RU2013148094A

RU2013148094A - Скорость сходимости инверсии полного волнового поля при использовании формирования спектра

Info

Publication number: RU2013148094A
Application number: RU2013148094/28A
Authority: RU
Inventors: Парта С. РУТ; Спиридон К. ЛАЗАРАТОС; Анатолий БАУМШТЕЙН; Иван ЧИКИЧЕВ; Кэ Ван
Original assignee: Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани
Priority date: 2011-03-30
Filing date: 2012-01-30
Publication date: 2015-05-10
Also published as: KR101931488B1; BR112013018994A2; AU2012233133B2; CN103703391A; AU2012233133A1; KR20140021584A; US20130028052A1; WO2012134621A1; US8892413B2; RU2577387C2; US20150012256A1; EP2691795A1; EP2691795A4; CA2825395A1; SG193232A1; US9081115B2; CN103703391B

Abstract

1. Реализуемый компьютером способ ускорения сходимости итерационной инверсии сейсмических данных для получения модели одного или нескольких физических параметров в области геологической среды, содержащий использование локальной оптимизации функции стоимости, в котором предполагаемую или текущую модель обновляют для уменьшения несоответствия между сейсмическими данными и модельно-имитированными данными, в котором частотный спектр обновленной модели регулируют при первой итерации и в дальнейшем до соответствия известному или расчетному частотному спектру для области геологической среды.2. Способ по п. 1, в котором указанный один или несколько физических параметров представляет собой импеданс для продольных волн и в котором частотный спектр обновленной модели при каждой итерации регулируют до соответствия известному или расчетному частотному спектру, применяя формирующий спектр фильтр при первой итерации к сейсмическим данным и к сейсмическому импульсу источника, используемым для формирования модельно-имитированных данных, в котором сейсмический импульс источника до применения формирующего спектр фильтра выбирают так, чтобы получить частотный спектр W(f), который удовлетворяет D(f)≈fI(f)W(f), где D(f) представляет средний частотный спектр из сейсмических данных, f представляет частоту и I(f) является средним частотным спектром импеданса для продольных волн в области геологической среды или аппроксимируется частотным спектром другого упругого параметра области геологической среды, и в котором указанный известный или расчетный частотный спектр для области геологической среды представляет собой I(f).3. �

Claims

1. Реализуемый компьютером способ ускорения сходимости итерационной инверсии сейсмических данных для получения модели одного или нескольких физических параметров в области геологической среды, содержащий использование локальной оптимизации функции стоимости, в котором предполагаемую или текущую модель обновляют для уменьшения несоответствия между сейсмическими данными и модельно-имитированными данными, в котором частотный спектр обновленной модели регулируют при первой итерации и в дальнейшем до соответствия известному или расчетному частотному спектру для области геологической среды.

2. Способ по п. 1, в котором указанный один или несколько физических параметров представляет собой импеданс для продольных волн и в котором частотный спектр обновленной модели при каждой итерации регулируют до соответствия известному или расчетному частотному спектру, применяя формирующий спектр фильтр при первой итерации к сейсмическим данным и к сейсмическому импульсу источника, используемым для формирования модельно-имитированных данных, в котором сейсмический импульс источника до применения формирующего спектр фильтра выбирают так, чтобы получить частотный спектр W(f), который удовлетворяет D(f)≈fI_p(f)W(f), где D(f) представляет средний частотный спектр из сейсмических данных, f представляет частоту и I_p(f) является средним частотным спектром импеданса для продольных волн в области геологической среды или аппроксимируется частотным спектром другого упругого параметра области геологической среды, и в котором указанный известный или расчетный частотный спектр для области геологической среды представляет собой I_p(f).

3. Способ по п. 2, в котором формирующий спектр фильтр удовлетворяет

H(f)={f^1/2I_p(f)}/{A^1/2(f)D(f)},

где A(f) представляет частотно-зависимый множитель, определенный так, что

G(f)=A(f)W(f)D(f),

где G(f) представляет частотный спектр градиента функции стоимости применительно к одному из одного или нескольких физических параметров.

4. Способ по п. 1, в котором обновление предполагаемой или текущей модели содержит вычисление градиента функции стоимости применительно к одному из одного или нескольких физических параметров и затем применение формирующего спектр фильтра к градиенту при по меньшей мере первой итерации; и в котором модельно-имитированные данные формируют, используя сейсмический импульс источника, имеющий частотный спектр W(f), который удовлетворяет D(f)≈fI_p(f)W(f), где D(f) представляет средний частотный спектр из сейсмических данных, f представляет частоту, и I_p(f) является средним частотным спектром импеданса для продольных волн в области геологической среды или аппроксимируется частотным спектром другого упругого параметра области геологической среды; и в котором указанный известный или расчетный частотный спектр представляет собой I_p(f).

5. Способ по п. 4, в котором формирующий спектр фильтр H(f) определяют делением известного или расчетного частотного спектра S(f) в области геологической среды для указанного одного из одного или нескольких физических параметров на спектр G(f) градиента до формирования.

6. Способ по п. 4, в котором формирующий спектр фильтр изменяют во времени.

7. Способ по п. 1, в котором известный или расчетный частотный спектр для области геологической среды получают, усредняя спектры каротажных диаграмм из области геологической среды.

8. Способ по п. 7, в котором модели по меньшей мере двух физических параметров получают одновременно, а известный или расчетный частотный спектр для каждого физического параметра получают, усредняя спектры каротажных диаграмм, определяющие этот физический параметр или соответствующие ему.

9. Способ по п. 1, в котором модели по меньшей мере двух физических параметров получают одновременно, а частотный спектр каждой обновленной модели при первой итерации и в дальнейшем регулируют до соответствия известному или расчетному частотному спектру соответствующего физического параметра в области геологической среды.

10. Способ по п. 9, в котором обновление предполагаемой или текущей модели конкретного физического параметра (обозначаемого индексом i) содержит вычисление градиента (∇_i) функции стоимости применительно к этому конкретному физическому параметру и затем применение формирующего спектр фильтра к градиенту, в котором формирующий спектр фильтр подгоняют к конкретному физическому параметру и его известному или расчетному частотному спектру S_i(f) из области геологической среды.

11. Способ по п. 10, в котором формирующий спектр фильтр определяют делением S_i(f) на спектр градиента до формирования.

12. Способ по п. 10, в котором формирующий спектр фильтр изменяют во времени.

13. Способ по п. 2, в котором формирующий спектр фильтр получают в соответствии с критерием, заключающимся в том, что спектр градиента функции стоимости применительно к одному из одного или нескольких физических параметров, после применения формирующего спектр фильтра к сейсмическим данным и к сейсмическому импульсу источника, используемым для формирования модельно-имитированных данных, должен соответствовать известному или расчетному частотному спектру для области геологической среды.

14. Способ по п. 1, в котором один или несколько физических параметров выбирают из группы, состоящей из импеданса для продольных волн, импеданса для поперечных волн, плотности, скорости продольных волн и скорости поперечных волн.

15. Способ по п. 1, в котором модельно-имитированные данные формируют, используя сейсмический импульс источника, имеющий частотный спектр W(f), удовлетворяющий с точностью до коэффициента пропорциональности следующему уравнению:

D(f)=fI_p(f)W(f),

где f представляет частоту, D(f) представляет средний частотный спектр из сейсмических данных, и I_p(f) представляет средний частотный спектр импеданса продольных волн в области геологической среды или аппроксимацию его, основанную на частотном спектре другого упругого параметра.

16. Способ по п. 15, в котором D(f) и I_p(f) представляют средние спектры, что означает усредненные по области геологической среды.

17. Компьютерный программный продукт, содержащий используемый компьютером носитель, причем имеющий считываемый компьютером программный код, реализованный на нем, указанный считываемый компьютером программный код приспособлен к выполнению осуществления способа инверсии сейсмических данных для получения модели одного или нескольких физических параметров в области геологической среды, при этом указанный способ содержит использование итерационной инверсии с локальной оптимизацией функции стоимости, в котором предполагаемую или текущую модель обновляют для уменьшения несоответствия между сейсмическими данными и модельными имитированными данными, в котором частотный спектр обновленной модели при каждой итерации регулируют до соответствия входному известному или расчетному частотному спектру для области геологической среды.

18. Способ по п. 1, в котором функция стоимости представляет собой взаимную корреляцию между сейсмическими данными и модельно-имитированными данными, а оптимизация максимизирует функцию стоимости после того, как регулирование частотного спектра применяют к сейсмическим данным и модельно-имитированным данным.

19. Способ по п. 18, в котором кодирование источника используют относительно сейсмических данных и при имитации модели, а множество кодированных источников обращают одновременно.

20. Способ по п. 19, в котором кодирование изменяют для по меньшей мере одной итерации инверсии.

21. Способ по п. 1, в котором функция стоимости представляет собой функцию огибающей взаимной корреляции между сейсмическими данными и модельно-имитированными данными, а оптимизация максимизирует функцию стоимости.

22. Способ по п. 21, в котором кодирование источника используют относительно сейсмических данных и при имитации модели, а множество кодированных источников обращают одновременно.

23. Способ по п. 22, в котором кодирование изменяют для по меньшей мере одной итерации инверсии.