EA038776B1 - Полноволновая инверсия с учетом геометрии сеймической съемки - Google Patents

Полноволновая инверсия с учетом геометрии сеймической съемки Download PDF

Info

Publication number
EA038776B1
EA038776B1 EA201991314A EA201991314A EA038776B1 EA 038776 B1 EA038776 B1 EA 038776B1 EA 201991314 A EA201991314 A EA 201991314A EA 201991314 A EA201991314 A EA 201991314A EA 038776 B1 EA038776 B1 EA 038776B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
inversion
wave
subsurface
image
full
Prior art date
Application number
EA201991314A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201991314A1 (ru
Inventor
Имтиаз Ахмед
Original Assignee
Бипи Корпорейшн Норт 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 Норт Америка Инк. filed Critical Бипи Корпорейшн Норт Америка Инк.
Publication of EA201991314A1 publication Critical patent/EA201991314A1/ru
Publication of EA038776B1 publication Critical patent/EA038776B1/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
    • G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G01V1/005—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design with exploration systems emitting special signals, e.g. frequency swept signals, pulse sequences or slip sweep arrangements
    • 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. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
    • 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. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/303—Analysis for determining velocity profiles or travel times
    • 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. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
    • 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. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/34—Displaying seismic recordings or visualisation of seismic data or attributes
    • G01V1/345—Visualisation of seismic data or attributes, e.g. in 3D cubes
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06T—IMAGE DATA PROCESSING OR GENERATION, IN GENERAL
    • G06T7/00—Image analysis
    • G06T7/50—Depth or shape recovery
    • G06T7/55—Depth or shape recovery from multiple images
    • 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. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/301—Analysis for determining seismic cross-sections or geostructures
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/30—Analysis
    • G01V1/307—Analysis for determining seismic attributes, e.g. amplitude, instantaneous phase or frequency, reflection strength or polarity
    • 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
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/614—Synthetically generated data
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/62—Physical property of subsurface
    • G01V2210/622—Velocity, density or impedance
    • G01V2210/6222—Velocity; travel time
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/67—Wave propagation modeling
    • G01V2210/679—Reverse-time modeling or coalescence modelling, i.e. starting from receivers

Abstract

Предложен способ для применения в сейсморазведке, который предусматривает получение изображения освещенности ныряющей волны для подземной области по набору сейсмических данных, характеризующих эту подземную область, с учетом выбранной геометрии съемки; усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до некоторого диапазона значений; выполнение взвешенной полноволновой инверсии. Взвешенная полноволновая инверсия дополнительно предусматривает взвешивание градиента полноволновой инверсии с применением усеченной инверсии изображения освещенности ныряющей волны; выполнение полноволновой инверсии с применением взвешенного градиента.

Description

Ссылка на родственные заявки
Согласно настоящей заявке испрашивается приоритет в соответствии с предварительной заявкой на выдачу патента США № 62/429569, поданной 2 декабря 2016 г. Ее раскрытие полностью включено в настоящую заявку посредством ссылки.
Область техники, к которой относится настоящее изобретение
Настоящее изобретение относится к изображению информации сейсмической съемки, и в частности к эффективной работе и использованию вычислительных ресурсов при таком изображении.
Предшествующий уровень техники настоящего изобретения
В настоящем разделе этого документа представлены избранные разделы существующего уровня техники, которые могут быть связаны с различными аспектами настоящего изобретения, описанными и/или заявленными ниже. Эта информация предназначена для лучшего понимания различных аспектов настоящего раскрытия. Таким образом, это является обсуждением предшествующего уровня техники. То, что уровень техники является предшествующим, никоим образом не означает, что он также является известным уровнем техники. Предшествующий уровень техники может быть известным или неизвестным уровнем техники. Настоящее обсуждение следует рассматривать с этой точки зрения, а не как признание известного уровня техники.
Поиск углеводородов часто осуществляют с помощью сейсморазведочных работ. При сейсморазведочных работах акустические сигналы сейсмических частот передают в землю при помощи импульсных источников, свип-источников или других источников энергии. Энергия от этих сигналов распространяется через землю, и структура подземной толщи (толщ) горных пород характерным образом изменяет сигналы и их свойства. Затем сейсмические сигналы частично возвращаются на поверхность земли за счет различных механизмов, например отражения, преломления и пр. Вернувшиеся сигналы получают и регистрируют в виде сейсмических данных.
Поскольку структуры толщ характерными способами изменяют сигналы и их свойства, сейсмические данные характеризуют подземную область, через которую они распространяются. По выявленным характерным изменениям сейсмического сигнала геофизики, как правило, могут делать предположения о структуре подземной области. Анализ, при помощи которого геофизики это делают, в значительной степени зависит от вычислительных ресурсов. Наборы сейсмических данных настолько велики, что не поддаются численным расчетам и анализам вручную, поэтому для решения подобных задач геофизики обращаются к компьютерам. Эти наборы данных насколько велики и их обработка настолько сложна, что большинство численных задач также очень трудоемки с точки зрения вычислений. То есть для этого требуется много вычислительных ресурсов в течение длительного времени.
Одним из аспектов этого процесса является моделирование подземной области, которую исследуют или планируют исследовать. Обычно модели, характеризующие подземную область, строят по сейсмическим или другим данным. Иногда эти данные предварительно собирают для подземной области в форме, например, каротажных диаграмм, геологической информации, геологических моделей и результатов предшествующей сейсмической обработки. В других случаях эти данные являются синтетическими, поскольку они были получены другими способами. Например, синтетические данные могут быть получены в результате реализации компьютером алгоритмов/способов с использованием модели, как описано выше.
Как правило, модели отражают различные свойства подземной толщи горных пород, поэтому их можно называть моделями свойств геологической среды. Обычно эти модели характеризуют конкретное физическое свойство подземной области. Одним из физических свойств, представляющих интерес при таких работах, является скорость, и ее представляют в виде скоростной модели. Скоростная модель - это представление толщи горных пород в геологической среде, которое может быть использовано при анализе сейсмических данных. Для преобразования сейсмических данных в сейсмическое изображение геофизикам необходимо выполнить анализ скоростей геологической среды в разных местоположениях подземной области. Вычисление скоростной модели также трудоемко с точки зрения вычислений, и его правильность и точность напрямую влияют на качество сейсмического изображения.
Другое физическое свойство, представляющее интерес при таких работах - глубина исследования. Глубиной исследования можно считать глубину, на которой полезная информация получена из подземной области в данной съемке для данной координаты по широте и долготе. Она зависит от нескольких широко известных параметров, например расположения источника и приемника, свойств сейсмического сигнала, скорости в геологической среде и пр.
Местоположения источников и приемников, также известные как геометрия съемки, и структура геологической среды могут оказывать значительное влияние на глубину исследования для съемки в целом. Структура геологической среды и взаимодействие сейсмического сигнала со структурой геологической среды могут быть довольно сложными. Они будут отличаться в зависимости от местоположения в пределах подземной толщи горных пород. Поэтому глубина исследования представляет собой не столько цифру, сколько зависимость от ряда факторов, которые будут изменяться в зависимости от местоположения в пределах подземной области. Вычисление глубины исследования обычно тоже трудоемкое, и ее сложно определить однозначно по любому данному набору сейсмических данных.
- 1 038776
Один из способов, применяемых при анализе сейсмических данных, представляет собой полноволновую инверсию (FWI), ее результат представляет собой модель свойств геологической среды, которую применяют для расчета сейсмического изображения. Иногда геофизики также выполняют анализ глубины исследования скоростной модели по полноволновой инверсии - фактору глубины исследования и общей точности сейсмического изображения. Однако полноволновая инверсия трудоемка с точки зрения вычислений.
Как видно из вышеизложенного, такая деятельность является затратной и с точки зрения времени, и с точки зрения вычислений. Поэтому в ходе выполнения сейсморазведочных работ значительные выгоды могут быть получены за счет повышения эффективности работы и использования вычислительных ресурсов. Несмотря на то, что существует множество технических решений, подходящих для этой цели, данная область техники всегда открыта для дальнейших усовершенствований. Поэтому раскрываемое техническое решение будет принято хорошо.
Краткое описание фигур
Прилагаемые фигуры, которые включены в настоящий документ и составляют его часть, иллюстрируют варианты осуществления настоящего изобретения и вместе с описанием служат для пояснения принципов предлагаемого изобретения. На фигурах изображено следующее.
На фиг. 1 представлена последовательность операций в способе технического решения, раскрываемого в настоящем документе.
На фиг. 2 представлена последовательность операций для получения изображения освещенности ныряющей волны в одном конкретном варианте осуществления способа, показанного на фиг. 1.
На фиг. 3А, В показано вычислительное устройство, которое могут использовать для реализации некоторых аспектов технического решения, раскрываемого в настоящем документе.
На фиг. 4 проиллюстрированы некоторые понятия, связанные с получением изображения освещенности ныряющей волны в условиях типичной сейсмической съемки.
На фиг. 5 представлена графическая визуализация типичной скоростной модели, которую могут применять в некоторых вариантах осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 6 представлена графическая визуализация синтетических низкочастотных данных, полученных путем прямого моделирования из скоростной модели, показанной на фиг. 5.
На фиг. 7 представлена графическая визуализация угловых сейсмограмм, полученных путем обратной временной миграции низкочастотных данных, показанных на фиг. 6. Углы раскрытия сейсмограммы увеличиваются на разрезе слева направо.
На фиг. 8А-С представлена графическая визуализация освещенностей ныряющей волны, полученная из угловых сейсмограмм с большими углами, которые показаны на фиг. 7, для максимальных удалений 8, 12 и 15 км соответственно.
На фиг. 9 показан один конкретный вариант осуществления изображения объема освещенности ныряющей волны.
На фиг. 10 представлен градиент полноволновой инверсии, предобусловленный объемом освещенности ныряющей волны, показанным на фиг. 9.
На фиг. 11А, В показаны модифицированные возмущения теста шахматной доски с применением традиционного графа полноволновой инверсии и градиента полноволновой инверсии, предобусловленного освещенностью ныряющей волны согласно техническому решению, раскрываемому в настоящем документе соответственно, причем каждый рисунок демонстрирует два среза куба изображения.
Подробное раскрытие настоящего изобретения
Модели свойств геологической среды, например скоростные модели, построенные с помощью полноволновой инверсии (FWI), могут быть построены с применением сейсмических данных, полученных на больших удалениях и содержащих низкочастотные ныряющие волны. Поскольку первая итерация полноволновой инверсии приблизительно соответствует миграции, раскрываемое техническое решение аппроксимирует влияние выбранной геометрии съемки путем расчета изображения объема освещенности ныряющей волны (DWI) при помощи миграции низкочастотной энергии с большими углами раскрытия. При помощи анализа этого объема изображения освещенности ныряющей волны можно наблюдать относительную силу освещенности в модели, уменьшающуюся с глубиной. Если полноволновая инверсия предобусловлена путем перемножения градиента полноволновой инверсии и объема изображения освещенности ныряющей волны, эту модель можно модифицировать только в пределах сильно освещенных, мелкозалегающих частей модели, за ними в последующих итерациях следуют слабо освещенные, более глубинные части модели. Посредством этого для выбранной геометрии съемки техническое решение заставляет полноволновую инверсию модифицировать модель только там, где данные вероятнее всего будут способствовать решению, уменьшая ее нелинейность.
В частности, в технологическом решении, раскрываемом в настоящем документе, используют объем изображения освещенности ныряющей волны в качестве предобусловливателя для полноволновой инверсии сейсмических данных, зарегистрированных с применением конкретной геометрии съемки. Выше было сказано, что модели свойств геологической среды по полноволновой инверсии наиболее чувствительны к присутствию низкочастотной информации о ныряющих волнах, полученной на больших
- 2 038776 удалениях и зарегистрированной в каждой сейсмограмме общего пункта взрыва. Также выше было сказано, что первая итерация полноволновой инверсии приблизительно соответствует миграции и поэтому влияние выбранной геометрии съемки аппроксимируют путем запуска одной итерации обратной временной миграции (RTM) для каждого местоположения пункта взрыва и суммирования для данной геометрии как при получении изображения. Путем включения только низкочастотной части волнового поля из каждой сейсмограммы общего пункта взрыва, содержащей ныряющие волны, можно аппроксимировать глубину исследования (DOI) полноволновой инверсии для выбранной геометрии съемки.
В данном случае глубину исследования называют объемом изображения освещенности ныряющей волны. При помощи анализа этого объема изображения освещенности ныряющей волны можно наблюдать относительную силу освещенности ныряющей волны в модели свойств геологической среды для конкретной геометрии съемки. Освещенность в разрезе сильнее в мелкозалегающей части модели, и она постепенно ослабевает с глубиной.
С математической точки зрения полноволновая инверсия модифицирует модель свойств геологической среды путем вычисления возмущений скорости по произведению градиента и длины шага и прибавления этих возмущений к начальной модели. Градиент вычисляют для всей модели, но из анализа объема освещенности ныряющей волны известно, что глубина исследования полноволновой инверсии зависит от геометрии съемки, использованной для регистрации сейсмических данных. Чтобы сосредоточить обновление модели только в пределах освещенной зоны, в техническом решении, раскрываемом в настоящем документе, реализована стратегия модификации сверху вниз при помощи предобусловливания градиента полноволновой инверсии путем умножения его на объем изображения освещенности ныряющей волны с тем, чтобы сначала применять модификацию к сильно освещенным мелкозалегающим частям модели, а затем к слабо освещенным, более глубинным частям модели.
Далее приведено подробное описание варианта осуществления^) (иллюстративных вариантов осуществления) предлагаемого изобретения, пример(ы) которого(ых) представлен(ы) на прилагаемых чертежах. Везде, где это возможно, для ссылки на одни и те же или подобные части на чертежах будут использованы одинаковые позиции.
Один конкретный вариант осуществления этого технического решения представлен на фиг. 1, где изображена последовательность 100 операций в способе технического решения. Последовательность 100 операций начинается с первого получения (в блоке 105) изображения освещенности ныряющей волны для подземной области по набору сейсмических данных, характеризующих подземную область и полученных при помощи выбранной геометрии съемки. Изображение освещенности ныряющей волны может быть получено одним из нескольких способов. Например, такое изображение освещенности ныряющей волны может быть создано заранее и заархивировано. В таком случае изображение освещенности ныряющей волны может быть получено путем извлечения его из архивного хранилища. Согласно другим вариантам осуществления освещенность ныряющей волны можно сгенерировать с нуля. Можно применить любой подходящий способ, очевидный для специалистов в данной области техники, понимающих преимущества настоящего раскрытия.
Однако чтобы обеспечить лучшее понимание этого аспекта технологического решения, ниже будет подробно рассмотрен один конкретный вариант осуществления. В этом конкретном варианте осуществления освещенность ныряющей волны генерируют из данных. Тем не менее, следует понимать, что заявленный ниже способ этим не ограничивается. Аналогичным образом в этом конкретном варианте осуществления модель свойств геологической среды представляет собой скоростную модель, но согласно другим вариантам осуществления могут быть использованы модели других атрибутов.
Последовательность 200 операций, при помощи которых может быть получено изображение освещенности ныряющей волны (блок 105 на фиг. 1) согласно одному конкретному варианту осуществления, представлена на фиг. 2. Из описания в настоящем документе специалистам в данной области техники будет понятно, что последовательность операций в значительной степени, а в некоторых вариантах осуществления полностью, реализована на компьютере. В этой связи на фиг. 3А, В представлены примеры вычислительных устройств, при помощи которых могут быть выполнены реализованные на компьютере аспекты этой последовательности 200 операций.
На фиг. 3А показаны отдельные части архитектуры аппаратного и программного обеспечения вычислительного устройства 300. В зависимости от конкретной реализации вычислительное устройство 300 может быть вычислительным устройством общего назначения или специальным вычислительным устройством. Вычислительное устройство 300 предусматривает, по меньшей мере, электронный процессор 303, взаимодействующий с хранилищем 306 по каналам 309 передачи информации.
Электронный процессор 303 может быть любым подходящим процессором или группой процессоров, известных в данной области техники. Специалисты в данной области техники также поймут, что данные и массивы данных, такие как те, которые используют в способе, раскрываемом в настоящем документе, имеют довольно большой объем и что описанная здесь обработка требует большого объема вычислений. Поэтому типичные реализации электронного процессора 303 фактически содержат несколько групп электронных процессоров, распределенных между несколькими согласованно работающими вычислительными устройствами. Один из таких вариантов осуществления описан ниже.
- 3 038776
Хранилище 306 может включать в себя среду для постоянного хранения, такую как магнитный жесткий диск, и/или оперативную память (RAM), и/или съемные носители, такие как оптический диск 315. Хранилище 306 содержит ряд программных компонент, включая операционную систему 312 (OS); приложение 314; скоростную модель 316 (VM), структуру данных, в которой могут храниться низкочастотные сейсмические данные 318 (LFSD); структуру данных, в которой может храниться некоторое количество сейсмограмм 320; структуру данных, в которой может храниться изображение 322. Хранилище 306 также может быть распределено между несколькими вычислительными устройствами, как описано выше.
Так же, как и электронный процессор 303, конструктивные ограничения во всех конкретных вариантах осуществления могут оказывать влияние на конструкцию хранилища 306 в зависимости от конкретной реализации. Например, как отмечено выше, раскрываемый метод работает на объемных массивах данных, что обычно упрощается использованием разных накопителей данных, таких как избыточный массив независимых дисков (RAID). Специалистам в данной области техники известны также другие типы накопителей данных, которые могут быть использованы в дополнение или вместо RAID.
Электронный процессор 303 работает под управлением операционной системы 312 и исполняет прикладную программу 314 с использованием канала 309 передачи информации. Этот процесс может начинаться автоматически, например при запуске, или по команде пользователя. Пользователь может дать команду напрямую при помощи пользовательского интерфейса 324.
Пользовательский интерфейс 324 содержит программу 326 пользовательского интерфейса (UIS) и дисплей 328. Эта система может также предусматривать периферийные устройства ввода/вывода (I/O), такие как кнопочная панель или клавиатура 330 и мышь 332. Такие детали конкретной реализации не имеют значения для раскрываемого здесь технического решения. Например, некоторые варианты осуществления могут не содержать периферийных устройств ввода/вывода, если дисплей 328 оснащен сенсорным экраном. Соответственно раскрываемый здесь метод допускает разные варианты этого аспекта компьютерной системы 300, и могут быть использованы любые обычные реализации, известные в данной области техники.
Кроме того, нет требований, чтобы функциональные возможности описанной выше компьютерной системы 300 были реализованы так, как описано в настоящем документе. Например, прикладная программа 314 может быть реализована в виде других программных компонент, таких как служебный процесс или утилита. Функциональные возможности приложения 314 не обязательно должны быть объединены в одну программную компоненту и могут быть распределены между двумя или более программными компонентами. Таким же образом структуры данных могут быть реализованы с использованием любых подходящих структур данных, известных в данной области техники.
Как и в случае с электронным процессором 303 и хранилищем 306, реализация канала 309 передачи информации будет зависеть от конкретного варианта осуществления. Если компьютерная система 300 установлена на одном вычислительном устройстве, канал 309 передачи информации может быть, например, системой шин этого одного вычислительного устройства. Либо если компьютерная система 300 реализована на множестве объединенных в сеть вычислительных устройств, тогда канал 309 передачи информации может использовать проводную или беспроводную связь между вычислительными устройствами.
Некоторые части представленного здесь подробного описания изложены в терминах программно реализованной процедуры, содержащей символические представления операций над битами данных в памяти компьютерной системы или вычислительного устройства. Эти описания и представления являются средствами, которые специалисты в данной области техники используют для более эффективной передачи сущности их работы другим специалистам в данной области техники. Процедура и функционирование требуют конкретных манипуляций физическими величинами, которые приведут к физическим изменениям конкретного устройства или системы, на которой выполняют эти действия или на которой хранят результаты. Обычно, но не обязательно эти величины принимают форму электрических, магнитных или оптических сигналов, которые можно хранить, передавать, комбинировать, сравнивать или выполнять с ними другие действия. Иногда, особенно в целях широкого использования, считают удобным называть эти сигналы битами, значениями, элементами, символами, термами, числами и т.д.
Однако следует помнить, что все эти и аналогичные термины должны быть связаны с соответствующими физическими величинами и являются просто удобными обозначениями, которые применяют для этих величин. Если в настоящем раскрытии специально не оговорено или из него иным образом не очевидно, эти описания относятся к действиям и процедурам электронного устройства, которое выполняет действия и преобразует данные, представленные в виде физических (электронных, магнитных или оптических) величин в хранилище некоторого электронного устройства, в другие данные, также представленные в виде физических величин в хранилище или на передающих или отображающих устройствах. Типичными терминами в таком описании, среди прочих, могут быть обработка, вычисление, расчет, нахождение, вывод на экран и подобные им.
Кроме того, выполнение функций программного обеспечения изменяет вычислительное устройство, на котором оно происходит. Например, сбор данных будет так же физически изменять содержимое
- 4 038776 хранилища, как и последующая обработка данных. Физическое изменение - это физическое преобразование, которое приводит к изменению физического состояния хранилища данных вычислительного устройства.
Заметим, что программно реализованные аспекты изобретения обычно записывают на некоторый носитель - запоминающее устройство для хранения программ - или реализуют с использованием некоторой среды передачи информации. Запоминающее устройство для хранения программ может быть магнитным (например, жестким диском) или оптическим (например, постоянное запоминающее устройство на компакт-диске или CD-ROM), оно может быть предназначено только для чтения или для неограниченного доступа. Таким же образом среда передачи информации может быть коаксиальным кабелем, витыми парами, оптическим волокном или некоторой другой средой передачи информации, известной в данной области техники. Изобретение не ограничено этими аспектами любых реализаций.
На фиг. 3В изображен пример части компьютерной системы 350, при помощи которой выполняют такую обработку в представленном варианте осуществления. Компьютерная система 350 подключена к (компьютерной) сети, но подключение компьютерной системы 350 к сети не является обязательным требованием. Варианты осуществления могут задействовать, например, одноранговую архитектуру или некоторый гибрид одноранговой и клиент-серверной архитектуры. Для применения настоящего изобретения размеры и местоположение компьютерной системы 350 не существенны. Размеры и местоположение могут изменяться от нескольких устройств локальной сети (LAN), расположенной в одном помещении, до многих сотен или тысяч устройств, распределенных по всему миру в виде корпоративной компьютерной системы.
Проиллюстрированная часть компьютерной системы 350 включает в себя сервер 352, запоминающее устройство 354 и рабочую станцию 356. Кроме того, специалистам в данной области техники будет понятно, что компьютерная система 350 и даже показанная ее часть могут быть гораздо более сложными. Однако такие детали обычны, и мы не будем их обсуждать или демонстрировать, чтобы не затруднять понимание заявленного ниже предмета изобретения.
На фиг. 3В показано, что приложение 314 находится на сервере 352, а скоростная модель 316, низкочастотные сейсмические данные 318, сейсмограммы 320 и изображение 322 находятся на запоминающем устройстве 354. Это только один из способов размещения разных программных компонент, наш способ не зависит от их расположения. Несмотря на то, что в некоторых вариантах осуществления проблемы быстродействия при определенных местоположениях могут быть смягчены, в других случаях местонахождение компонент программного обеспечения значения не имеет.
Раскрываемый здесь способ допускает некоторые изменения в обработке в зависимости от способа сбора данных и реализации конкретных целей для конечного продукта. Специалистам в данной области техники будет очевидно, что, независимо от подхода к обработке, обычно будет существовать некоторый уровень предварительной обработки. Такую предварительную обработку обычно будут использовать в разных вариантах осуществления раскрываемого здесь способа. Однако в силу повсеместности в данной области техники и знакомства специалистов данной области техники с такой предварительной обработкой мы не будем дальше обсуждать ее для сохранения ясности и чтобы не отвлекаться от объекта изобретения, заявленного ниже.
На фиг. 2 и фиг. 3В показано, что пользователь 358 вызывает на рабочей станции 356 приложение 314 для исполнения способа 200. Как было упомянуто выше, предполагается, что скоростная модель 316 уже была создана на момент, когда пользователь 358 запускает способ 200. Скоростная модель 316 представляет собой модель конкретной подземной области, где съемка уже была проведена или съемку планируют. Она создана с применением технических решений, широко известных в данной области техники. В тех вариантах осуществления, где скоростная модель 316 не была сгенерирована заранее, сначала ее генерируют с применением этих широко известных технических решений. Дальнейшее обсуждение этих технических решений, широко известных в данной области техники, будет пропущено ради ясности и с тем, чтобы не затруднять понимание настоящего изобретения.
Скоростная модель 316 сгенерирована из данных (не показаны), характеризующих подземную область. В проиллюстрированных вариантах осуществления эти данные представляют собой сейсмические данные, полученные в предшествующих сейсмических съемках. В других вариантах осуществления для этой цели, вместо или в дополнение к сейсмическим данным, могут использовать другие источники данных, если желательны сейсмические данные. К таким источникам данных можно отнести, например, каротаж, гравиметрические съемки, электромагнитные съемки, геологические исследования и пр. Специалисты в данной области техники, понимающие преимущества настоящего раскрытия, могут знать и о других источниках данных, которые могут подходить для этой цели.
Полноволновая инверсия (FWI) сейсмических данных с достаточно низкими частотами и достаточно высоким отношением сигнал-помеха представляет собой одно из технических решений, широко известных в данной области техники, для построения скоростной модели по сейсмическим данным. В одном варианте осуществления полноволновую инверсию начинают с низких частот (самых низких) и затем добавляют все более высокие частоты. Таким образом, модель свойств геологической среды, одно из которых представляет собой скорость, медленно приобретает четкие очертания, когда в ходе повторяю- 5 038776 щихся запусков инверсии постепенно добавляют все более тонкие особенности. Скоростная модель на выходе каждого этапа этой процедуры затем становится начальной моделью для следующего этапа. См.
статью L. Sirgue & R. G. Pratt, Efficient Waveform Inversion and Imaging: A Strategy for Selecting Temporal
Frequencies, 69 Geophysics 231 (2004).
Кроме того, скоростная модель 316 проиллюстрированных вариантов осуществления представляет собой гладкую скоростную модель. В данном случае термин гладкая указывает на то, что скоростная модель была отфильтрована низкочастотным фильтром так, чтобы масштаб длины скоростей был больше длины сейсмических волн в исследовании. Однако такое сглаживание необязательно для осуществления всех вариантов настоящего изобретения. Некоторые другие варианты осуществления могут использовать несглаженную скоростную модель.
На фиг. 2 и фиг. 3А способ 200 начинают с прямого моделирования (в блоке 210) по скоростной модели 316 подземной области для создания набора низкочастотных сейсмических данных 318. В частности, это прямое моделирование известно как прямое моделирование распространения волн туда и обратно. Согласно другим вариантам осуществления прямое моделирование может быть односторонним, что обычно считают менее точным, чем двустороннее моделирование. Однако согласно данному варианту осуществления ссылки на прямое моделирование описывают двустороннее моделирование. Общая концепция двустороннего прямого моделирования по скоростной модели широко известна в данной области техники. Однако настоящее изобретение имеет по меньшей мере два отличия от обычной практики.
Одно отличие состоит в том, что прямое моделирование (в блоке 210) выполняют выборочно с одной или несколькими частными геометриями съемки или местоположениями источников и приемников. Выбор геометрии съемки будет зависеть от варианта осуществления, поскольку глубина исследования полноволновой инверсии зависит от геометрии съемки. В некоторых вариантах осуществления могут оценивать глубину исследования полноволновой инверсии для сейсмической съемки, которая уже была проведена. В этих вариантах осуществления будут использовать фактическую геометрию съемки, развернутую во время съемки. Этот способ также может быть использован для оценки глубины исследования предлагаемой съемки. В таких вариантах осуществления с целью определения наилучшей глубины исследования полноволновой инверсии для изучаемой подземной области могут использовать несколько предлагаемых геометрий съемки.
Второе отличие состоит в том, что моделируемые сейсмические сигналы, которые используют в прямом моделировании (в блоке 210), будут рассчитаны на получение низкочастотных сейсмических данных. Специалистам в данной области техники будет понятно, что сейсмическая съемка или ее прямое моделирование обычно будут включать в себя получение сейсмических данных в некотором диапазоне частот. Например, в одном варианте осуществления используют диапазон частот, охватывающий три октавы, вплоть до представляющих интерес частот, которые позволяют различать структуры в геологической среде с разрешающей способностью в десятки метров. Специалистам в данной области техники также будет понятно, что прямое моделирование является трудоемким с точки зрения вычислений, и ограничение прямого моделирования низкочастотными сейсмическими данными ускорит процедуру прямого моделирования. Способ, раскрываемый в настоящем документе, работает с низкочастотными сейсмическими данными, и поэтому сейсмические сигналы, используемые в прямом моделировании (в блоке 210), могут быть соответственно рассчитаны на снижение суммарных вычислительных затрат на прямое моделирование (в блоке 210).
В рамках настоящего раскрытия термин низкая частота, как правило, означает 2-6 Гц. Теоретически заявленный способ может использовать частоты ниже 2 Гц. Однако в силу признанных геофизических ограничений и аппаратурных проблем сейсмические источники в полевых условиях редко работают на частотах ниже 2 Гц. Заявленный способ может использовать частоты выше 6 Гц, но оценка глубины исследования полноволновой инверсии ограничена этой частотой, и чем выше частота, тем, как правило, меньше оценка глубины исследования полноволновой инверсии.
Следовательно, могут существовать необычные обстоятельства, при которых низкая частота модельных сейсмических данных выходит за диапазон 2-6 Гц. Например, может быть известно, что конкретные сейсмические данные не содержат помех, поэтому могут быть использованы частоты ниже 2 Гц. Таким же образом технология может развиться до такой степени, что в полевых условиях будут легко достижимы частоты ниже 2 Гц. Либо могут изучать малую глубину исследования полноволновой инверсии, в этом случае могут использовать частоты выше 6 Гц. Однако предполагается, что в большинстве вариантов осуществления будут использованы низкие частоты в диапазоне от 2-6 Гц.
В любом случае в контексте низких частот термин приблизительно означает, что численное количественное определение находится в пределах погрешности, допустимой в отрасли. Например, широко известно, что по различным причинам во время съемки могут изменяться настройки аппаратуры и измерения. Таким образом, частота приблизительно 2 Гц включает в себя частоты не точно равные 2.0 Гц, а частоты, которые несколько отличаются в пределах допустимой погрешности. Таким же образом частотный диапазон приблизительно 2-6 Гц может включать в себя частоты, выходящие за пределы диапазона 2.0-6.0 Гц, при условии, что они находятся в пределах допустимой погрешности. Что представляют со- 6 038776 бой пределы допустимой погрешности будет зависеть от обстоятельств, которые очевидны специалистам в данной области техники, понимающим преимущества от настоящего раскрытия.
Заявленный способ не зависит от типа моделируемых источников и сигналов, которые они передают. Моделируемые источники могут быть импульсными источниками, свип-источниками или источниками другого типа, известными в данной области техники. Специалистам в данной области техники, понимающим преимущества от настоящего раскрытия, будет также очевидно, что каждый из этих типов моделируемых источников будет генерировать свой тип сигнала. Заявленный способ может применяться с каждым из них.
На фиг. 1 способ 100 продолжают выполнением (в блоке 220) обратной временной миграции по низкочастотным сейсмическим данным, полученным путем прямого моделирования (в блоке 210). Цель этой обратной временной миграции состоит в получении (в блоке 220) некоторого количества сейсмограмм изображения с большими углами раскрытия. Обратная временная миграция сама по себе широко известна в данной области техники, в отличие от ее применения в данном случае. Предполагается, что в вариантах осуществления заявленного способа будут применять технические решения обратной временной миграции, которые неодинаковы для больших углов раскрытия и остальных углов. Одно из таких технических решений описано в опубликованном патенте США 2014/0293744, который называется Зеркальный фильтр (SF) и сейсмическая миграция с частичным изображением в направлении падения (DOPI), поданном 31 марта 2014 года от имени изобретателя Qie Zhang и принадлежащем тому же правообладателю.
В контексте настоящего описания изобретения большие углы раскрытия означают углы, которые больше или равны приблизительно 160°. Как показано на фиг. 4, обычно они включают в себя то, что в данной области техники называют ныряющими волнами 400 и энергией 410 обратного рассеяния. Ныряющие волны 400 представляют собой те волны, не отражающиеся, а преломляющиеся на поверхности 420 земли, где происходит регистрация. Изменения сейсмической скорости, характеризующей подземную толщу 430 горных пород, постепенно изменяют направление распространения энергии и перенаправляют ее траекторию не вниз, а вверх. Угол раскрытия вдоль пути ныряющих волн равен 180°. Энергия 410 обратного рассеяния является результатом отражения от отражающей поверхности 440 в подземной толще горных пород 430. Угол раскрытия вдоль пути волны 410 обратного рассеяния имеет величину 180°.
В данном контексте приблизительно означает, что точное измерение того, что составляет большой угол раскрытия, может до некоторой степени изменяться в зависимости от точности алгоритма обратной временной миграции. В этом случае можно ослабить требования до значений >160°, чтобы включить значительное количество энергии, которая близка к этому углу, хотя и не совсем равна тому, что желательно. Таким образом, в некоторых вариантах осуществления требования могут быть ослаблены с тем, чтобы охватить эту энергию. Специалисты в данной области техники, понимающие преимущества настоящего раскрытия, при реализации заявленного способа легко смогут составить собственное мнение на этот счет.
Как отмечено выше, предполагается, что в большинстве вариантов осуществления будут применять технические решения обратной временной миграции (RTM), которые будут различать и отбирать сейсмограммы с большими углами раскрытия. Обратная временная миграция представляет собой пример миграции на основе волнового поля, где волновые поля генерируют и используют для формирования сейсмического изображения путем прямого моделирования волнового поля (или волнового поля источника), выполняют обратное распространение набора зарегистрированных сейсмических данных при помощи той же программы прямого моделирования (волновое поле приемника) и применяют условие получения изображения, например взаимная корреляция при нулевой задержке между волновыми полями источника и приемника. Способы миграции на основе волнового поля, как правило, считают желательными для подземной области, имеющей сложное геологическое строение и содержащей геологические структуры с крутым падением. И хотя обратная временная миграция более затратна, чем лучевая миграция, она дает более точное сейсмическое изображение.
На фиг. 2 показано, что далее способ 200 продолжает суммирование (в блоке 230) сейсмограмм изображения с большими углами раскрытия для получения изображения освещенности ныряющей волны. Заметим, что изображение освещенности ныряющей волны содержит не только ныряющие волны, но также и энергию обратного рассеяния, чьи углы раскрытия составляют >160°, как описано выше. Само по себе суммирование широко известно в данной области техники, в отличие от его применения в данном контексте. Оно включает в себя суммирование сейсмограмм для генерирования изображения освещенности ныряющей волны.
Способ 200 затем завершается оценкой (в блоке 240) глубины исследования (DOI) полноволновой инверсии по изображению освещенности ныряющей волны. Обычно это включает в себя визуализацию изображения освещенности ныряющей волны для визуального исследования. Специалистам в данной области техники будет понятно, что глубина исследования представляет собой не число, а скорее зависимость. Как правило, пользователю требуется оценить, достаточна ли глубина исследования полноволновой инверсии для изучения интересующей области в геологической среде. Специалисты в данной об- 7 038776 ласти техники, понимающие преимущества настоящего раскрытия, смогут найти ответ на этот вопрос путем визуального исследования изображения освещенности ныряющей волны. Однако в некоторых вариантах осуществления может быть выбрано осуществление этой стадии при помощи компьютерной технологии.
Точнее, в этом конкретном варианте осуществления получают данные прямого моделирования с частотами менее 6 Гц и рассчитывают изображение обратной временной миграции (RTM) только по части угловых сейсмограмм с большими углами раскрытия >160°. То есть этот вариант осуществления включает в себя только данные обратной временной миграции, которые удовлетворяют условию изображения углов раскрытия, близких к условию изображения ныряющих волн. (Заметим, что это будет включать в себя не только ныряющие волны, но и некоторую энергию обратного рассеяния, как описано выше.) Он различает эти большие углы путем вычисления угловых сейсмограмм в обратной временной миграции при помощи технического решения оптического потока, которое описано в вышеупомянутом опубликованном патенте США 2014/0293744. Для выбранной геометрии съемки соответствующую сумму этих низкочастотных угловых сейсмограмм с большими углами называют изображением освещенности ныряющей волны (DWI), которое почти соответствует глубине исследования полноволновой инверсии для этой же геометрии съемки.
По существу, в данном варианте осуществления предусмотрен трехстадийный способ получения изображения освещенности ныряющей волны, что показано на фиг. 2. Он начинается с прямого моделирования (в блоке 210) по гладкой скоростной модели для получения низкочастотных (2-6 Гц) данных, таких как показаны на фиг. 6. Далее (в блоке 220) следует запуск низкочастотной обратной временной миграции (2-6 Гц), включая вычисление угловых сейсмограмм при помощи технического решения оптического потока, описанного выше. На фиг. 7 представлена графическая визуализация угловых сейсмограмм, полученных путем обратной временной миграции низкочастотных данных в этом варианте осуществления и показанных на фиг. 6. Затем (в блоке 230) получают сумму части угловых сейсмограмм, имеющих большие углы раскрытия. Эта сумма представляет собой изображение освещенности ныряющей волны, которое почти соответствует глубине исследования полноволновой инверсии для выбранной геометрии съемки. На фиг. 8А-С представлена графическая визуализация изображений освещенностей ныряющей волны, которые получены из угловых сейсмограмм с большими углами, показанных на фиг. 7, для максимальных удалений 8, 12 и 15 км соответственно.
На фиг. 1 показано, что после получения (в блоке 105) изображения освещенности ныряющей волны способ 100 продолжает усечение инверсии ранее полученного (в блоке 110) изображения освещенности ныряющей волны. Несмотря на то, что изображение освещенности ныряющей волны неизвестно в данной области техники, и инверсия, и усечение изображения, такого как изображение освещенности ныряющей волны, известны в других контекстах. Усечение изображения можно также описать как пороговую фильтрацию с выбранным значением амплитуды. Технические решения инверсии и усечения легко применимы к изображению освещенности ныряющей волны, и можно задействовать любое из таких подходящих технических решений. В представленном варианте осуществления инвертированное изображение освещенности ныряющей волны усечено до значений между 1 и 0.
После этого выполняют полноволновую инверсию со взвешиванием (в блоке 115). Полноволновая инверсия со взвешиванием включает в себя взвешивание градиента полноволновой инверсии (в блоке 115а) на усеченную инверсию изображения освещенности ныряющей волны. В представленном варианте осуществления это делают путем умножения - градиент полноволновой инверсии умножают на усеченное инвертированное изображение освещенности ныряющей волны. Процедура усечения ограничивает инвертированное изображение освещенности ныряющей волны до части, относящейся к глубине исследования.
Инверсия и усечение (в блоке 110) дает вес, с которым итерация полноволновой инверсии может быть предобусловлена для выбранной геометрии исходного изображения освещенности ныряющей волны. В частности, предобусловливают именно градиент полноволновой инверсии (в блоке 115а), и, таким образом, взвешивание градиента полноволновой инверсии (в блоке 115а) предобусловливает полноволновую инверсию в целом. Поскольку усеченное инвертированное изображение получают из изображения освещенности ныряющей волны и поскольку это изображение освещенности ныряющей волны зависит от выбранной геометрии, полноволновую инверсию предобуславливают выбранной геометрией.
Как описано выше, эффект взвешивания градиента полноволновой инверсии (в блоке 115а) заключается в ограничении объема информации, доступной для полноволновой инверсии. На фиг. 9 показан один конкретный вариант осуществления изображения объема освещенности ныряющей волны. Более темные области 900 указывают на участки в пределах глубины исследования, а более светлые области 905 указывают на области за пределами глубины исследования. На фиг. 10 представлен предобусловленный градиент полноволновой инверсии 1000, который получен по объему освещенности ныряющей волны, показанному на фиг. 9. Область 1005 в градиенте полноволновой инверсии содержит информацию, полезную для полноволновой инверсии. Область 1010 не содержит информации и не полезна для полноволновой инверсии.
Таким образом, при выполнении полноволновой инверсии (в блоке 115b) со взвешенным градиен- 8 038776 том необходимо выполнять полноволновую инверсию только в тех частях модели, которые соответствуют области 1005 во взвешенном градиенте. В свою очередь это экономит вычислительные ресурсы за счет обновления только часть модели. Однако та часть модели, которую обновляют, представляет собой ту часть модели, которая относится к областям, к которым применяли большие веса в пределах глубины исследования, то есть к областям, представляющим наибольший интерес.
Затем по желанию выполняют итерации взвешенной полноволновой инверсии (в блоке 115). Однако в каждой итерации инверсию освещенности ныряющей волны усекают с применением различных значений так, что в результате получают усеченную инверсию изображения освещенности ныряющей волны, которая содержит информацию в глубинных частях модели. Поэтому взвешенный градиент полноволновой инверсии в каждой итерации содержит больше информации для обновления модели на большие глубины. Каждая итерация постепенно обновляет все более глубинные, менее освещенные части скоростной модели. Эти области модели находятся в пределах глубины исследования и, таким образом, сильнее освещены, поэтому обновляются и уточняются в большей степени, чем те области, которые освещены слабее.
Таким образом, в представленном варианте осуществления описанное техническое решение по существу можно рассматривать как четырехстадийную итеративную процедуру. Сперва для выбранной геометрии съемки получают объем изображения освещенности ныряющей волны. Затем выполняют усечение инверсии объема освещенности ныряющей волны до значений между 1 и 0, при этом большие значения представляют более сильную освещенность ныряющей волны. После этого выполняют полноволновую инверсию полевых данных, полученных при помощи той же геометрии съемки, которую использовали для вычисления объема освещенности ныряющей волны, умножение градиента полноволновой инверсии на этот взвешенный объем с тем, чтобы выделить модель для обновления в пределах сильно освещенной части скоростной модели. Затем усечение и полноволновую инверсию со взвешиванием повторяют столько раз, сколько требуется, изменяя значения усечения с тем, чтобы полноволновая инверсия выполняла обновления все глубже, в менее освещенных частях скоростной модели.
Эффективность описанного технического решения можно продемонстрировать на фиг. 11А, В. На фиг. 11А показаны обновления возмущения теста шахматной доски при помощи традиционного графа полноволновой инверсии, демонстрирующие два среза объема изображения. На фиг. 11В показано модифицированное возмущение теста шахматной доски с применением градиента полноволновой инверсии, предобусловленного освещенностью ныряющей волны согласно техническому решению, раскрываемому в настоящем документе, причем представлены те же два среза объема изображения. Специалисты в данной области техники, знающие, как читать эти изображения, увидят, что обновленное возмущение теста шахматной доски на фиг. 11В значительно лучше, чем было на фиг. 11А.
Таким образом, описанное в настоящем документе техническое решение улучшает использование и эффективность вычислительных ресурсов путем взвешивания полноволновой инверсии с целью его предобусловливания для выбранной геометрии съемки. Это взвешивание приводит к тому, что полноволновую инверсию фокусируют на областях подземной толщи горных пород, сильнее всего освещенных во время съемки, при помощи ограничения начальных итераций такими областями, а в последующих итерациях ее распространяют на область с более слабым освещением. Примечательно, что области с наиболее сильным освещением во время съемки выигрывают от полного числа итераций, так что в результате взвешивания не происходит существенного ухудшения качества конечного результата. Действительно, как показано на фиг. 11А, В, описанное техническое решение, по крайней мере, по некоторым критериям дает лучший результат.
Другие варианты осуществления настоящего изобретения будут понятны специалистам в данной области техники при рассмотрении раскрытого в настоящем документе описания изобретения и практического использования изобретения. Предполагается, что описание изобретения и примеры будут рассматриваться только в качестве иллюстрации, а истинное существо и объем изобретения приведены в следующей формуле изобретения.

Claims (31)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ для применения в сейсморазведке, который предусматривает получение изображения освещенности ныряющей волны для подземной области по набору сейсмических данных, характеризующих подземную область, при помощи выбранной геометрии съемки в ответ на выполнение обратной временной миграции на низкочастотных сейсмических данных, где выбранная геометрия съемки описывает расположение источника и расположение приемника;
    усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до некоторого диапазона значений;
    выполнение взвешенной полноволновой инверсии в модели свойств геологической среды подземной области, в том числе взвешивание градиента полноволновой инверсии при помощи усеченной инверсии изображения освещенности ныряющей волны путем умножения градиента полноволновой инверсии на усеченную инверсию изображения освещенности ныряющей волны;
    - 9 038776 выполнение полноволновой инверсии на частях модели свойств геологической среды, соответствующих области, соотнесенной со взвешенным градиентом.
  2. 2. Способ по п.1, в котором получение изображения освещенности ныряющей волны предусматривает извлечение существующего изображения освещенности ныряющей волны из хранилища.
  3. 3. Способ по п.1, в котором получение изображения освещенности ныряющей волны предусматривает прямое моделирование в модели свойств геологической среды с целью создания набора синтетических низкочастотных сейсмических данных, причем модель свойств геологической среды создают из данных, характеризующих эту подземную область;
    выполнение обратной временной миграции на низкочастотных сейсмических данных для получения некоторого количества сейсмограмм с большими углами раскрытия;
    суммирование сейсмограмм для получения изображения освещенности ныряющей волны.
  4. 4. Способ по п.3, в котором модель свойств геологической среды представляет собой гладкую модель свойств геологической среды.
  5. 5. Способ по п.3, в котором низкочастотные сейсмические данные собирают путем выполнения съемки на частотах в диапазоне приблизительно 2-6 Гц.
  6. 6. Способ по п.3, в котором к углам с большим раскрытием относят углы, которые больше чем приблизительно 160°.
  7. 7. Способ по п.3, в котором модель свойств геологической среды содержит скоростную модель.
  8. 8. Способ по п.3, в котором модель свойств геологической среды получают из набора сейсмических данных.
  9. 9. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя усечение и взвешивание полноволновой инверсии при помощи второго диапазона значений.
  10. 10. Способ по п.1, в котором усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до диапазона значений предусматривает усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до диапазона значений между 0 и 1.
  11. 11. Способ по п.1, в котором выполнение взвешенной полноволновой инверсии включает в себя выполнение взвешенной полноволновой инверсии по сейсмическим данным, полученным для подземной области при помощи выбранной геометрии съемки.
  12. 12. Способ по п.1, в котором выполнение взвешенной полноволновой инверсии предусматривает выполнение взвешенной полноволновой инверсии по сейсмическим данным, полученным для подземной области при помощи выбранной геометрии съемки.
  13. 13. Способ для применения в сейсморазведке, который предусматривает объективную количественную оценку глубины исследования в подземной области для выбранной геометрии съемки, где выбранная геометрия съемки описывает расположение источника и расположение приемника;
    обновление модели свойств геологической среды для подземной области до объективно количественно оцененной глубины исследования, в том числе получение изображения освещенности ныряющей волны для подземной области по набору сейсмических данных, характеризующих подземную область при помощи данной геометрии съемки в ответ на выполнение обратной временной миграции на низкочастотных сейсмических данных;
    усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до некоторого диапазона значений;
    взвешивание градиента полноволновой инверсии с усеченной инверсией изображения освещенности ныряющей волны путем умножения градиента полноволновой инверсии на усеченную инверсию изображения освещенности ныряющей волны;
    выполнение взвешенной полноволновой инверсии на частях модели свойств геологической среды, соответствующих области, соотнесенной с взвешенным градиентом;
    итеративное выполнение последующих взвешенных полноволновых инверсий при помощи поразному взвешенных градиентов полноволновой инверсии с целью обновления модели свойств геологической среды до глубин, превышающих глубину исследования.
  14. 14. Способ по п.13, который дополнительно предусматривает прямое моделирование в модели свойств геологической среды с целью создания набора синтетических низкочастотных сейсмических данных, причем модель свойств геологической среды создают из данных, характеризующих эту подземную область;
    выполнение обратной временной миграции на низкочастотных сейсмических данных с целью получения некоторого количества сейсмограмм с большими углами раскрытия;
    суммирование сейсмограмм для получения изображения освещенности ныряющей волны.
  15. 15. Способ п.14, в котором модель свойств геологической среды представляет собой гладкую модель свойств геологической среды.
  16. 16. Способ по п.14, в котором низкочастотные сейсмические данные получают путем выполнения съемки на частотах в диапазоне приблизительно 2-6 Гц.
  17. 17. Способ по п.14, в котором к углам с большим раскрытием относят углы, которые больше чем приблизительно 160°.
    - 10 038776
  18. 18. Способ для использования в сейсморазведке, который предусматривает получение данной геометрии съемки, где данная геометрия съемки описывает расположение источника и расположение приемника;
    предобусловливание полноволновой инверсии по модели свойств геологической среды подземной области при помощи данной геометрии съемки посредством по лучения изображения освещенности ныряющей волны для подземной области по набору сейсмических данных, характеризующих подземную область при помощи данной геометрии съемки в ответ на выполнение обратной временной миграции на низкочастотных сейсмических данных;
    ус ечения инверсии изображения освещенности ныряющей волны до некоторого диапазона значений;
    вз вешивания градиента полноволновой инверсии с усеченной инверсией изображения освещенности ныряющей волны путем умножения градиента полноволновой инверсии на усеченную инверсию изображения освещенности ныряющей волны;
    выполнение предобусловленной полноволновой инверсии на частях модели геологической среды, соответствующих области, соотнесенной со взвешенным градиентом.
  19. 19. Способ по п.18, в котором предобусловливание полноволновой инверсии предусматривает объективную количественную оценку глубины исследования для модели свойств геологической среды с применением выбранной геометрии съемки.
  20. 20. Способ для применения в сейсморазведке, который предусматривает пол учение изображения освещенности ныряющей волны для подземной области по набору сейсмических данных, характеризующих подземную область, при помощи выбранной геометрии съемки в ответ на выполнение обратной временной миграции на низкочастотных сейсмических данных, где выбранная геометрия съемки описывает расположение источника и расположение приемника;
    усе чение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до некоторого диапазона значений;
    выполнение взвешенной полноволновой инверсии в модели свойств геологической среды подземной области, в том числе взв ешивание градиента полноволновой инверсии при помощи усеченной инверсии изображения освещенности ныряющей волны путем умножения градиента полноволновой инверсии на усеченную инверсию изображения освещенности ныряющей волны;
    вып олнение полноволновой инверсии на частях модели свойств геологической среды, соответствующих области, соотнесенной со взвешенным градиентом;
    итеративное выполнение последующих взвешенных полноволновых инверсий при помощи поразному взвешенных градиентов полноволновой инверсии с целью обновления модели свойств геологической среды до глубин, превышающих глубину исследования.
  21. 21. Способ по п.20, в котором получение изображения освещенности ныряющей волны предусматривает пря мое моделирование в модели свойств геологической среды с целью создания набора синтетических низкочастотных сейсмических данных, причем модель свойств геологической среды создают из данных, характеризующих эту подземную область;
    вып олнение обратной временной миграции по низкочастотным сейсмическим данным с целью получения некоторого количества сейсмограмм с большими углами раскрытия;
    суммирование сейсмограмм с целью получения изображения освещенности ныряющей волны.
  22. 22. Способ по п.21, в котором модель свойств геологической среды представляет собой гладкую модель свойств геологической среды.
  23. 23. Способ по п.21, в котором низкочастотные сейсмические данные получают путем выполнения съемки на частотах в диапазоне приблизительно 2-6 Гц.
  24. 24. Способ по п.21, в котором к углам с большим раскрытием относят углы, которые больше чем приблизительно 160°.
  25. 25. Способ по п.20, в котором усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до диапазона значений предусматривает усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до диапазона значений между 0 и 1.
  26. 26. Устройство для применения в сейсморазведке, содержащее хранилище;
    кан ал передачи информации;
    про цессор, взаимодействующий с хранилищем по каналу передачи информации;
    наб ор сейсмических данных, который находится в хранилище, сейсмические данные, характеризующие подземную область и полученные при помощи выбранной геометрии съемки, где выбранная геометрия съемки описывает расположение источника и расположение приемника;
    программную компоненту, которая находится в хранилище; при исполнении ее процессором она осуществляет способ для применения в сейсморазведке, который предусматривает пол учение изображения освещенности ныряющей волны для подземной области по набору сейсмических данных в ответ на выполнение обратной временной миграции на низкочастотных сейсмических данных;
    - 11 038776 усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до некоторого диапазона значений;
    выполнение взвешенной полноволновой инверсии в модели свойств геологической среды подземной области, в том числе взвешивание градиента полноволновой инверсии при помощи усеченной инверсии изображения освещенности ныряющей волны путем умножения градиента полноволновой инверсии на усеченную инверсию изображения освещенности ныряющей волны;
    выполнение полноволновой инверсии на частях модели свойств геологической среды, соответствующих области, соотнесенной со взвешенным градиентом.
  27. 27. Устройство по п.26, в котором получение изображения освещенности ныряющей волны предусматривает прямое моделирование в модели свойств геологической среды с целью создания набора синтетических низкочастотных сейсмических данных, причем модель свойств геологической среды создают из данных, характеризующих эту подземную область;
    выполнение обратной временной миграции по низкочастотным сейсмическим данным с целью получения некоторого количества сейсмограмм с большими углами раскрытия;
    суммирование сейсмограмм с целью получения изображения освещенности ныряющей волны.
  28. 28. Устройство по п.27, в котором модель свойств геологической среды представляет собой модель свойств геологической среды.
  29. 29. Устройство по п.27, в котором низкочастотные сейсмические данные получают путем выполнения съемки на частотах в диапазоне приблизительно 2-6 Гц.
  30. 30. Устройство по п.27, в котором к углам с большим раскрытием относят углы, которые больше чем приблизительно 160°.
  31. 31. Устройство по п.26, в котором усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до диапазона значений предусматривает усечение инверсии изображения освещенности ныряющей волны до диапазона значений между 0 и 1.
EA201991314A 2016-12-02 2017-12-04 Полноволновая инверсия с учетом геометрии сеймической съемки EA038776B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201662429569P 2016-12-02 2016-12-02
PCT/US2017/064503 WO2018102813A2 (en) 2016-12-02 2017-12-04 Seismic acquisition geometry full-waveform inversion

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201991314A1 EA201991314A1 (ru) 2019-11-29
EA038776B1 true EA038776B1 (ru) 2021-10-18

Family

ID=60972333

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201991314A EA038776B1 (ru) 2016-12-02 2017-12-04 Полноволновая инверсия с учетом геометрии сеймической съемки

Country Status (10)

Country Link
US (1) US10877175B2 (ru)
EP (1) EP3548932A2 (ru)
CN (1) CN110023790B (ru)
AU (1) AU2017366757A1 (ru)
BR (1) BR112019011336A2 (ru)
CA (1) CA3045473A1 (ru)
EA (1) EA038776B1 (ru)
MX (1) MX2019006431A (ru)
SG (1) SG11201907500VA (ru)
WO (1) WO2018102813A2 (ru)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108680968B (zh) * 2018-07-24 2020-01-07 中国石油天然气集团有限公司 复杂构造区地震勘探数据采集观测系统评价方法及装置
US20210124073A1 (en) * 2019-10-28 2021-04-29 Pgs Geophysical As Modified simultaneous long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion
US11914101B2 (en) 2020-01-31 2024-02-27 ExxonMobil Technology and Engineering Company Method for partitioning a search direction when using least squares reverse time migration
CN112773396B (zh) * 2021-01-13 2023-06-16 佟小龙 基于全波形反演的医学成像方法、计算机设备及存储介质
CN113296146B (zh) * 2021-05-19 2022-02-22 中国海洋大学 一种基于梯度道集相关加权的全波形反演梯度预处理方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130311151A1 (en) * 2010-09-28 2013-11-21 René-Edouard André Michel Plessix Earth model estimation through an acoustic full waveform inversion of seismic data
US20160187512A1 (en) * 2014-01-14 2016-06-30 Cgg Services Sa Detecting and estimating anisotropy errors using full waveform inversion and ray based tomography
US20160187507A1 (en) * 2014-12-02 2016-06-30 Bp Corporation North America Inc. Seismic acquisition method and apparatus

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5530679A (en) * 1993-05-10 1996-06-25 Western Atlas International, Inc. Method for migrating seismic data
US7725266B2 (en) 2006-05-31 2010-05-25 Bp Corporation North America Inc. System and method for 3D frequency domain waveform inversion based on 3D time-domain forward modeling
US8345038B2 (en) 2007-10-30 2013-01-01 Sharp Laboratories Of America, Inc. Methods and systems for backlight modulation and brightness preservation
US8537638B2 (en) 2010-02-10 2013-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for subsurface parameter estimation in full wavefield inversion and reverse-time migration
US9651694B2 (en) 2013-04-02 2017-05-16 Bp Corporation North America Inc. Specular filter (SF) and dip oriented partial imaging (DOPI) seismic migration
KR101861060B1 (ko) * 2013-05-24 2018-05-28 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 오프셋 의존 탄성 ｆｗｉ를 통한 다중 파라미터 역산
CN105319589B (zh) * 2014-07-25 2018-10-02 中国石油化工股份有限公司 一种利用局部同相轴斜率的全自动立体层析反演方法
CN105572728A (zh) * 2014-10-16 2016-05-11 中国石油化工股份有限公司 基于最小二乘目标泛函的反向照明速度反演方法
CN104991269B (zh) * 2015-06-04 2017-05-31 中国科学技术大学 一种边缘引导和结构约束的全波形反演快速方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20130311151A1 (en) * 2010-09-28 2013-11-21 René-Edouard André Michel Plessix Earth model estimation through an acoustic full waveform inversion of seismic data
US20160187512A1 (en) * 2014-01-14 2016-06-30 Cgg Services Sa Detecting and estimating anisotropy errors using full waveform inversion and ray based tomography
US20160187507A1 (en) * 2014-12-02 2016-06-30 Bp Corporation North America Inc. Seismic acquisition method and apparatus

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
AKELA TIAN, THERESA SILVERTON, WARNER, JOANNA MORGAN, LEGAL DISCLAIMER: "APPLIED 3D FULL-WAVEFORM INVERSION: INCREASING THE RESOLUTION AND DEPTH PENETRATION Supervisors: Professor Mike Disclaimer and Declaration", 1 October 2015 (2015-10-01), XP055456932, Retrieved from the Internet <URL:https://spiral.imperial.ac.uk/bitstream/10044/1/44733/1/Silverton-ATT-2016-PhD-Thesis.pdf> *
ROMAIN BROSSIER, STéPHANE OPERTO, JEAN VIRIEUX: "Velocity model building from seismic reflection data by full-waveform inversion : Velocity model building from seismic reflection data", GEOPHYSICAL PROSPECTING, BLACKWELL SCIENCE, vol. 63, no. 2, 1 March 2015 (2015-03-01), pages 354 - 367, XP055457033, ISSN: 0016-8025, DOI: 10.1111/1365-2478.12190 *
VIRIEUX J, OPERTO S: "An overview of full-waveform inversion in exploration geophysics", GEOPHYSICS, SOCIETY OF EXPLORATION GEOPHYSICISTS, US, vol. 74, no. Suppl. of 6, 1 November 2009 (2009-11-01), US , pages WCC1 - WCC26, XP001550475, ISSN: 0016-8033, DOI: 10.1190/1.3238367 *

Also Published As

Publication number Publication date
CN110023790B (zh) 2022-03-08
WO2018102813A2 (en) 2018-06-07
US20180156933A1 (en) 2018-06-07
EA201991314A1 (ru) 2019-11-29
MX2019006431A (es) 2019-08-21
US10877175B2 (en) 2020-12-29
EP3548932A2 (en) 2019-10-09
CA3045473A1 (en) 2018-06-07
AU2017366757A1 (en) 2019-07-04
CN110023790A (zh) 2019-07-16
BR112019011336A2 (pt) 2019-10-15
SG11201907500VA (en) 2019-09-27
WO2018102813A3 (en) 2018-08-09

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2693495C1 (ru) Полная инверсия волнового поля с компенсацией показателя качества
EA038776B1 (ru) Полноволновая инверсия с учетом геометрии сеймической съемки
KR102021276B1 (ko) 진폭 보존을 갖는 fwi 모델 도메인 각도 스택들
EA037479B1 (ru) Освещенность ныряющей волны с применением сейсмограмм миграции
Mazzotti et al. Two-grid genetic algorithm full-waveform inversion
EP3129809B1 (en) Seismic adaptive focusing
EA037851B1 (ru) Способ сейсмической съемки
CA2726453A1 (en) Removal of surface-wave noise in seismic data
SG192348A1 (en) Device and method for de-blending simultaneous shooting data
MX2011003851A (es) Operadores para procesamiento de imagen con inversion de tiempo para ubicacion de fuente.
MX2010013434A (es) Metodo para remocion de señal fantasma fuente de banda ancha total de datos de cable marino sismico.
US9360576B2 (en) Methods and apparatus for generating deghosted seismic data
Wu et al. Seismic wave propagation and scattering in heterogeneous crustal waveguides using screen propagators: I SH waves
Colombo et al. Near-surface full-waveform inversion in a transmission surface-consistent scheme
Alam Near-surface characterization using traveltime and full-waveform inversion with vertical and horizontal component seismic data
Garabito et al. Finite‐offset common reflection surface stack using global optimisation for parameter estimation: a land data example
US10379245B2 (en) Method and system for efficient extrapolation of a combined source-and-receiver wavefield
Cho et al. Semi‐auto horizon tracking guided by strata histograms generated with transdimensional Markov‐chain Monte Carlo
Matias et al. Marchenko imaging by unidimensional deconvolution
Li et al. Eliminating above-surface diffractions from ground-penetrating radar data using iterative Stolt migration
Heilmann et al. Real‐time imaging and data analysis for shallow seismic data using a cloud‐computing portal
Galuzzi Modelling and optimization techniques for acoustic Full Waveform Inversion in seismic exploration
Gu et al. Sensitivity of Marchenko Imaging to Direct Arrival Time
Chen et al. Diffraction Imaging Method Using Curvelet-Domain Cascade Filter
Colombo et al. Ultra‐resolution surface‐consistent full waveform inversion