NO337140B1 - Fremgangsmåte for bestemmelse av dekningsgrad ved marin seismisk kartlegging - Google Patents
Fremgangsmåte for bestemmelse av dekningsgrad ved marin seismisk kartlegging Download PDFInfo
- Publication number
- NO337140B1 NO337140B1 NO20062347A NO20062347A NO337140B1 NO 337140 B1 NO337140 B1 NO 337140B1 NO 20062347 A NO20062347 A NO 20062347A NO 20062347 A NO20062347 A NO 20062347A NO 337140 B1 NO337140 B1 NO 337140B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- coverage
- seismic
- data
- test
- seismic data
- Prior art date
Links
- 238000013507 mapping Methods 0.000 title claims description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 34
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 61
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 26
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 19
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 19
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 18
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000005286 illumination Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/282—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. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2200/00—Details of seismic or acoustic prospecting or detecting in general
- G01V2200/10—Miscellaneous details
- G01V2200/14—Quality control
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Område for oppfinnelsen
Oppfinnelsen omhandler generelt geofysisk prospektering. Mer spesielt omhandler oppfinnelsen marinseismisk kartlegging.
Beskrivelse av teknikkens stilling
I olje- og gassindustrien er geofysisk prospekteringsteknikker vanlig brukt for å hjelpe til under letingen etter hydrokarbonforekomster som er lokalisert i undergrunns-formasjoner. I seismisk kartlegging brukes seismiske energikilder til å generere et seismisk signal som propagerer inn i jorda og som i hvert fall delvis reflekteres fra seismiske reflektorer i undergrunnen. Slike seismiske reflektorer er typisk grenseflater mellom undergrunns-formasjoner som har ulike elastiske egenskaper, spesielt bølgehastighet og steintetthet, som fører til forskjeller i akustisk impedans ved grenseflatene. Refleksjonene detekteres av seismiske mottakere ved eller nær overflaten av jorda, i en overliggende vannmasse, eller ved kjente dybder i borehull. De resulterende seismiske dataene kan behandles for å gi informasjon relatert til den geologiske strukturen og egenskaper til undergrunnsformasjonene og deres potensielle hydrokarboninnhold.
Målet med seismisk databehandling er å trekke så mye informasjon som mulig angående undergrunnsformasjonene ut fra dataene. For at de behandlede seismiske dataene skal representere geologiske undergrunnsegenskaper nøyaktig, må refleksjonsamplitudene representeres nøyaktig. Ikke-geologiske effekter kan forårsake at de målte seismiske amplitudene avviker fra amplituden forårsaket av refleksjonen fra det geologiske målet. Amplitudeforvrengning som et resultat av uregelmessig fordeling av kilde- og mottakerposisjoner under dataakkvisisjon, er en spesielt brysom ikke-geologisk effekt. Dersom det ikke korrigeres for disse ikke-geologiske effektene, kan de dominere det seismiske bildet og uttydeliggjøre det geologiske bildet.
En seismisk bølgekilde genererer en bølge som reflekteres fra, eller belyser en del av, reflektorer på forskjellige dybder. Den reflekterte seismiske bølgen detekteres av sensorer og de detekterte signalene registreres. I en tredimensjonal (3D) kartlegging genereres seismiske signaler i et stort antall kildelokasjoner og kartleggingen belyser generelt store områder av reflektorene. Konvensjonelle tredimensjonale prestakkmigrasjonsalgoritmer kan produsere gode bilder av horisonter under overflaten kun hvis overflatefordelingen av kilder og mottakere er relativt uniform. I praksis finnes det alltid uregelmessigheter i fordelingen av kilder og mottakere. Det å oppnå perfekt regulær akkvisisjonsgeometri er typisk for dyrt. Derfor er ofte tredimensjonale prestakkmigrerte bilder forurenset av ikke-geologiske artifakter. Disse artifaktene kan forstyrre tolkningen av det seismiske bildet og egenskapskartene. Et mål i seismisk akkvisisjon er å balansere regelmessigheten av fordelingen av kilder og mottakere med fornuftige akkvisisjonskostnader.
I marinseismisk kartlegging danner ikke lyttekablene rette linjer. Marine strømmer forårsaker typisk at lyttekablene bøyer seg, et fenomen som kalles "feathering" (avbøyning) og der krumningen typisk måles i grader. Endringer i strømmene forårsaker ofte endringer i avbøyning. Under slike forhold, dersom det planlagte avviket fra seilelinjen for det seismiske fartøyet opprettholdes, så vil avbøyning føre til huller i dekningsområdet ("dekningshull") ved visse forskyvninger eller forskyvningsområder, ved visse dybder. Uttrykket "dekningshull" slik det er brukt her, viser til et overflateområde hvor det for en gitt forskyvning eller forskyvningsområde, ikke finnes tilstrekkelig data registrert. Data defineres som å være lokalisert på overflaten ved midtpunktsposisjonene mellom par av kilde og mottaker. Dekningshullene kan ha en utstrekning på flere kilometer i seilelinjeretningen ("inline"), men er av størrelsesorden fra ti til noen få hundre meter i retningen vinkelrett på seilelinjen ("cross line").
I marinseismiske kartlegginger er ofte deler av overflaten ikke tilstrekkelig dekket med mottakerregistreringer grunnet kabel avbøyning. Derfor, for å dekke disse områdene som man gikk glipp av ved første passering, har tilleggspasseringer av det seismiske fartøyet gjennom kartleggingsområdet for prospektering blitt krevd. Økt antall seilelinjer kan også oppstå fra styring av fartøyet for å oppnå akseptabel dekning. Det betyr at avstanden mellom gjennomløpene i gjennomsnitt er mindre enn i den opprinnelige akkvisisjonsplanen. Disse tilleggsgjennomløpene øker tiden og den tilhørende kostnaden med å fullføre en kartlegging. Disse tilleggspasseringene med karteleggingsfartøyet blir referert til som "innfillskyting"
("infill shooting"). En stor andel av marinseismisk datainnsamling kan være viet til innfillskytingsdelen av en kartlegging. Innfilldelen kan ta opptil flere uker, eller til og med måneder, å fullføre. Derfor er det ikke uvanlig å bruke 15-20% av totale akkvisisjonskostnader på innfillakkvisisjon. Enhver reduksjon i disse store innfillkostnadene ville gi en økonomisk fordel.
Maksimal datahullstørrelse som vil gi akseptabel dekning under overflaten, bestemmes typisk før akkvisisjon, og er typisk uavhengig av lokale faktorer slik som geologi og kartleggingsmålsettinger. Kriterier for en seismisk kartlegging, slik som akseptabel dekning under overflaten, kalles vanligvis "innfillspesifikasjoner". Tidligere ble en vurdering av om en kartleggingsakkvisisjonsplan ville gi akseptabel dekning under overflaten gjort under eller etter at akkvisisjonen hadde funnet sted. Det å vente til etter akkvisisjonen betyr imidlertid enten at man pådrar seg kostnader ved å holde utstyr og personell tilbake i kartleggingsområdet inntil vurderingen er gjennomført, eller å risikere å måtte sende utstyr og personale tilbake til kartleggingsområdet for ytterligere innfillakkvisisjon til en betraktelig kostnad. Det å ta innfillakkvisisjonsavgjørelser under akkvisisjon betyr å være i stand til å igangsette ytterligere innfillakkvisisjon uten å vente. Brink, M., Jones, N., Doherty, J., Vinje, V., og Laurain, R., "Infill decisions using simulated migration amplitudes", SEG Int'l. Exp. Og 74th Ann. Mtg., Denver, Colorade, Oktober 10-15, 2004, sidene 57-60, presenterer en fremgangsmåte for å ta innfillavgjørelser under akkvisisjon. De seismiske dataene er modellert i form av en hastighet dybde modell ved bruk av navigasjonsdata og migrasjonsamplituder langs nøkkelhorisonter.
Navigasjonsdataene og hastighetene kan samles inn under akkvisisjonen og så kan de simulerte migrasjonsamplitudene genereres under akkvisisjonen. Behovet for ytterligere innfillskyting kan deretter bestemmes.
Det ville imidlertid være mer effektivt å bestemme den maksimale akseptable dekningshullstørrelsen før akkvisisjonen starter. Så kunne enhver mangel som oppdages bli korrigert under akkvisisjon, og derved betraktelig redusere behovet for ytterligere innfillsakkvisisjon etterpå. Brink et al. 2004 presenterer imidlertid ikke hvordan man lager innfillspesifikasjoner i sammenheng med datahulldekning før akkvisisjonen begynner.
En tredelt serie - Muerdter, D., og Ratckiff, D., "Understanding subsalt illumination through ray-trace modeling, Part 1: Simple 2D salt models", The Leading Edge, Vol. 20, Issue 6, juni 2001, side 578-594, (Muerdter el al. 2001a); Murdter, D., Kelly, M., og Ratckiff, D., "Understand subsalt illumination through ray-trace modelling, Part 2: Dipping salt bodies, salt peaks, and nonreciprocity of subsalt amplitude response", The Leading Edge, Vol. 20, Issue 7, juli, 2001, side 688-697, (Muerdter el al. 2001a); og Muerdter, D., og Ratckiff, D., "Understanding subsalt illumination through ray-trace modeling, Part 3: Salt ridges and furrows, and the impact of acquisition orientation", The Leading Edge, Vol. 20, Issue 8, august 2001, side 803-816, (Muerdter el al. 2001a); -- beskriver anvendelse av strålefølgingsmodellering ("ray trace modelling") for å klargjøre problemer med avbildning under forskjellige saltstrukturer slik som saltlag og atskilte uregelmessig formede saltformasjoner. Modelleringen omfatter å lage tredimensjonale saltformer og hastighetsmodeller ved å anvende strålefølging på to- og tredimensjonale prestakk-migrasjonskartlegginger i dybde, og deretter sortere dataene i felles refleksjonspunkt (CRP) samlere for sammenlikning med de migrerte seismiske dataene. Muerdter et al. 2001c hevder at modellering kan brukes for å predikere den forventede bestrålingen og bestemme de beste akkvisisjonsparametrene før akkvisisjon, men den eneste parameteren som studeres er effekten av akkvisisjonsorientering (skyteretning) relativt til strukturell orientering (rygger og renner) til salt-strukturene (selv om forskyvningslengde også blir nevnt, men ikke diskutert i Muerdter el al. 2001a). Muerdter el al. 2001a presenterer imidlertid ikke hvordan man skal gjøre innfillspesifikasjoner relatert til datahulldekning som overflatedekning, før akkvisisjonen begynner.
Derfor finnes det et behov for en fremgangsmåte for en a priori bestemmelse av tilstrekkeligheten av akkvisisjonsdekning for en gitt kartlegging med marinseismisk lyttekabel, det vil si for å bestemme størrelsen på dekningshull som kan aksepteres, før akkvisisjonen finner sted.
Kortfattet oppsummering av oppfinnelsen
Seismiske datasett som er representative for en kartlegging med marinseismisk lyttekabel, konstrueres med testdekningshull i datasettet. Datasettene behandles og degradasjonen i datakvalitet i de behandlede dataene grunnet testdekningshullene, vurderes. Maksimale dekningshull som er akseptable for kartleggingen, bestemmes ved hjelp evalueringen av degradasjonen i datakvalitet.
Kortfattet beskrivelse av tegningene
Oppfinnelsen og dens fordeler kan forstås enklere med referanse til den følgende detaljerte beskrivelsen og de vedheftede tegningene, der: • Figurene 1A-1D er eksempler på dekningshull i marinseismiske lyttekabeldata ved fire forskyvningsområder; • Figur 2 er et flytdiagram som illustrerer behandlings-trinnene i en utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, for å bestemme tilstrekkeligheten av akkvisisjonsdekningen for en marinseismisk kartlegging i et kartleggingsområde; • Figur 3 er en kunstig krysslinjeseksjon uten dekningshull, etter prestakkmigrasjon; og • Figur 4 er krysslinjeseksjonen i Figur 3 med et 75 meters
dekningshull, etter prestakkmigrasjon.
Selv om oppfinnelsen vil bli beskrevet i forbindelse med dens foretrukne utførelser, må det forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til disse. Oppfinnelse er derimot ment å dekke alle alternativer, modifikasjoner, og ekvivalenter som kan omfattes innen oppfinnelsens omfang, slik det er definert i de vedheftede kravene.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Oppfinnelsen er en fremgangsmåte for a priori bestemmelse av tilstrekkelig akkvisisjonsdekning for en kartlegging med marinseismisk lyttekabel. Bestemmelsen baseres på vurdering av effekten av dekningshull i de innsamlede dataene ved forskjellige forskyvninger og dybder i de behandlede seismiske dataene. Figure 1A-1D viser eksempler på dekningshull i marinseismiske lyttekabeldata i fire forskyvningsområder på utvalgte dybder. Figurene IA-ID dekker respektivt forskyvningsområdene 165-1665 meter, 1665-3165 meter, 3165-4665 meter og 4665-6165 meter. Dekningshullene er de mørkegrå områdene 21, og de er typiske for marinseismiske lyttekabeldata. Dekningshullene 21 er typisk langstrakte i seilelinjeretningen og tynnere i krysslinjeretningen. Bredden av dekningshullene 21 varierer med forskyvningen slik det vist i Figurene 1A-1D. Områdene med høy dekningsgrad er de lysegrå områdene 22, og de er tilsvarende langstrakte i seilelinjeretningen og av varierende bredde. Dekningshullene 21 og deres langstrakte form skyldes hendelser under kartlegginger med marin lyttekabel, slik som avbøyning eller unnvikelse av hindringer.
Under gjennomføring av en utførelse av oppfinnelsen, velges et størrelsesområde for testdekningshull, testforskyvninger, og testdybder. Seismiske datasett med full dekning konstrueres for å være representative for geologien til et kartleggingsområde og forslåtte kartleggingsfartøykonfigura-sjoner. Ut fra disse datasettene med full dekning, konstrueres seismiske datasett med delvis dekning med testdekningshull. De seismiske datasettene med delvis dekning konstrueres ved å fjerne data for å modellere testdekningshull som spenner over størrelsesområdet av dekningshull som forventes i den foreslåtte kartleggingen. Disse seismiske datasettene med full og delvis dekning, kan konstrueres fra virkelige data (hvis disse er tilgjengelige), kunstige data, eller en kombinasjon av virkelige og kunstige data. Deretter behandles de seismiske datasettene ved standard databehandling, slik som prestakkmigrasj on.
Degradasjonen i datakvalitet grunnet de valgte testdekningshullene, evalueres for de behandlede datasettene for testforskyvninger og testdybder. Degradasjonen i datakvalitet i de behandlede seismiske dataene grunnet testdekningshullene, vurderes ved å sammenlikne datakvaliteten i settene med delvis dekning med datakvaliteten for settene med full dekning. Degradasjonen i datakvalitet vurderes typisk ved å bestemme mengden av dataartifakter i de behandlede dataene. Den estimerte degradasjonen i datakvalitet for forskjellige størrelser på testdekningshullene, brukes for å bestemme maksimale dekningshull som er akseptable som en funksjon av forskyvning og dybde, som vil tilfredsstille datakvalitets-kravene for kartleggingen. Denne bestemmelsen av maksimale dekningshull som er akseptable, kan deretter brukes for å maksimere effektiviteten av kartleggingsakkvisisjonen.
Figur 2 viser et flytskjema som illustrerer behandlings- trinnene i en utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen for å bestemme tilstrekkeligheten av akkvisisjonsdekning for en kartlegging med marinseismisk lyttekabel. Først, ved trinn 101, velges et størrelsesområde for testdekningshull. Størrelsesområdet velges for å dekke størrelser på dekningshull som ville forventes under en foreslått kartlegging med marinseismisk lyttekabel. Testdekningshullene genereres innen testdatasettene for å teste dekningsgrad under overflaten for den foreslåtte kartleggingen. Størrelsesområdet av testdekningshullene kan være størrelsesområdet som forventes å kunne forekomme som et resultat av avbøyning av de marinseismiske lyttekablene, avvik av seilelinjen for å unngå forventede hindringer i kartleggingsområdet, funksjonsfeil ved utstyret i lyttekabler eller deler av lyttekabler, eller for enhver annen kilde til dekningshull som er velkjent innen fagområdet geofysisk prospektering.
På trinn 102 velges testforskyvninger. Testforskyvningene velges for å dekke området av forskyvninger som forventes å forekomme i løpet av den foreslåtte marinseismiske kartleggingen. I en alternativ utførelse velges testforskyvnings-området for å teste testdatasettene. I kvalitetsspesifika-sjoner for marinseismisk dataakkvisisjon blir bidrag ved forskjellige forskyvninger gruppert ved å "binne" forskyvningene i forskyvningsområder, slik det er velkjent fra fagområdet seismisk akkvisisjon. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen vil kun av hensiktsmessighetsgrunner, bli illustrert ved å referere til et sett av testforskyvninger snarere enn testforskyvningsområder, men dette er ikke ment å utgjøre en begrensning av oppfinnelsen.
På trinn 103 velges testdybder. Testdybdene velges for å dekke dybdeområdet som ville være av interesse under den foreslåtte marinseismiske kartleggingen med lyttekabel. I en alternativ utførelse velges gangtider for å teste dekning under overflaten heller enn dybder. Gangtider er en ekvivalent fremgangsmåte for å måle dybde, slik det er velkjent innen fagområdet seismisk databehandling.
På trinn 104 bestemmes det om virkelige datasett eller kunstige datasett skal brukes for å teste dekning under overflaten i en foreslått seismisk kartlegging. I en utførelse omfatter det seismiske datasettet virkelige seismiske data utvalgt fra kartleggingsområdet eller andre liknende områder som er representative for geologien i kartleggingsområdet. I enda en annen utførelse omfatter de seismiske datasettene kunstige seismiske data utvalgt for å være representative for geologien i kartleggingsområdet. I enda en annen utførelse omfatter de seismiske datasettene en kombinasjon av både virkelige og kunstige seismiske data som er utvalgt for å være representative for geologien i kartleggingsområdet.
Seismiske datasett med full dekning velges (eller konstrueres), og fra datasettene med full dekning konstrueres datasett med delvis dekning. De seismiske datasettene med delvis dekning konstrueres for å simulere effektene av testdekningshull innen størrelsesområdet valgt på trinn 101. De seismiske datasettene velges fortrinnsvis fra de tilgjengelig seismiske dataene som best representerer geologien så vel som geometrisk konfigurasjon til kartlegging, som forventes under kartleggingen. Dersom kunstige data skal brukes, så fortsetter prosessen til trinn 105 for å konstruere kunstige datasett. Dersom virkelige data skal brukes, så forsetter prosessen til trinn 109 for å konstruere de virkelige datasettene. Dersom en kombinasjon av både kunstige og virkelige data skal brukes, så forsetter prosessen til både
trinnene 105 og 109.
På trinn 105 konstrueres en hastighetsmodell for området som skal kartlegges i den foreslåtte kartleggingen ved hjelp marinseismisk lyttekabel. Hastighetsmodellen vil bli brukt for å generere de syntetiske datasettene. I en utførelse velges en enkelt hastighetsmodell for å representere den kjente hastigheten i kartleggingsområdet. I en alternativ utførelse velges et sett av hastighetsmodeller for å representere den kjente hastigheten i kartleggingsområdet. Hastighetsmodellen eller -modellene velges fra hvilken som helst hastighetsinformasjon som er tilgjengelig, for å best mulig representere hastigheten i kartleggingsområdet. Dersom hastighetsmodellene ikke allerede er tilgjengelige for kartleggingsområdet, så utvikles egnede hastighetsmodeller for kartleggingsområdet. Hastighetsmodellene som brukes kan konstrueres med fall som er representative for geologien i kartleggingsområdet, i det minste slik det måles langs og på tvers av seilelinjeretningen for fall av kjente horisonter ("dips of known horizons"). Fremgangsmåten i følge oppfinnelsen vil bli illustrert ved å referere til en enkelt hastighetsmodell kun av hensiktsmessighetsgrunner, men denne referansen er ikke ment å utgjøre en begrensning av oppfinnelsen.
På trinn 106 defineres konfigurasjonen for kartleggings-fartøyet for den foreslåtte marinseismiske kartleggingen ved hjelp av lyttekabel. Konfigurasjonen til kartleggingsfartøyet vil bli brukt for å generere de syntetiske datasettene. Konfigurasjonen til kartleggingsfartøyet bestemmer geometrien til plasseringen av kildene og mottakerne for kartleggingen. Typiske viktige parametere for konfigurasjonen til kart-leggingsf artøyet omfatter, men er ikke begrenset til, antall lyttekabler, lengden til lyttekablene, separasjon mellom lyttekablene, antall kildeoppstillinger, og separasjon mellom kildeoppstillingene og lyttekablene.
På trinn 107 genereres syntetiske, seismiske datatraser for et datasett med full dekning. De syntetiske, seismiske datatrasene blir generert ved bruk av hastighetsmodellen fra trinn 105 og konfigurasjonen til kartleggingsfartøyet fra trinn 106. Typiske viktige variasjoner i modelleringen av de syntetiske, seismiske datasettene omfatter, men er ikke begrenset til, måldybde, frekvensinnhold, forskyvningsområde, og fall langs og på tvers av seilelinjeretningen av kjente horisonter. Det tas også hensyn til det faktum at data med stor forskyvning kun er nyttige fra en gitt dybde, blir også tatt i betraktning. Etter konstruksjon av det syntetiske datasettet med full dekning (uten dekningshull), utføres vider behandling på trinn 111.
På trinn 108 konstrueres syntetiske, seismiske datasett med testdekningshull fra det syntetiske datasettet med full dekning fra trinn 107. Testdekningshull kan modelleres ved å fjerne data fra datasettet med full dekning. Dataene som fjernes kan være noen eller alle de seismiske trasene i datasettet med full dekning. Etter at datasettene med delvis dekning er konstruerte, utføres videre behandling av datasettene med delvis dekning på trinn 111. Etter behandling sammenliknes datasettene med delvis dekning med testdekningshull, med datasettet med full dekning uten dekningshull.
På trinn 109 velges tilgjengelige virkelige seismiske data for å danne et datasett med full dekning. I en utførelse omfatter de seismiske dataene virkelige seismiske data, som er representative for geologien i kartleggingsområdet, valgt ut fra kartleggingsområdet. I en annen utførelse omfatter de seismiske dataene virkelige seismiske data valgt fra et annet område eller områder som likner nok på kartleggingsområdet til å være representative for geologien i kartleggingsområdet. I en annen utførelse omfatter de seismiske dataene en kombinasjon av virkelig seismiske data valgt fra kartleggingsområdet og fra andre liknende områder. Etter konstruksjon, behandles det virkelige datasettet med full dekning (uten dekningshull) videre på trinn 111.
På trinn 110 konstrueres virkelig seismiske datasett med testdekningshull fra datasettet med full dekning fra trinn 109. Testdekningshullene kan være simulert ved å fjerne data fra datasettet med full dekning. Data som fjernes kan utgjøre noen eller alle de seismiske trasene i datasettet med full dekning. Data som fjernes kunne for eksempel simulere data som mangler grunnet avbøyning av de marinseismiske lyttekablene, forventede hindringer i kartleggingsområdet, utstyrssvikt i lyttekabler eller deler av lyttekabler, eller grunnet enhver annen kjent kilde til dekningshull. Forskjellige størrelser på dekningshullene for å dekke størrelsesområdet som er valgt på trinn 101 for å gjøre testing, kan simuleres ved mengden data som fjernes. Etter konstruksjon behandles de virkelige dataene med delvis dekning videre på trinn 111. Datasettene med delvis dekning vil etter behandling bli sammenliknet med datasett med full dekning uten dekningshull.
På trinn 111 behandles de seismiske datasettene. Disse seismiske datasettene omfatter ethvert kunstig eller virkelig datasett og ethvert datasett med full eller delvis dekning som ble valgt eller konstruert som beskrevet ovenfor. Behandlingen vil typisk omfatte prestakkmigrasjon. Denne spesielle formen for behandling er imidlertid ikke ment å utgjøre en begrensning av oppfinnelsen. Behandlingen kan for eksempel omfatte, men er ikke begrenset til, delvis migrasjon (DMO), poststakkmigrasjon, inversjon, interpolasjon, og ekstrapolasj on.
På trinn 112 vurderes effekten av testdekningshull på datakvaliteten i de behandlede datasettene fra trinn 111. Degradasjonen i datakvalitet grunnet effektene av testdekningshullene vurderes ved testforskyvningene (eller forskyvningsområdene) som er valgt på trinn 102 og testdybdene som er valgt på trinn 103. Degradasjon i datakvalitet kan vurderes ved sammenlikning av datakvaliteten for de behandlede datasettene med delvis dekning, med datakvaliteten for de behandlede datasettene med full dekning. Degradasjonen i datakvalitet i de behandlede seismiske datasettene anslås typisk ved å observere graden av artifakter som skyldes testdekningshullene. Typiske artifakter omfatter, men er ikke begrenset til, tidsforskyvning for hendelser, amplitudedempning for hendelser, faseforvrengning, og økninger i migrasjonsstøy som representert ved for eksempel "migrasj onssmil".
I en annen utførelse kan dataene som er fjernet fra datasettet med full dekning for å modellere et testdekningshull i datasettet med full dekning, bli behandlet og de behandlet dataene som er fjernet, sammenliknes med det behandlede datasettet med full dekning for å vurdere datadegradasjonen som skyldes dekningshullet.
Effekten av testdekningshullene på datakvaliteten er avhengig av båndbredden (frekvensinnholdet) til signalene i de behandlede dataene. Frekvensinnholdet avhenger typisk av dybde og forskyvning. Det forventede frekvensinnholdet av dataene som skal samles inn, vil typisk bli tatt med i betraktning når effekten av degradasjonen i datakvalitet vurderes for datasett med delvis dekning med dekningshull etter at behandlingen på trinn 111 er utført. Figurene 3 og 4 viser eksempler på artifakter i behandlede seismiske data. Disse artifaktene er typiske indikasjoner på degradasjon i datakvalitet grunnet effektene av testdekningshullene. Figur 3 viser en seksjon 31 på tvers av seilelinjeretningen med syntetiske data etter prestakk tidsmigrasjon. Figur 4 viser den samme seksjonen 41 som viser effekten av et dekningshull, igjen etter prestakk tidsmigrasjon. Et dekningshull på 75 meter simuleres å strekke seg ut over migrasjonsaperturen i langs seilelinjeretningen. En tidsforskyvning på 2,5 millisekunder er vist ved posisjon 42 i Figur 4, sammenliknet med tilsvarende posisjon 32 i Figur 3. Mindre seismisk amplitude er synlig ved posisjon 43 i Figur 4 sammenliknet med tilsvarende posisjon 33 i Figur 3. Et eksempel på et "migrasjonssmil" som ikke er til stede i Figur 3, er synlig ved posisjon 44 i Figur 4.
På trinn 113 bestemmes maksimal akseptabel størrelse av dekningshullene for den foreslåtte kartleggingen ved hjelp av marinseismisk lyttekabel. De maksimale akseptable størrelsene bestemmes ved analyse av evalueringene som gjøres på trinn 112 av degradasjonen i datakvalitet grunnet effektene av testdekningshullene. De maksimale akseptable størrelsene for dekningshull avhenger typisk av målsettingen for kartleggingen og geologien i kartleggingsområdet. Derved kan de maksimale akseptable størrelsene som bestemmes her uttrykkes som innfillspesifikasjoner for den foreslåtte kartleggingen. Disse innfillspesifikasjonene kan for eksempel uttrykke de maksimale akseptable størrelsene av dekningshullene som funksjon av
forskyvninger og dybder.
De maksimale akseptable størrelsene på dekningshull vil også variere med den dekningsgraden som kreves. Full dekning betyr at dekningen er som planlagt for den spesielle kartleggings-fartøykonfigurasjonen, uten dekningshull. Ingen dekning betyr at det ikke er noen data i en spesifisert størrelse eller område. Grad av dekning, vanligvis representert som en prosentdel dekning, tilsvarer en andel av dekning mellom ingen og full dekning.
På trinn 114 bestemmes det om forbedret akkvisisjonsdekning behøves under den foreslåtte kartleggingen med marinseismisk lyttekabel. Dersom tilleggsdekning behøves, så kan dekning forbedres ved for eksempel å redusere separasjonen mellom seilelinjer for det seismikkfartøyet som sleper de seismiske lyttekablene. Alternativt kan innfill tilleggslinjer plan-legges. Oppfinnelsen er imidlertid ikke ment å begrenses av disse eksemplene og ville også omfatte andre konvensjonelle midler for å forbedre dekning slik det er velkjent innen fagområdet geofysisk prospektering.
Fremgangsmåten i følge oppfinnelsen muliggjør derfor a priori bestemmelse av innfillspesifikasjoner for et foreslått en kartlegging ved hjelp av marinseismisk lyttekabel. Ved å sammenlikne degradasjonen i datakvalitet grunnet testdekningshull for datasett med full dekning og delvis dekning, kan maksimale akseptable dekningshull for kartleggingen bestemmes før akkvisisjonen starter. Korreksjoner av innfillspesifikasjonene kan dersom dette er nødvendig, gjøres før kartleggingen utføres, og derved redusere eller unngå de høye kostnadene ved innfillskyting etter akkvisisjon.
Claims (20)
1. Fremgangsmåte for bestemmelse av tilstrekkelig akkvisisjonsdekning for en kartlegging med marinseismisk lyttekabel, omfattende: • konstruksjon av seismiske datasett med full dekning som er representative for kartleggingenkarakterisert ved; • konstruksjon av seismiske datasett med delvis dekning med testdekningshull, der hullene har flere størrelser; • behandling av de seismiske datasettene med full dekning og de seismiske datasettene med delvis dekning, • estimering av degradasjon i datakvalitet som resultat av testdekningshullene i de behandlede seismiske datasettene ved testforskyvninger og testdybder; og • bestemmelse av maksimale dekningshull som er akseptable for kartleggingen, fra den estimerte degradasjonen i datakvalitet.
2. Fremgangsmåte i følge krav 1, som videre omfatter følgende innledende trinn: • valg av et størrelsesområde for testdekningshullene for kartleggingen; • valg av testforskyvningene for kartleggingen; og • valg av testdybdene for kartleggingen.
3. Fremgangsmåte i følge krav 2, der testforskyvningene omfatter testforskyvingsområder.
4. Fremgangsmåte i følge krav 2, der trinnene for valg avhenger av målsettinger med kartleggingen og geologien i kartleggingen.
5. Fremgangsmåte i følge krav 1, der de seismiske datasettene omfatter kunstige seismiske datasett.
6. Fremgangsmåte i følge krav 1, der de seismiske datasettene omfatter virkelige seismiske datasett.
7. Fremgangsmåte i følge krav 1, der de seismiske datasettene omfatter en kombinasjon av kunstige og virkelige seismiske datasett.
8. Fremgangsmåte i følge krav 5, der trinnet for konstruksjon av et seismiske datasett med full dekning omfatter: • konstruksjon av en hastighetsmodell for
kartleggingsområdet; • bestemmelse av en konfigurasjon av kartleggings fartøyet for kartleggingen; og • generering av kunstige fra hastighetsmodellen og konfigurasjon av kartleggingsfartøyet for å konstruere et seismisk datasett med full dekning.
9. Fremgangsmåte i følge krav 8, der hastighetsmodellen omfatter et sett av hastighetsmodeller.
10. Fremgangsmåte i følge krav 8, der trinnet for konstruksjon av det seismiske datasettet med delvis dekning erkarakterisert ved: fjerning av data fra datasettet med full dekning for å
modellere testdekningshull som spenner over det valgte størrelsesområdet.
11. Fremgangsmåte i følge krav 5, der trinnet for konstruksjon av et seismisk datasett med full dekning omfatter: valg av tilgjengelige virkelige data for å konstruere et
seismisk datasett med full dekning.
12. Fremgangsmåte i følge krav 11, der trinnet for konstruksjon av seismiske datasett med delvis dekning erkarakterisert ved: fjerning av data fra datasettet med full dekning for å
modellere testdekningshull som spenner over det valgte størrelsesområdet.
13. Fremgangsmåte i følge krav 1, der trinnet for behandling av de seismiske datasettene omfatter prestakkmigrasjon.
14. Fremgangsmåte i følge krav 1, der trinnet for estimering av degradasjon av datakvalitet grunnet testdekningshull omfatter: sammenlikning av datakvaliteten for de behandlede
seismiske datasettene med delvis dekning med datakvaliteten for de behandlede seismiske datasettene med full dekning.
15. Fremgangsmåte i følge krav 10, der trinnet for estimering av degradasjon i datakvalitet som resultat av testdekningshullene videre omfatter: • behandling av data som er fjernet fra datasettet med full dekning for å modellere et testdekningshull; og • sammenlikning av datakvaliteten for de behandlede, fjernede dataene med datakvaliteten for det behandlede seismiske datasettet med full dekning.
16. Fremgangsmåte i følge krav 12, der trinnet for sammenlikning av datakvalitet i de behandlede seismiske datasettene omfatter: • behandling av data som er fjernet fra datasettet med full dekning for å modellere et testdekningshull; og • sammenlikning av datakvaliteten for de behandlede, fjernede dataene med datakvaliteten for det behandlede seismiske datasettet med full dekning.
17. Fremgangsmåte i følge krav 14, der trinnet for sammenlikning av datakvalitet i de behandlede seismiske datasettene omfatter: måling av artifakter i de behandlede seismiske
datasettene forårsaket av testdekningshullene.
18. Fremgangsmåte i følge krav 17, der de målte artifaktene tas fra et sett som omfatter amplitudedempning, tidsforskyvning, faseforvrengning, og støyinduserte "migrasj onssmil".
19. Fremgangsmåte i følge krav 17, der de målte artifaktene baseres på forventet frekvensinnhold i de behandlede, seismiske datasettene.
20. Fremgangsmåte i følge krav 1, videre omfattende: bestemmelse av innfillspesifikasjoner fra de bestemte, maksimale akseptable dekningshullene.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/139,820 US7336560B2 (en) | 2005-05-27 | 2005-05-27 | Method for determination of sufficient acquisition coverage for a marine seismic streamer survey |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20062347L NO20062347L (no) | 2006-11-28 |
NO337140B1 true NO337140B1 (no) | 2016-02-01 |
Family
ID=36637448
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20062347A NO337140B1 (no) | 2005-05-27 | 2006-05-23 | Fremgangsmåte for bestemmelse av dekningsgrad ved marin seismisk kartlegging |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7336560B2 (no) |
AU (1) | AU2006201790B2 (no) |
BR (1) | BRPI0601932B1 (no) |
GB (1) | GB2426587B (no) |
MY (1) | MY140421A (no) |
NO (1) | NO337140B1 (no) |
SG (1) | SG127796A1 (no) |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7336560B2 (en) * | 2005-05-27 | 2008-02-26 | Pgs Geophysical As | Method for determination of sufficient acquisition coverage for a marine seismic streamer survey |
US20080137480A1 (en) * | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Woodside Energy Limited | Method of Building a Subsurface Velocity Model |
US7944774B2 (en) * | 2008-05-07 | 2011-05-17 | Apache Corporation | Method for determining adequacy of seismic data coverage of a subsurface area being surveyed and its application to selecting sensor array geometry |
US7813218B2 (en) * | 2008-07-05 | 2010-10-12 | Westerngeco L.L.C. | Performing quality control with respect to positioning of survey hardware |
US20100302953A1 (en) * | 2009-05-27 | 2010-12-02 | Xiaoyun Li | Method of coverage evaluation and optimization using triangulation model |
AU2011265145B2 (en) | 2010-06-07 | 2013-11-21 | Conocophillips Company | Flaring methodologies for marine seismic data acquisition |
US8861309B2 (en) * | 2011-01-31 | 2014-10-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Exploitation of self-consistency and differences between volume images and interpreted spatial/volumetric context |
CN103874934B (zh) * | 2011-05-23 | 2017-04-12 | 离子地球物理学公司 | 用于确定要采集地球物理数据的位置的方法和设备 |
CN103675893B (zh) * | 2012-09-04 | 2016-08-03 | 中国石油天然气集团公司 | 海上拖缆观测系统复杂模板满覆盖布设方法 |
CA2889885A1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-06-19 | Landmark Graphics Corporation | Methods and systems for seismic modeling using multiple seismic source types |
US9857490B2 (en) | 2013-12-30 | 2018-01-02 | Pgs Geophysical As | Methods and systems for optimizing generation of seismic images |
WO2016004348A1 (en) | 2014-07-04 | 2016-01-07 | Ion Geophysical Corporation | Offset footprint analysis for selecting candidate lines for seismic survey |
US9829593B2 (en) | 2014-08-14 | 2017-11-28 | Pgs Geophysical As | Determination of an impulse response at a subsurface image level |
GB2530661B (en) * | 2014-09-03 | 2021-02-10 | Pgs Geophysical As | Impact assessment of marine seismic surveys |
US10466378B2 (en) | 2014-09-03 | 2019-11-05 | Pgs Geophysical As | Impact assessment of marine seismic surveys |
US10386511B2 (en) | 2014-10-03 | 2019-08-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic survey design using full wavefield inversion |
AU2016332565B2 (en) * | 2015-09-28 | 2022-07-21 | Shearwater Geoservices Software Inc. | 3D seismic acquisition |
CN105487117B (zh) * | 2015-12-21 | 2018-02-02 | 中国石油天然气集团公司 | 一种三维地震观测系统优化方法及装置 |
US11543550B2 (en) | 2019-08-20 | 2023-01-03 | Pgs Geophysical As | Infill monitoring using the three-dimensional Fresnel zone of a migration operator |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5450370A (en) * | 1993-05-28 | 1995-09-12 | Western Atlas International, Inc. | Quality assurance of spatial sampling for DMO |
GB2350428A (en) * | 1999-05-25 | 2000-11-29 | Baker Hughes Inc | Evaluating a seismic survey |
Family Cites Families (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6999879B2 (en) | 2003-05-14 | 2006-02-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for controlling seismic coverage using decision theory |
US6925386B2 (en) | 2003-09-12 | 2005-08-02 | Pgs Americas, Inc. | Illumination monitoring process for making infill decisions |
US7336560B2 (en) * | 2005-05-27 | 2008-02-26 | Pgs Geophysical As | Method for determination of sufficient acquisition coverage for a marine seismic streamer survey |
-
2005
- 2005-05-27 US US11/139,820 patent/US7336560B2/en active Active
-
2006
- 2006-04-19 MY MYPI20061790A patent/MY140421A/en unknown
- 2006-04-27 SG SG200602841A patent/SG127796A1/en unknown
- 2006-04-28 AU AU2006201790A patent/AU2006201790B2/en active Active
- 2006-05-12 GB GB0609521A patent/GB2426587B/en active Active
- 2006-05-23 NO NO20062347A patent/NO337140B1/no unknown
- 2006-05-26 BR BRPI0601932-3A patent/BRPI0601932B1/pt active IP Right Grant
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5450370A (en) * | 1993-05-28 | 1995-09-12 | Western Atlas International, Inc. | Quality assurance of spatial sampling for DMO |
GB2350428A (en) * | 1999-05-25 | 2000-11-29 | Baker Hughes Inc | Evaluating a seismic survey |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
BRINK, M. ET AL.: "Evaluation of 3-D coverage specs ¿ a case study". The Leading Edge. April 1993. Sider 280 - 283., Dated: 01.01.0001 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20060268662A1 (en) | 2006-11-30 |
NO20062347L (no) | 2006-11-28 |
GB0609521D0 (en) | 2006-06-21 |
AU2006201790B2 (en) | 2011-08-04 |
US7336560B2 (en) | 2008-02-26 |
GB2426587B (en) | 2008-11-26 |
GB2426587A (en) | 2006-11-29 |
BRPI0601932A (pt) | 2007-02-21 |
AU2006201790A1 (en) | 2006-12-14 |
BRPI0601932B1 (pt) | 2017-12-19 |
MY140421A (en) | 2009-12-31 |
SG127796A1 (en) | 2006-12-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO337140B1 (no) | Fremgangsmåte for bestemmelse av dekningsgrad ved marin seismisk kartlegging | |
AU2016269439B2 (en) | Method for acquiring and processing marine seismic data to extract and constructively use the up-going and down-going wavefileds emitted by the source(s) | |
CN102298156B (zh) | 用于反虚反射地震数据的方法和装置 | |
CN101086535B (zh) | 表征油藏随时间演变的方法和程序 | |
US10690792B2 (en) | Amplitude-versus-angle analysis for quantitative interpretation | |
US9684086B2 (en) | Method for acquiring and processing marine seismic data to extract and constructively use the up-going and down-going wave-fields emitted by the source | |
EP1147435B1 (en) | Method for the determination of local wave heights and acoustic sensor in marine seismic signals | |
NO332897B1 (no) | Fremgangsmate for a prosessere tidsforlopte seismiske datasignaler | |
EP2755055B1 (en) | Dip based tomography for estimating depth velocity models by inverting pre-stack dip information present in migrated seismic data | |
WO2016076917A1 (en) | Creating a high-resolution earth model using seismic tomography and impedance inversion | |
NO20111374A1 (no) | Fremgangsmate og innretning for innhenting av seismiske data. | |
US20090279386A1 (en) | Method for determining adequacy of seismic data coverage of a subsurface area being surveyed | |
AU2013200475A1 (en) | Methods and systems for correction of streamer-depth bias in marine seismic surveys | |
NO332880B1 (no) | Fremgangsmate for a redusere effekter fra grov sjo pa seismiske data | |
NO344028B1 (no) | Innsamling av marine seismiske data med skråstilte streamere | |
NO20121031A1 (no) | Prosess for a karakterisere utviklingen av er reservoar | |
US20080137480A1 (en) | Method of Building a Subsurface Velocity Model | |
BRPI0902474A2 (pt) | método para somar sinais de cabo sìsmico rebocável com duplo sensor utilizando velocidades de reflexão sìsmica | |
Brookshire Jr et al. | Applicability of ultra-high-resolution 3D seismic data for geohazard identification at mid-slope depths in the Gulf of Mexico: Initial results | |
Kim et al. | A case study on pseudo 3-D Chirp sub-bottom profiler (SBP) survey for the detection of a fault trace in shallow sedimentary layers at gas hydrate site in the Ulleung Basin, East Sea | |
Colin et al. | Fine-scale velocity distribution revealed by datuming of very-high-resolution deep-towed seismic data: Example of a shallow-gas system from the western Black Sea | |
Wu et al. | Side-scan sonar and sub-bottom profiler surveying | |
EP2775322A2 (en) | Apparatus and method for determination of far-field signature from variable-depth seismic data | |
MXPA06006002A (en) | Method for determination of sufficient acquisition coverage for a marine seismic streamer survey | |
WO2016207720A1 (en) | Gun position calibration method |