1, в котором вторая обновленная атрибутивная модель геологической среды содержит данные как по низким волновым числам, так и по высоким волновым числам.
13. 13. Способ по п.1, в котором низкочастотные сейсмические данные одночастотного источника с известной формой импульса и низкочастотные сейсмические данные узкополосного источника качающихся частот с известной формой импульса содержат общие частоты.
14. 14. Способ по п.1, в котором выполнение второй полноволновой инверсии с использованием данных узкополосного источника качающейся низкой частоты с известной формой импульса предусматривает выполнение второй полноволновой инверсии с физической регистрацией низкочастотных узкополосных данных свипирования с учетом известной формы импульса источника.
15. 15. Способ по п.1, в котором выполнение второй полноволновой инверсии с использованием данных узкополосного источника качающейся низкой частоты с известной формой импульса и низкочастотных сейсмических данных одночастотного источника предусматривает выполнение второй полноволновой инверсии с использованием единого комплексного скаляра, отображающего фазу и амплитуду зуммерного источника.