WO2001031364A1 - Procede de prospection sismique mettant en oeuvre un traitement sur les ondes converties - Google Patents
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- WO2001031364A1 WO2001031364A1 PCT/FR2000/002984 FR0002984W WO0131364A1 WO 2001031364 A1 WO2001031364 A1 WO 2001031364A1 FR 0002984 W FR0002984 W FR 0002984W WO 0131364 A1 WO0131364 A1 WO 0131364A1
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- 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
- G01V1/284—Application of the shear wave component and/or several components of the seismic signal
- G01V1/286—Mode conversion
Definitions
- the present invention relates to a seismic prospecting method implementing a processing on the converted waves.
- the general principle of seismic prospecting consists in causing, using a seismic source, a disturbance in the subsoil and in recording, with the help of sensors, seismic data generated by this disturbance in order to draw an information on the geology of the subsoil and in particular to detect the presence of hydrocarbon.
- FIG. 1 An acoustic wave propagating in a basement from a source 1.
- This acoustic wave is, in the example shown, a compression wave which is reflected in the basement in decomposing according to a reflected compression wave and a reflected shear wave.
- the compression waves (so-called P-type waves) vibrate in their direction of propagation
- shear waves (so-called S-type waves) vibrate perpendicular to this direction of propagation.
- the speed of propagation of the shear waves is lower than the speed of propagation of the compression waves and the knowledge of the fields of speed of the compression waves and shear waves makes it possible to determine the information on the subsoil.
- the ratio between the speed of the compression waves and the speed of the shear waves makes it possible to determine the pressure coefficient of the rocks crossed and also serves as an indicator of the presence of hydrocarbon.
- the parameters Tp and Vp are sufficient for the analysis PP speeds, while the parameters Ts and Vs are sufficient for the analysis of the SS speeds.
- the analysis of converted speeds (PS reflections) is generally done using, in the time domain, models involving the parameters Vp, Vs, as well as a parameter Vc, where Vc is such that:
- the models using these three parameters are efficient in the case of homogeneous and isotropic materials for S and P waves.
- Te Ts + Tp.
- the offset xc of the reflection point with respect to a source depends in fact on the first order of the parameter ⁇ eff and on the second order of the parameter ⁇ o, as well as on the quantity Tc.Vc 2 .
- the parameter ⁇ ef. is assumed to be known.
- the object of the invention is to propose a seismic processing method on the converted waves which is particularly reliable and this independently of the prior knowledge of the parameters ⁇ ef f and ⁇ o.
- the invention proposes a seismic prospecting method according to which a seismic compression wave is emitted into the subsoil and seismic data is collected using sensors having at least one shear component and according to which one processes the data corresponding to this shear component in order to deduce therefrom information on the geology of the subsoil, characterized in that an estimate of the ratio f vp.dl / f vs.dl is determined, where vp and vs are
- the seismic data are inverted in order to deduce the values of local compression and shear velocities for said layer at analyze, using a modeling in which this estimation is used for the invariant parameter ⁇ e ff-
- the invention is advantageously supplemented by the following different characteristics taken alone or according to all their technically possible combinations: - the parameter ⁇ and ⁇ is determined by implementing, for different possible values for it, a migration processing of the seismic data which correspond to the shear component, and by determining the value of the parameter ⁇ ⁇ ff for which the images front and rear seismics are the best correlated;
- Tp ' ⁇ P * (i + ⁇ o) / (i + ⁇ o ' )
- Fc ' Fc * ⁇ * (1 + ⁇ 0 ) / (1+ ⁇ o') * (1+ T) / ( * ! + ⁇ eff) and a migration corresponding to these new parameters is implemented on the seismic data;
- the parameter Tp is advantageously determined from the speed field vp determined from the analysis of the compression component of the seismic data
- a treatment with a large offset is implemented by varying the anisotropy parameters ⁇ and ⁇ while keeping the ratio (1 + 2 ⁇ ) / (1 + 2 ⁇ ) constant ).
- FIGS. 2 and following illustrate the influence of the positioning of the common conversion point in the determination of ⁇ eff .
- the processing which is described below with reference to FIGS. 2 and following is implemented on seismic images constituted by seismic traces, some corresponding to PS type waves, the others to PP type waves, acquired by means a dense set of seismic sources and 2D or 3D geophone or hydrophone sensors distributed in at least one acquisition direction.
- step 1 approximate values are determined for the speed modeling parameters in the analysis layer, in principle the first layer of the subsoil whose speeds are to be inverted, the speeds of the layers above of this analysis layer having been previously inverted, for example by means of the same processing.
- an estimate of the parameter ⁇ ef ⁇ is determined.
- step 2 we implement a processing intended to determine a more precise value of ⁇ etf .
- a value of ⁇ erf is determined for which the offset
- ⁇ X in a spatial acquisition direction, between the front PS seismic images and the rear PS seismic images - which are obtained by reversing the positions of the emitters and sources along the acquisition direction considered - is zero.
- the front seismic images are obtained by considering a dense set of transmitters aligned along the azimuth which corresponds to the direction of acquisition and by noting the seismic traces obtained for the sensors offset with respect to the transmitters, in the direction d acquisition of a pre-defined constant (algebraic) offset.
- the rear images are obtained using the transmitters directly adjacent to the sensors used for the acquisition of the front seismic images, as well as sensors offset with respect to these transmitters, in the acquisition direction, of an offset (algebraic) offset from that used for the acquisition of the images before. This choice of transmitters and sensors is extracted from the data during migration.
- the front and rear images thus determined are then used to determine the correct value of ⁇ eff .
- the lateral coherence that is to say the offset ⁇ X between front and rear image is therefore zero when the value of ⁇ ⁇ ff is correct.
- FIG. 3a represents one below the other the front and rear migrated seismic images obtained for any ⁇ e f ⁇ .
- the front image only corresponds to the rear image with an ⁇ X offset.
- FIG. 3b represents, one below the other, the front and rear seismic images obtained after determining the value of ⁇ eff , that is to say after setting up in configuration with a common conversion point. There is then no lag between the front and rear images.
- the method therefore implements a processing operation making it possible to determine the value of ⁇ e ff for which the offset ⁇ X is zero.
- vp 0 and vs 0 global values corresponding to an estimate of an average speed through all the layers, including the analyzed layer.
- invariants are in fact mathematically equivalent to the classical invariants Vp, Vs, Tp, Ts, Vc, ⁇ eff and ⁇ 0 . They have the advantage of being easily calculable from a field of values vp, vs, since we have:
- Tp, Fp, Ts, Fs constitute the four fundamental independent parameters from which all the others are deduced.
- ⁇ eff Fp / Fs
- ⁇ o Ts / Tp
- Fc Fp + Fs
- Te Tp + Ts
- Vp (FplTp)
- Vs l (F lTs)
- Vc ⁇ (FcITc) etc.
- Tp ' Tp * (1 + ⁇ o) / (1 + ⁇ o')
- Fp ' Fp * ⁇ 2 * (1 + ⁇ o) / (1 + ⁇ o')
- Fc ' Fc * ⁇ * (1 + ⁇ 0 ) / (1+ ⁇ o') * (1+ ⁇ _ff ') / (1 + ⁇ eff) and a PS migration corresponding to these new parameters is implemented on the seismic data.
- step 3 - focusing H the letter H classically designating the source-receiver offset
- step 3 - focusing H the letter H classically designating the source-receiver offset
- vp and vs while keeping ⁇ eff constant.
- Fc The value retained for Fc is that which corresponds to the value of ⁇ for which the alignment in the direction of offset is optimal.
- the analysis is done on as many CCP positions as desired. ⁇ eff and Fc having thus been determined at the end of this third step, the same applies to Fs and Fp.
- Tp and ⁇ 0 which depend on each other.
- ⁇ o controls the condition of common depth of PP images (but is not sufficient to ensure it except in the uncertain hypothesis of a perfect isotropy for P and S waves).
- a measure independent of ⁇ 0 constrained by the common deepening condition PP and PS gives access to the anisotropy of the medium.
- Tp is advantageously determined, in a step 4, from the speed field vp determined from the analysis of the PP waves. It will be noted that the determination of Tp is not essential for the determination of the parameters Fp and Fs which have been determined in a coherent manner thanks to the processing of step 2 on the PS waves.
- VTI vertical transverse isotropy
- Vertical axis Transverse Isotropy the type proposed by Thomsen in :
- V nmop and Vnm os are the apparent NMO compression and shear rates and where V p0 and V s0 are the vertical rates).
- the true depth Zr is common to the real models of velocities P and S, and is connected to Fp, Tp in the first model, and to Fs, Ts in the second, by the two anisotropy parameters ⁇ and ⁇ independent from each other.
- invariant parameters Tp, Fp, Ts and Fs being integrals on the depth, they lend themselves naturally to a layer-by-layer analysis ("stripping" or “layer stripping"), the problem being reduced to a local determination of the invariants at the roof of the last layer.
- Focusing and calibrating the PP and PS images then amounts to solving the following system of equations to find the solutions Z, v p , v s , ⁇
- step 6 a large offset curvature treatment is implemented.
- the resolution of the speed analysis of P and S waves in anisotropic medium, by isotropic approximations and short offset has left only one degree of freedom to the problem: the behavior with great offset or anisotropy manifests itself most clearly.
- the behavior of long offset travel times is probed by migration before addition by varying the anisotropy parameters while keeping the ratio (1 + 2 ⁇ ) / (1 + 2 ⁇ ) constant.
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Abstract
Procédé de prospection sismique selon lequel on émet dans le sous-sol une onde sismique de compression et on recueille à l'aide de capteurs des données sismiques ayant au moins une composante de cisaillement et selon lequel on traite les données correspondant à cette composante de cisaillement pour en déduire une information sur la géologie du sous-sol, caractérisé en ce qu'on détermine une estimation du rapport (a), où vp et vs sont les valeurs de vitesses réelles locales de compression et de cisaillement, où l désigne la coordonnée de la profondeur dans le sous-sol, et où z est la valeur de cette coordonnée de profondeur à la surface inférieure de la dernière couche à analyser, et on inverse les données sismiques afin de déduire les valeurs de vitesses locales de compression et de cisaillement pour ladite couche à analyser, en utilisant une modélisation dans laquelle cette estimation est utilisée pour le paramètre invariant ηeff.
Description
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PROCEDE DE PROSPECTION SISMIQUE METTANT EN OEUVRE UN TRAITEMENT SUR LES ONDES CONVERTIES
La présente invention est relative à un procédé de prospection sismique mettant en œuvre un traitement sur les ondes converties.
Le principe général de la prospection sismique consiste à provoquer, à l'aide d'une source sismique, un ébranlement dans le sous-sol et à enregistrer, à l'aide de capteurs, des données sismiques générées par cet ébranlement pour en tirer une information sur la géologie du sous-sol et en particulier pour détecter la présence d'hydrocarbure.
On a représenté sur la figure 1 une onde acoustique se propageant dans un sous-sol à partir d'une source 1. Cette onde acoustique est, dans l'exemple représenté, une onde de compression qui se réfléchit dans le sous-sol en se décomposant selon une onde réfléchie de compression et une onde réfléchie de cisaillement.
On rappelle que les ondes de compression (ondes dites de type P) vibrent dans leur direction de propagation, tandis que les ondes de cisaillement (ondes dites de type S) vibrent quant à elles perpendiculairement à cette direction de propagation. La vitesse de propagation des ondes de cisaillement est inférieure à la vitesse de propagation des ondes de compression et la connaissance des champs de vitesse des ondes de compression et des ondes de cisaillement permet de déterminer les informations sur le sous-sol. Par exemple, le rapport entre la vitesse des ondes de compression et la vitesse des ondes de cisaillement permet de déterminer le coefficient de pression des roches traversées et sert également d'indicateur de présence d'hydrocarbure.
Classiquement, pour inverser des données sismiques, on utilise des modélisations des champs de vitesses qui dépendent d'un certain nombre de paramètres - que l'on considère comme étant invariants pour une gamme de déports source/récepteur donnée et une zone spatiale d'acquisition donnée, ces paramètres pouvant néanmoins être "lentement" variables spatialement, c'est à dire être variables d'une zone spatiale à une autre.
Pour inverser des données sismiques correspondant à des réflexions SS ou PP dans le sous-sol, on utilise des paramètres Vp et Vs qui représentent des vitesses apparentes des ondes de compression et des ondes de cisaillement après correction dynamique ("Normal Move Out" ou "NMO" selon la terminologie anglo-saxonne généralement utilisée par l'homme du métier), ainsi que des paramètres Tp et Ts, qui représentent respectivement des temps de trajets verticaux des ondes P et S. Les paramètres Tp et Vp suffisent pour l'analyse des vitesses PP, tandis que les paramètres Ts et Vs suffisent pour l'analyse des vitesses SS. L'analyse de vitesses converties (réflexions PS) se fait quant à elle généralement en utilisant, dans le domaine temporel, des modélisations faisant intervenir les paramètres Vp, Vs, ainsi qu'un paramètre Vc, où Vc est tel que :
Tc.Vc2 = Tp. Vp2 + Ts. Vs2, avec Te = Ts+Tp. Les modélisations utilisant ces trois paramètres sont performantes dans le cas de matériaux homogènes et isotropes pour les ondes S et P. Par contre dans le cas de milieux verticalement inhomogènes ou à forte anisotropie, il a été montré qu'il convenait de tenir compte de deux autres paramètres, désignés dans la littérature par γeff et γo, où γeff = γπ 2/γo avec
Le déport xc du point de réflexion par rapport à une source dépend en effet au premier ordre du paramètre γeff et au second ordre du paramètre γo, ainsi que de la quantité Tc.Vc2.
On pourra à cet égard avantageusement se référer à la publication suivante :
- [1] Thomsen, L., 1998, "Converted-Wave reflection seismology over anisotropie, inhomogeneous média". 68th annual meeting, SEG Expanded Abstracts, 2048-2051.
Toutefois, dans cette publication, le paramètre γef. est supposé connu. Or, dans la pratique, aucun des paramètres précités n'est habituellement immédiatement connu.
L'invention a quand à elle pour but de proposer un procédé de traitement sismique sur les ondes converties qui est particulièrement fiable et ce indépendamment de la connaissance préalable des paramètres γeff et γo. Récemment, il a été proposé de déterminer le déport latéral du point de conversion en utilisant la corrélation latérale entre d'une part des images à déport source/récepteur avant et d'autre part des images à déport source/récepteur arrière, c'est à dire des images obtenues en inversant les positions des sources et des récepteurs. On pourra à cet égard se référer à :
- [1] Herrmann, P., Michaud, G., Granger P.Y., 1999, "Stacking mode- converted waves", presented at the CSEG conférence, Calgary, May 1999.
L'invention propose quant à elle un procédé de prospection sismique selon lequel on émet dans le sous-sol une onde sismique de compression et on recueille à l'aide de capteurs des données sismiques ayant au moins une composante de cisaillement et selon lequel on traite les données correspondant à cette composante de cisaillement pour en déduire une information sur la géologie du sous-sol, caractérisé en ce qu'on détermine une estimation du rapport f vp.dl / f vs.dl , où vp et vs sont
les valeurs de vitesses réelles locales de compression et de cisaillement, où I désigne la coordonnée de la profondeur dans le sous-sol, où z est la valeur de cette coordonnée de profondeur à la surface inférieure de la dernière couche à analyser et où z0 est la valeur de cette coordonnée de profondeur à la surface supérieure de cette couche ou d'une couche au dessus de celle-ci, et on inverse les données sismiques afin de déduire les valeurs de vitesses locales de compression et de cisaillement pour ladite couche à analyser, en utilisant une modélisation dans laquelle cette estimation est utilisée pour le paramètre invariant γeff- L'invention est avantageusement complétée par les différentes caractéristiques suivantes prises seules ou selon toutes leurs combinaisons techniquement possibles :
- on détermine le paramètre γetτ en mettant en œuvre, pour différentes valeurs possibles pour celui-ci, un traitement de migration des données sismiques qui correspondent à la composante de cisaillement, et en déterminant la valeur du paramètre γβff pour laquelle les images sismiques avant et arrière sont les mieux corrélées ;
- pour faire varier le paramètre γerr, on pose vp α = α vp0 et vs β = β vs0, où vpo et vso sont les valeurs approximatives préalablement déterminées pour vp et vs, et on fait varier à la fois les variables α et β ;
- la modélisation fait intervenir comme paramètres invariants au moins quatre des paramètres γ0, γeff, Tp, Fp, Te, Fc, avec γ0 = Ts/Tp, γΘf. = Fp/Fs, Te = Tp + Ts, où Tp et Ts représentent respectivement des temps de trajets verticaux des ondes de compression et de cisaillement, où Fp est tel que (Fp/Tp)1/2 représente une vitesse de compression et où Fc est tel que ((Fc-Fp)/Ts) 1/2 représente une vitesse de cisaillement.
- lorsque l'on fait varier les variables α et β, on remplace les paramètres γ0, γeff, Tp, Fp, Fc par γo' = α/β * γ0 γeff' = α/β * γeff
Tp' = τP * (i+γo)/(i+ γo')
Fp' = Fp * α2 * (1+ γo)/(1+ γo')
Fc' = Fc * αβ * (1+γ0)/(1+ γo') * (1+ T )/(*!+ γeff) et on met en œuvre sur les données sismiques une migration correspondant à ces nouveaux paramètres ;
- pour faire varier le paramètre γeff, on pose β = 1/α et on fait varier α ;
- à l'issue de la détermination du paramètre γeff, on fait varier vp et vs tout en maintenant γeff constant et on détermine le paramètre Fc pour lequel l'alignement selon la direction de déport est maximal ;
- pour faire varier vp et vs, on pose vp α = α vpi et vs α = α si, où vpi et vsi sont des valeurs déterminées pour vp et vs dans l'étape 2, et on fait varier la variable α ;
- à l'issue de la détermination du paramètre Fc, on détermine le paramètre Tp et/ou le paramètre γo = Ts/Tp ;
- le paramètre Tp est avantageusement déterminé à partir du champ de vitesse vp déterminé à partir de l'analyse de la composante de compression des données sismiques ;
- on met ensuite en oeuvre un traitement de mise en profondeur commune des modèles de vitesses S et P ;
- à l'issue du traitement de mise en profondeur, on met en œuvre un traitement à courbure à grand déport en faisant varier les paramètres d'anisotropie δ et σ tout en maintenant constant le rapport (1+2δ)/(1+2σ).
D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront encore de la description qui suit. Cette description est purement illustrative et non limitative. Elle doit être lue en regard des figures annexées sur lesquelles :
- la figure 1 , déjà discutée, illustre schématiquement la décomposition en ondes S et P d'une onde de compression émise par une source acoustique ;
- la figure 2 illustre différentes étapes de traitement conformes à une mise en œuvre possible pour l'invention ;
- les figures 3a et 3b illustrent l'influence du positionnement du point de conversion commun dans la détermination de γeff. Le traitement qui est décrit ci-après en référence aux figures 2 et suivantes se met en œuvre sur des images sismiques constituées par des traces sismiques correspondant les unes à des ondes de type PS, les autres à des ondes de type PP, acquises au moyen d'un ensemble dense de sources sismiques et de capteurs géophones ou hydrophones 2D ou 3D répartis selon au moins une direction d'acquisition.
Ce traitement comporte différentes étapes référencées de 1 à 6.
Dans une première étape (étape 1), on détermine des valeurs approchées pour les paramètres de modélisation des vitesses dans la couche d'analyse, en principe la première couche du sous-sol dont les vitesses sont à inverser, les vitesses des couches au dessus de cette couche d'analyse ayant quant à elles été préalablement inversées, par exemple au moyen du même traitement.
Notamment, on détermine une estimation du paramètre γefτ. A cet effet, on utilise par exemple les images sismiques temporelles correspondant à l'acquisition PP initiale pour déterminer une valeur d'initialisation pour le paramètre invariant Vp et on utilise les images sismiques temporelles correspondant à l'acquisition PS initiale pour déterminer une valeur d'initialisation pour le paramètre invariant Vs.
Dans un deuxième temps (étape 2), on met en œuvre un traitement destiné à déterminer une valeur de γetf plus précise. A cet effet, on détermine une valeur de γerf pour laquelle le décalage
ΔX, selon une direction spatiale d'acquisition, entre les images sismiques PS avant et les images sismiques PS arrière - lesquelles sont obtenues par inversion des positions des émetteurs et des sources le long de la direction d'acquisition considérée - est nul. Plus précisément, les images sismiques avant sont obtenues en considérant un ensemble dense d'émetteurs alignés suivant l'azimut qui correspond à la direction d'acquisition et en relevant les traces sismiques obtenues pour les capteurs décalés par rapport aux émetteurs, dans la direction d'acquisition, d'un déport (algébrique) constant pré-défini. Les images arrière sont obtenues en utilisant les émetteurs directement voisins des capteurs utilisés pour l'acquisition des images sismiques avant, ainsi que des capteurs décalés par rapport à ces émetteurs, dans la direction d'acquisition, d'un déport (algébrique) inverse de celui utilisé pour l'acquisition des images avant. Ce choix d'émetteurs et capteurs est extrait des données lors de la migration.
Les images avant et arrière ainsi déterminées sont ensuite utilisées pour déterminer la valeur correcte de γeff.
En effet, on a vu qu'il avait été montré que le déport xc du point de conversion par rapport à la source, dans la direction d'acquisition, dépend de γeff au premier ordre et du paramètre γ0l ainsi que de la quantité Tc.Vc2 au second ordre.
Or, la détermination de cette quantité Tc.Vc2 souffre d'un étalement du point de conversion qui dépend de l'erreur sur γeff, mais cet étalement intervient toujours en sens opposé dans le cas où l'on inverse un couple émetteur/récepteur donné.
La cohérence latérale, c'est à dire le déport ΔX entre image avant et arrière est donc nulle lorsque la valeur de γβff est correcte.
Ainsi, la condition ΔX = 0 est équivalente à une détermination exacte de γeff ou à une détermination exacte du déport Xc du point de conversion (détermination dite de la configuration à point de conversion commun ou PCC).
C'est ce qui est illustré sur les figures 3a et 3b. La figure 3a représente l'une en dessous de l'autre les images sismiques migrées avant et arrière obtenues pour γefτ quelconque. L'image avant ne correspond à l'image arrière qu'avec un décalage ΔX. La figure 3b représente quant à elle l'une en dessous de l'autre les images sismiques avant et arrière obtenues après détermination de la valeur de γeff, c'est à dire après mise en configuration à point de conversion commun. Il n'y a alors pas de décalage entre les images avant et arrière. Le procédé met donc en œuvre un traitement permettant de déterminer la valeur de γeff pour laquelle le décalage ΔX est nul.
Cette détermination de la valeur de γeff pour laquelle le décalage ΔX est nul se fait par exemple en posant vp α = α vp0 et vs β = β vs0,
où vpo et vs0 sont les valeurs approximatives de vitesses réelles locales de compression et de cisaillement déterminées au moyen de migrations mises en œuvre sur les acquisitions PP et PS initiales et où α et β sont des variables. On peut par exemple utiliser pour vp0 et vs0 des valeurs globales correspondant à une estimation d'une vitesse moyenne à travers toutes les couches, y compris la couche analysée. On peut montrer qu'il est possible d'utiliser, au lieu des invariants classiques Vp, Vs, Tp, Ts, Vc, γeff et γ0, les invariants Tp, Fp, Ts, Fs, ou encore Tp, Fp, Te, Fc, où Fp, Fs et Fc vérifient Fp = Tp.Vp2
Fs = Ts.Vs2
Fc = Tc.Vc2
Ces invariants sont en effet mathématiquement équivalents aux invariants classiques Vp, Vs, Tp, Ts, Vc, γeff et γ0. Ils ont l'avantage d'être facilement calculable à partir d'un champ de valeurs vp, vs, puisque que l'on a :
Fp = r vp.dl
F s s- dl et γeff = Fp/Fs où vp et vs sont les valeurs de vitesses réelles locales de compression et de cisaillement, où I désigne la coordonnée de la profondeur dans le sous-sol, où z est la valeur de cette coordonnée de profondeur à la surface inférieure de la dernière couche à analyser et où z0 est la valeur de cette coordonnée de profondeur à la surface supérieure de cette couche ou d'une couche au dessus de celle-ci,
Par ailleurs : Tp, Fp, Ts, Fs constituent les quatre paramètres indépendants fondamentaux dont tous les autres se déduisent.
γeff = Fp/Fs, γo = Ts/Tp, Fc = Fp + Fs, Te = Tp + Ts, Vp= (FplTp)
Vs= l(F lTs)
Vc= ^(FcITc) etc.
Il en résulte que les combinaisons quatre par quatre suivantes sont suffisantes pour déterminer complètement le problème. (Tp, Fp, Ts, Fs) (Tp, Fp, Te, Fc) (Fc, Te, γ0 γeff) (ce sont les plus utiles), et encore :
(Tp, Vp, Ts, Vs) (Tp, Vp, Te, Vc) etc.
Pour chaque couple (α, β), on remplace les paramètres γ0, γetτ. Tp, Fp, Fc par γo' = α/β * γ0 γeff' = α/β * γeff
Tp' = Tp*(1+γo)/(1+γo')
Fp' = Fp* α2*(1+γo)/(1+γo') Fc' = Fc * αβ * (1+γ0)/(1+ γo') * (1+ γ_ff')/(1+ γeff) et on met en œuvre sur les données sismiques une migration PS correspondant à ces nouveaux paramètres.
Après migration des données sismiques, on calcule la corrélation entre les images sismiques avant et les images sismiques arrière. On choisit le couple (α, β) pour lequel cette corrélation est la plus importante.
Ce traitement est avantageusement mis en œuvre en utilisant β = 1/α, ce qui permet de n'avoir à faire varier que la variable α (contre factorisation de vs et vp).
Une fois γeff ainsi déterminé, on met en œuvre dans une nouvelle étape (étape 3 - focalisation H, la lettre H désignant en effet classiquement le déport source-récepteur) un traitement destiné à permettre de raffiner la valeur du paramètre Fc.
A cet effet, on fait varier vp et vs tout en maintenant γeff constant. Par exemple, on pose vp α = α vpi et vs α = α vsi , où vpi et vs! sont les valeurs déterminées pour vp et vs dans l'étape 2, et où α est une variable que l'on fait varier (co factorisation de Vp et Vs).
On détermine les nouveaux paramètres γ0', γeff', Tp', Fp', Fc' correspondant à ces vitesses vp α et vs α (en remplaçant β par α dans la formulation donnée ci-dessus pour ces paramètres) et on met en oeuvre un traitement de migration en utilisant une modélisation qui correspond à ces paramètres. La migration produit cette fois-ci des collections à point de conversion (candidat) commun. Au lieu de regarder une image pour un déport avant et une image pour un déport arrière sur toute une ligne image, on regarde cette fois-ci en un ensemble de positions spatiales discrètes (position PCC ou Point de Conversion Commun) alignées selon la direction de déport considérée.
La valeur retenue pour Fc est celle qui correspond à la valeur de α pour laquelle l'alignement selon la direction de déport est optimale. L'analyse se fait sur autant de positions CCP que souhaité. γeff et Fc ayant ainsi été déterminés à l'issue de cette troisième étape, il en va de même pour Fs et Fp.
Il reste néanmoins à déterminer Tp et γ0, qui dépendent l'un de l'autre. γo commande la condition de mise en profondeur commune des images PP (mais ne suffit pas à l'assurer sauf dans l'hypothèse incertaine d'une parfaite isotropie pour les ondes P et S). A contrario, une mesure
indépendante de γ0, contrainte par la condition de mise en profondeur commune PP et PS donne un accès à l'anisotropie du milieu.
Tp est avantageusement déterminé, dans une étape 4, à partir du champ de vitesse vp déterminé à partir de l'analyse des ondes PP. On notera que la détermination de Tp n'est pas indispensable à la détermination des paramètres Fp et Fs qui ont été déterminés de façon cohérente grâce au traitement de l'étape 2 sur les ondes PS.
On dispose ainsi à l'issue de cette étape 4 de tous les paramètres de modélisation PS et PP : Tp, Fp, Ts, et Fs sont connus. Dans une étape 5, on met en œuvre un traitement de mise en profondeur commune des modèles de vitesses S et P. En effet, les déterminations des paramètres Tp, Fp, Ts et Fs faites dans les étapes précédentes ont été faites sur la dernière couche et ne préjugeaient pas de l'existence d'une éventuelle anisotropie. Toutefois, la détermination de ces paramètres invariants a une profondeur commune aux modèles P et S nécessite de prendre en compte l'anisotropie (en effet les invariants T et F font intervenir des vitesses locales différentes en cas d'anisotropie).
On utilise à cet effet un traitement se fondant sur un modélisation de l'isotropie transverse verticale ("VTI" ou "Vertical axis Transverse Isotropy" selon la terminologie anglo-saxonne utilisée par l'homme du métier) du type de celle proposée par Thomsen dans :
[3] - Weak elastic anisotropy ; Geophysics, 51 , 1954-1966 - Thomsen, 1986. et utilisant notamment les paramètres d'anisotropie δ et σ introduits par Thomsen dans sa publication précitée.
(On rappelle que ces paramètres d'anisotropie vérifient en particulier :
Vnmop = Vpϋ J X2δ et Vnmm = K,0 Ï+ 2σ où Vnmop et Vnmos sont les vitesses NMO apparentes de compression et de cisaillement et où Vp0 et Vs0 sont les vitesses verticales). La vraie profondeur Zr est commune aux vrais modèles de vitesses P et S, et est reliée à Fp, Tp dans le premier modèle , et a Fs, Ts dans le
second, par les deux paramètres d'anisotropie δ et σ indépendants entre eux.
Or, ces paramètres δ et σ sont contraints, en termes de valeurs moyennes apparentes, par la relation γeff/γ0 = (1+2δ)/(l+2σ).
De plus , les paramètres invariants Tp, Fp, Ts et Fs étant des intégrales sur la profondeur, ils se prêtent naturellement a une analyse couche par couche ("effeuillage" ou « layer stripping »), le problème se ramenant à une détermination locale des invariants au toit de la dernière couche.
On va alors déterminer 5 inconnues locales, (vp, vs, Z, δ, σ) - c'est à dire les vitesses correspondant à la propagation en mode P et à la propagation en mode S, la profondeur commune de la base de la couche, et les deux paramètres d'anisotropie - avec quatre mesures, Tp, Ts, Fp, et Fs. Une détermination complète requiert soit de l'information a grand déport, soit de l'information de puits pour contraindre Z ou δ.
Par exemple, on impose δ = 0.
La focalisation et le calage des images PP et PS revient alors à résoudre le système d'équations suivant pour en trouver les solutions Z, vp, vs, σ
Fp = £ Vp + 2δ.dl
Ts -t dl
Vs
Dans une dernière étape (étape 6), on met en œuvre un traitement de courbure à grand déport. La résolution de l'analyse de vitesse des ondes P et S en milieu anisotrope, par des approximations isotropes et court déport n'a plus laissé qu'un seul degré de liberté au problème: le
comportement a grand déport ou l'anisotropie se manifeste le plus clairement. Le comportement des temps de trajet à grand déport est sondé par migration avant addition en faisant varier les paramètres d'anisotropie tout en maintenant constant le rapport (1+2δ)/(1+2σ).
Claims
1. Procédé de prospection sismique selon lequel on émet dans le sous-sol une onde sismique de compression et on recueille à l'aide de capteurs des données sismiques ayant au moins une composante de cisaillement et selon lequel on traite les données correspondant à cette composante de cisaillement pour en déduire une information sur la géologie du sous-sol, caractérisé en ce qu'on détermine une estimation du rapport f vp.dl / f vs.dl , où vp et vs sont les valeurs de vitesses réelles locales
de compression et de cisaillement, où I désigne la coordonnée de la profondeur dans le sous-sol, où z est la valeur de cette coordonnée de profondeur à la surface inférieure de la dernière couche à analyser et où z0 est la valeur de cette coordonnée de profondeur à la surface supérieure de cette couche ou d'une couche au dessus de celle-ci, et on inverse les données sismiques afin de déduire les valeurs de vitesses locales de compression et de cisaillement pour ladite couche à analyser, en utilisant une modélisation dans laquelle cette estimation est utilisée pour le paramètre invariant γetf.
2. Procédé selon la revendication 1 , caractérisé en ce qu'on détermine le paramètre γerf en mettant en œuvre, pour différentes valeurs possibles pour celui-ci, un traitement de migration des données sismiques qui correspondent à la composante de cisaillement, et en déterminant la valeur du paramètre γerf pour laquelle les images sismiques avant et arrière sont les mieux corrélées.
3. Procédé selon la revendication 2, caractérisé en ce que pour faire varier le paramètre γeff, on pose vp α = α vp0 et vs β = β vs0, où vp0 et vs0 sont les valeurs approximatives préalablement déterminées pour vp et vs, et on fait varier à la fois les variables α et β.
4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que la modélisation fait intervenir comme paramètres invariants au moins quatre des paramètres γ0l γeff, Tp, Fp, Te, Fc, avec γ0 = Ts/Tp, γeff = Fp/Fs, Te = Tp + Ts où Tp et Ts représentent respectivement des temps de trajets verticaux des ondes de compression et de cisaillement, où Fp est tel que (Fp/Tp)1 2 représente une vitesse de compression et où Fc est tel que ((Fc- Fp)/Ts) 1/2 représente une vitesse de cisaillement.
5. Procédé selon les revendications 3 et 4 prises en combinaison, caractérisé en ce que, lorsque l'on fait varier les variables α et β, on remplace les paramètres γ0, γeff, Tp, Fp, Fc par γo' = α/β * γ0 γeff' = α/β * γΘff
Tp' = Tp * (1+γo)/(1+ γo')
Fp' = Fp * α2 * (1 + γo)/(1 + γo') Fc' = Fc * αβ * (1 +γo)/(1 + γo') * (1 + γeff')/(1 + γeff) et on met en œuvre sur les données sismiques une migration correspondant à ces nouveaux paramètres.
6. Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce que pour faire varier le paramètre γeff, on pose β = 1/α et on fait varier α.
7. Procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce qu'à l'issue de la détermination du paramètre γeff, on fait varier vp et vs tout en maintenant γeff constant et on détermine le paramètre Fc pour lequel l'alignement selon la direction de déport est maximal.
8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce pour faire varier vp et vs, on pose vp α = α vpï et vs a = α vsi, où vpï et vsi sont des valeurs déterminées pour vp et vs dans l'étape 2, et on fait varier la variable α.
9. Procédé selon l'une des revendications 7 ou 8, caractérisé en ce qu'à l'issue de la détermination du paramètre Fc, on détermine le paramètre Tp et/ou le paramètre γ0 = Ts/Tp.
10. Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que le paramètre Tp est avantageusement déterminé à partir du champ de vitesse vp déterminé à partir de l'analyse de la composante de compression des données sismiques.
11. Procédé selon l'une des revendications 9 et 10, caractérisé en ce qu'on met ensuite en oeuvre un traitement de mise en profondeur commune des modèles de vitesses S et P.
12. Procédé selon la revendication 11 , caractérisé en ce qu'à l'issue du traitement de mise en profondeur, on met en œuvre un traitement à courbure à grand déport en faisant varier les paramètres d'anisotropie δ et σ tout en maintenant constant le rapport (1+2δ)/(1+2σ).
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