WO2014175442A1 - 信号処理装置及び信号処理方法 - Google Patents

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独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構
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    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/67—Wave propagation modeling

Definitions

  • the present invention relates to a signal processing device and a signal processing method.
  • Non-Patent Document 1 describes a technique for imaging the structure of an underground formation using measured seismic waves.
  • Non-Patent Document 2 describes a technique for analyzing seismic waves that travel through the formation.
  • a method using enhanced recovery technology is known as a method of recovering crude oil components remaining in an oil reservoir in an oil field whose output has decreased.
  • Enhanced Oil Recovery crude oil is recovered from the production well by injecting carbon dioxide or the like from the injection well into the oil reservoir. For example, by injecting carbon dioxide gas or the like into the well, oil in the oil layer is pushed out by the injected carbon dioxide gas or the like, so that the recovery efficiency of oil in the underground is improved.
  • the gas used in this enhanced recovery technology is, for example, carbon dioxide containing carbon dioxide, hydrocarbon gas having less than 5 carbon atoms, or nitrogen gas.
  • An object of one aspect of the present invention is to provide a signal processing apparatus and a signal processing method capable of imaging an underground structure when an enhanced recovery technique is used based on observed seismic wave information.
  • the present inventors have conducted intensive research, and as a result, the propagation velocity information including the intensity and direction of vibration from a plurality of measurement signals including information of vibration at a plurality of timings using a calculation model. It was found that the propagation velocity distribution of vibration can be imaged with high accuracy by calculating.
  • One aspect of the present invention has been completed as a result of further studies based on such findings.
  • a signal processing apparatus provides a measurement signal received by a vibration receiving unit that receives vibration generated from a vibration generating unit that generates vibration in an underground structure region having a plurality of vibration propagation velocity regions.
  • a signal processing device for processing, the first measurement signal that has received the first vibration generated from the vibration generating means, and the second measurement that has received the second vibration generated at a time from the occurrence of the first vibration Calculates the intensity and direction of vibration in the underground structure area using a measurement signal storage means for storing signals, a vibration propagation speed data storage means for storing vibration propagation speed data, and a calculation model including vibration propagation speed data.
  • Propagation velocity calculation means propagation velocity distribution information accumulation means for accumulating propagation velocity distribution information in the underground structure area calculated by propagation velocity calculation means, and calculation model Simulation signal input means to input source information simulating motion generation means, and simulation propagation to input the hypocenter information to the calculation model by the simulation signal input means and calculate the intensity and direction of vibration in the underground structure area using the calculation model
  • the calculation model is updated based on the velocity calculation means, the simulated propagation velocity distribution information accumulation means for accumulating the simulated propagation velocity distribution information calculated by the simulated propagation velocity calculation means, and the propagation velocity distribution information and the simulated propagation velocity distribution information.
  • An update amount calculation means for calculating the update amount; and an update means for updating the calculation model using the update amount.
  • the calculation model is a solid model, and the propagation velocity calculation means is the first input to the calculation model. The intensity and direction of the first vibration are calculated using the measurement signal, and the intensity and direction of the second vibration are calculated using the second measurement signal input to the calculation model.
  • the vibration received by the vibration receiving unit is calculated using the calculation model by the propagation velocity calculating unit, so that the propagation velocity distribution information at two time timings different from the vibration is obtained. Is calculated. For example, by generating a seismic wave as a vibration generating means for a part of the formation in the underground structure region, propagation velocity distribution information at two different time timings regarding the slow propagation speed of the seismic wave in the formation is calculated. Since the propagation speed of seismic waves depends on the rock physical properties such as the density of the formation, the distribution of the propagation speed at two different time timings that are imaged indicates not only the underground structure but also the intrusion state of gas etc. in the underground structure area Can know.
  • the signal processing device receives a first measurement signal that has received the first vibration generated from the vibration generating means, and a second vibration that has been generated at a time from the occurrence of the first vibration.
  • Measurement signal input means for inputting the second measurement signal, and display means for displaying propagation speed distribution information, wherein the display means is a first propagation speed distribution calculated from the first vibration by the propagation speed calculation means.
  • the information and the second propagation velocity distribution information calculated from the second vibration by the propagation velocity calculation means may be compared and displayed.
  • the propagation velocity distribution information is displayed by the display means, the propagation velocity distribution information of the seismic wave included in the vibration can be imaged. As a result, it is possible to easily know the press-fit state of gas or the like in the underground structure region.
  • the first measurement signal and the second measurement signal may be measurement signals including vibrations in the vicinity of the characteristic layer in regions having different vibration propagation speeds.
  • the propagation velocity calculation means calculates the intensity and direction of vibration by back propagation using the calculation model, and the simulated propagation velocity calculation means uses the calculation model to calculate vibration.
  • the intensity and direction are calculated by forward propagation, and the update amount calculation means may use a value obtained by calculating the cross-correlation between the propagation velocity distribution information and the simulated propagation velocity distribution information as the update amount.
  • the update amount calculation means updates the value obtained by calculating the cross-correlation between the P wave component of the propagation velocity distribution information and the P wave component of the simulated propagation velocity distribution information. It may be an amount.
  • the calculation model which can explain the propagation velocity distribution information contained in the acquired measurement signal more reliably can be obtained with high accuracy by updating the calculation model according to the cross correlation degree of the P wave. .
  • the press-fit state of the gas etc. of the underground characteristic layer vicinity can be specified still in detail.
  • the second propagation velocity distribution information may be given as the sum of the first propagation velocity distribution information and the update amount.
  • the propagation velocity calculation means calculates the intensity and direction of the difference using the difference between the first measurement signal and the second measurement signal input to the calculation model
  • the display means may display propagation speed difference distribution information calculated from the difference by the propagation speed calculation means.
  • propagation speed information can be obtained from vibration differences that are generated at different times, and the obtained propagation speed difference distribution information is imaged, thereby simplifying temporal changes in structure in the underground structure region. Can know.
  • the first measurement signal and the second measurement signal include vibrations that reach the S wave body earlier than the S wave main body
  • the display means includes the first propagation velocity distribution information and the second propagation velocity. The vibration that arrives earlier than the S wave body of the distribution information may be targeted.
  • the propagation velocity calculation means and the simulated propagation velocity calculation means calculate using the P wave component in the propagation velocity information. For this reason, the propagation velocity distribution information is calculated without using the S wave component on which the reflection of the seismic wave can be superimposed. Accordingly, it is possible to specify the press-fitting state of gas or the like in the vicinity of the underground characteristic layer in more detail.
  • the propagation velocity calculation means uses the difference between the first measurement signal and the second measurement signal input to the calculation model, and sets the intensity and direction of the difference in time series.
  • the display means may display the propagation speed difference distribution information calculated from the difference by the propagation speed calculation means along the time series.
  • This configuration makes it possible to display propagation speed difference distribution information along a time series. As a result, it is possible to easily know the time change of the press-fitting state of gas or the like in the underground structure region.
  • one aspect of the present invention can be described as a signal processing apparatus as described below, as well as a signal processing method as described below.
  • the signal processing method has the same operations and effects as those of the signal processing device.
  • a signal processing method provides a measurement signal received by a vibration receiving step that receives vibration generated from a vibration generating step that generates vibration in an underground structure region having a plurality of vibration propagation velocity regions.
  • a signal processing method executed by a signal processing device for processing, wherein a first measurement signal that has received a first vibration generated from a vibration generation step, and a second vibration generated at a time from the occurrence of the first vibration
  • the measurement signal accumulation step for accumulating the second measurement signal received, the vibration propagation velocity data accumulation step for accumulating the vibration propagation velocity data, and the calculation model including the vibration propagation velocity data to determine the intensity and direction of vibration.
  • Update calculation model based on propagation velocity calculation step, simulated propagation velocity distribution information accumulation step that accumulates simulated propagation velocity distribution information calculated by simulated propagation velocity calculation step, and propagation velocity distribution information and simulated propagation velocity distribution information
  • An update amount calculation step for calculating the update amount to be performed, an update step for updating the calculation model using the update amount, and a display step for displaying the propagation velocity distribution information.
  • the calculation model is a solid model, and the propagation velocity
  • the calculation step calculates the intensity and direction of the first vibration using the first measurement signal input to the calculation model, and calculates the calculation model.
  • the strength and direction of the second vibration is calculated using the second measurement signal input to Le.
  • a signal processing apparatus and a signal processing method capable of imaging an underground structure when using enhanced collection technology based on observed seismic wave information.
  • FIG. 1 is a functional block diagram illustrating an embodiment.
  • FIG. 2 is a block diagram illustrating a hardware configuration according to an embodiment.
  • FIG. 3 is a flowchart illustrating an outline of signal processing according to an embodiment.
  • FIG. 4 is a diagram for explaining the setting of numerical calculation according to an embodiment.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating a result of numerical calculation according to an embodiment.
  • FIG. 6 is a diagram illustrating a result of numerical calculation according to an embodiment.
  • FIG. 7 is a diagram illustrating a result of numerical calculation according to an embodiment.
  • FIG. 8 is a diagram illustrating a result of numerical calculation according to an embodiment.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating a result of numerical calculation according to an embodiment.
  • FIG. 1 is a functional block diagram of a signal processing apparatus according to an embodiment.
  • the signal processing device 1 may be applied to a signal processing device for analyzing observation data including seismic waves in an underground structure region having a plurality of vibration propagation velocity characteristic regions.
  • the underground structure area is, for example, an area of an underground stratum structure.
  • the underground structure region has, for example, a plurality of regions having different vibration propagation speeds at which vibration propagates.
  • the underground structure region is, for example, a gas component dissolving region in an oil reservoir of an oil field.
  • a seismic exploration technique is known as a method for estimating the diffusion state of carbon dioxide gas injected into the oil reservoir.
  • the seismic exploration technique is called the SEISMIC technique.
  • two observation wells provided so as to penetrate the oil reservoir are used. The two observation wells are separated from each other.
  • a vibration source (seismic source) is provided near the oil reservoir.
  • signal detection means is arranged so as to penetrate the oil reservoir.
  • the following measurement is performed.
  • vibration is generated by the vibration source, and in the other observation well, this vibration is detected by the signal detection means, and the observation data is measured. This measurement is performed before and after gas injection.
  • the observation data measured before the gas injection is compared with the observation data measured after the gas injection.
  • the signal processing apparatus 1 can be applied to a signal processing apparatus for analyzing measured observation data in the above-described seismic exploration technique.
  • the propagation of vibration is slower in the oil layer than in the surrounding formations. Also, the propagation of vibration is slower in the region where the gas is diffused than in the oil layer.
  • a plurality of gas injection regions are assumed.
  • the expansion of the gas injection region is estimated by comparing the propagation simulation of the vibration generated from the vibration source with the observed data.
  • inversion analysis (inverse analysis) is used as a technique for analyzing the measured observation data.
  • the signal used for the inversion analysis is a signal in which vibration generated from the vibration source is received by the signal detection means. This signal may be a signal in which vibration penetrating the oil layer is detected.
  • the propagation of the elastic wave is estimated by retrogressing the received signal according to the propagation characteristic of the elastic wave in the geological model. This makes it possible to reproduce the propagation situation in the geological model.
  • the vibration source when used for confirmation of gas diffusion status in enhanced recovery technology, before and after gas injection, the vibration source, spatial arrangement of sensors, vibration phase of the vibration source, and vibration of the vibration source The strength is substantially the same. Then, by performing inversion analysis on the difference between signals measured before and after gas injection, it is possible to directly grasp the region where the propagation speed has changed.
  • the signal processing apparatus 1 mainly includes a measurement signal input unit 11, an epicenter information acquisition unit 12, a signal processing unit 20, a vibration propagation velocity data storage unit 21, and simulated vibration propagation.
  • a velocity data storage unit 22, a model storage unit 23, a propagation velocity distribution information storage unit 24, a measurement signal storage unit 25, and a display unit 30 are provided.
  • the signal processing device 1, the vibration generation unit 2, and the vibration reception unit 3 are connected via a wired or wireless network. The function of each part is outlined below.
  • the signal processing apparatus 1 includes a vibration receiving unit 3 (vibration receiving unit) that receives a vibration generated from a vibration generating unit 2 (vibration generating unit) that generates vibrations in an underground structure region having a plurality of vibration propagation velocity characteristic regions.
  • the measurement signal received by the means) is processed.
  • the vibration generating unit 2 is an artificial seismic source that generates elastic wave energy.
  • the artificial seismic source may be, for example, a seismic source device called a seismic source.
  • the artificial seismic source is exemplified by a vibrator or a piezo element attached with a weight eccentric to the rotating shaft of the motor.
  • the artificial seismic source may be an artificial seismic source using a piezoelectric element or the like.
  • Elastic waves are induced by the epicenter.
  • the seismic source device is installed at a predetermined depth in the depth direction of the well.
  • the seismic source device may induce an earthquake of a strength that humans do not feel.
  • the vibration receiving unit 3 is a receiver that measures elastic wave energy.
  • the receiver may be a seismometer, for example.
  • a data storage device (not shown) is connected to the vibration receiving unit 3, and the acquired signal may be recorded by the data storage device.
  • the receiver is installed in the whole well, for example along the depth direction of a well.
  • a vibration detection element employed in a receiver is often used as a microphone.
  • the receiver may be a MEMS vibration detection element.
  • the MEMS vibration detection element is excellent in low frequency characteristics and can detect vibrations at a low frequency.
  • the MEMS vibration detection element can detect vibrations having a low frequency of less than 20 Hz.
  • the MEMS vibration detection element can detect vibrations having a low frequency of less than 10 Hz.
  • the MEMS vibration detection element can detect vibrations having a low frequency of less than 5 Hz.
  • the measurement signal input unit 11 inputs the first measurement signal and the second measurement signal.
  • the first measurement signal is a measurement signal obtained by the vibration receiving unit 3 receiving the first vibration generated from the vibration generating unit 2.
  • the second measurement signal is a measurement signal obtained by the vibration receiving unit 3 receiving the second vibration generated from the vibration generating unit 2.
  • the second vibration is generated at a time from the generation of the first vibration.
  • the vibration generated from the vibration generating unit 2 that is a vibration source is, for example, a seismic wave.
  • the seismic wave basically propagates in a spherical shape in the order of P wave and then S wave.
  • the seismic wave reaches the vibration receiving unit 3 while repeating refraction and reflection according to the vibration propagation speed in the formation.
  • the acceleration or displacement associated with the vibration is recorded by the individual vibration detection means provided in the vibration receiver 3.
  • the acceleration or displacement accompanying the vibration is recorded at a predetermined sampling rate.
  • the sampling rate is set to be twice or more and less than 256 times the vibration frequency of the vibration source.
  • the sampling rate may be set to, for example, 8 times or more and less than 256 times.
  • the sampling rate may be set to 16 times or more and less than 256 times, for example.
  • the same position and the data at the same time starting from the vibration start time are extracted, and the difference is obtained.
  • the difference is zero if there is no gas injection effect.
  • a region having a different vibration propagation speed is generated in the vibration propagation speed of the characteristic layer (oil layer) due to the gas injection, a difference is generated in the vibration propagation speed due to the region.
  • a channel wave that appears in the vicinity of the S-wave main body in the vicinity of the characteristic layer may be specified on the visualization device, and the component may be input.
  • the first measurement signal and the second measurement signal obtained at two time timings when regions having different vibration propagation speeds are generated are measurement signals including vibrations in the vicinity of the characteristic layer in the region having different vibration propagation speeds in the underground structure region. is there.
  • the measurement signal input unit 11 receives an input of the measurement signal received by the vibration receiving unit 3.
  • the measurement signal includes information on the elastic wave propagated from the epicenter.
  • the measurement signal may be time difference data of data measured at a predetermined time interval. Further, as the measurement signal input unit 11, a signal recorded in the data storage device may be input as a measurement signal.
  • the measurement signal input unit 11 may receive a first measurement signal before the carbon dioxide is injected and a second measurement signal immediately after the injection of the carbon dioxide. Further, a second measurement signal after a predetermined time has elapsed since the press-fitting of carbon dioxide gas may be input. In this case, the predetermined time is one month, and the measurement signal input unit 11 may acquire the second measurement signal several times every month.
  • the measurement signal input unit 11 stores the acquired measurement signal in the measurement signal storage unit 25 (measurement signal storage unit). Then, the measurement signal input by the measurement signal input unit 11 may be directly transferred to the signal processing unit 20 without being stored in the measurement signal storage unit 25.
  • the signal processing unit 20 (vibration propagation velocity data storage means) performs signal processing on the measurement signal read from the propagation velocity distribution information storage unit 24 using a calculation model, and accumulates the obtained vibration propagation velocity data. .
  • the calculation model is a solid model and is a propagation model of elastic waves.
  • the calculation model is stored in the model storage unit 23.
  • the calculation model is given by
  • the above equation (1) is an equation representing the time evolution of the vector field u indicating the variation of the wave field.
  • the density ⁇ is a parameter representing the density of the propagation medium
  • the constant ⁇ and the constant ⁇ are constants called lame constants.
  • the density of the propagation medium is the density of the medium in the area in the underground structure area.
  • the vector f is an external force applied to the vector field u.
  • the vector field u is a function of time and space.
  • ⁇ in the first term on the right side corresponds to the P wave
  • ⁇ ⁇ ⁇ in the second term on the right side corresponds to the S wave
  • velocity Vp of the P wave and the velocity Vs of the S wave have a relationship given by the following equation depending on the density ⁇ of the propagating space and the lame constants ⁇ and ⁇ .
  • the solid model used in this embodiment is a calculation model in which the propagation speed of elastic waves is formulated.
  • the solid model is a calculation model that depends on the P wave velocity of seismic waves and the S wave velocity of seismic waves.
  • the physical property may be, for example, a rocky rocky forest.
  • the physical property may be a physical quantity such as rock anisotropy, mineral crystal selective orientation, or crack selective orientation.
  • the physical property may be a property such as the shear deformation rate of the rock or the shear force of the rock.
  • the signal processing unit 20 performs inversion analysis of the measurement signal using the solid model.
  • the signal processing unit 20 (propagation speed calculation means) calculates the intensity and direction of vibration in the underground structure region by back propagation using a solid model, and the signal processing unit 20 (simulated propagation speed calculation means) uses a solid model.
  • the vibration intensity and direction are calculated by forward propagation. That is, by demodulating the propagation of the elastic wave from the measurement signal, the velocity and direction of the underground structure region where the elastic wave included in the measurement signal propagates are extracted.
  • the simulation signal in the forward direction while the measurement signal is analyzed by back propagation, the measurement signal can be analyzed with high accuracy by updating the solid model using the analysis result and the simulation signal.
  • the signal processing unit 20 calculates the intensity and direction of vibration using a solid model including vibration propagation speed data.
  • the signal processing unit 20 may calculate the intensity and direction of vibration along a time series.
  • the calculated signal strength and direction are stored in the vibration propagation velocity data storage unit 21.
  • the signal processing unit 20 accumulates the calculated propagation velocity distribution information in the propagation velocity distribution information storage unit 24 (propagation velocity distribution information accumulation unit).
  • the elastic wave propagation velocity distribution information may include the P wave component of the seismic wave and the S wave component of the seismic wave.
  • the measurement signal is signal-processed by the signal processing unit 20 to extract velocity information of the P wave component of the seismic wave and the S wave component of the seismic wave.
  • the extracted velocity information is stored in the vibration propagation velocity data storage unit 21.
  • the signal processing unit 20 may perform signal processing using data until the S wave reaches the vibration receiving unit 3.
  • filter processing may be applied. By filtering, it is possible to find a difference between the signal and the noise and attenuate the noise.
  • the signal processing unit 20 may calculate the intensity and direction of the difference using the difference between the first measurement signal and the second measurement signal input to the solid model.
  • the first measurement signal and the second measurement signal may include vibrations that reach earlier than the S wave main body, and when the first measurement signal and the second measurement signal are processed, they arrive earlier than the S wave main body. Only vibration may be signal processed.
  • the signal processing unit 20 calculates simulated data simulating propagation of seismic waves (elastic waves) from the source information using the source information and the seismic wave propagation model.
  • the simulated data calculated by the signal processing unit 20 is stored in the simulated vibration propagation velocity data storage unit 22.
  • the epicenter information is information simulating the vibration generated by the vibration generating unit 2, and is, for example, the time when the earthquake is induced, the location where the earthquake is induced, or the intensity where the earthquake is induced.
  • the signal processing unit 20 inputs seismic source information as an initial condition of the external force f of the solid model described above, performs calculation, and calculates simulated data.
  • the simulated data represents the intensity of the vibration wave at each time in each region.
  • the signal processing unit 20 calculates the correlation between the observation data and the simulated data.
  • the signal processing unit 20 (updating means) updates the seismic wave propagation model based on the correlation calculated by the signal processing unit 20. That is, the signal processing unit 20 updates the lame constant and density of the solid model described above.
  • the signal processing unit 20 may calculate the propagation speed information of the seismic wave using the observation data and the simulated data.
  • the propagation speed information of the seismic wave calculated by the signal processing unit 20 above may be the speed information until the S wave of the seismic wave included in the observation data arrives.
  • the solid model used by the signal processing unit 20 is a seismic wave propagation model, which is a calculation model that simulates the propagation of elastic waves.
  • the seismic wave propagation model is a calculation model that depends on the P wave component of the seismic wave, the S wave component of the seismic wave, and the density of the geology.
  • the analyzed vibration propagation velocity information is stored in the vibration propagation velocity data storage unit 21.
  • the signal processing unit 20 (simulated signal input means) accepts the input of the epicenter information from the epicenter information acquisition unit 12.
  • the signal processing unit 20 (simulated propagation velocity calculation means) inputs the epicenter information to the solid model, and calculates the intensity and direction of vibration using the solid model.
  • the signal processing unit 20 (propagation velocity calculation means) calculates the intensity and direction of the first vibration using the first measurement signal input to the solid model, and uses the second measurement signal input to the calculation model. To calculate the intensity and direction of the second vibration.
  • the signal processing unit 20 accumulates the simulated propagation velocity distribution information calculated in the simulated vibration propagation velocity data storage unit 22 (simulated propagation velocity distribution information accumulation unit).
  • the second propagation velocity distribution information may be calculated as the sum of the first propagation velocity distribution information and an update amount described later.
  • the signal processing unit 20 calculates an update amount for updating the solid model based on the propagation velocity distribution information and the simulated propagation velocity distribution information.
  • the signal processing unit 20 may use a value obtained by calculating the cross-correlation between the propagation velocity distribution information and the simulated propagation velocity distribution information as the update amount.
  • the cross correlation is, for example, cross correlation.
  • the velocity Vp of the P-wave component of the solid model described above may be updated so that the cross-correlation amount becomes high. Since the speed Vp is related to the density ⁇ and the lame constants ⁇ and ⁇ as described above, for example, the value of the density ⁇ may be updated when the speed Vp is updated.
  • the signal processing unit 20 updates the solid model using the update amount.
  • the signal processing unit 20 may update the seismic wave propagation model (solid model) stored in the model storage unit 23 using the difference in velocity of the P wave as a change amount.
  • the amount to be updated is not limited to the P wave velocity component, but may be an S wave velocity component, or may be a parameter of another solid model.
  • Display unit 30 displays propagation velocity distribution information.
  • the display unit 30 may display propagation speed difference distribution information calculated from the difference between measurement signals by the propagation speed calculation means.
  • the display unit 30 may display the propagation speed difference distribution information calculated from the difference by the propagation speed calculation means along the time series.
  • the display unit 30 compares and displays the first propagation velocity distribution information calculated from the first vibration and the second propagation velocity distribution information calculated from the second vibration.
  • the propagation velocity distribution information displayed by the display unit 30 is stored in the propagation velocity distribution information storage unit 24.
  • the display unit 30 may display distribution information of timing that arrives earlier than the S wave main body among the first propagation velocity distribution information and the second propagation velocity distribution information.
  • the display unit 30 calculates the difference in the propagation velocity distribution information from the received plurality of data, and displays the calculated difference. For example, propagation velocity distribution information obtained from a first measurement signal measured before carbon dioxide (CO2) injection, and propagation velocity distribution information obtained from a second measurement signal measured after carbon dioxide (CO2) injection. And the difference in the propagation velocity distribution in the underground structure region becomes clear.
  • FIG. 2 shows an example of the hardware configuration of the signal processing apparatus 1.
  • the signal processing device 1 is stored in a CPU 1A, a RAM 1B, a ROM 1C, an input unit 1D including a keyboard, a voice recognition device for voice input, and a storage medium M inserted at a predetermined position as hardware configurations.
  • a reading unit 1E that reads data or programs
  • a communication unit 1F that communicates with other components of the signal processing device 1, an auxiliary storage unit 1G, and a display unit 1H that displays an image including speed information and the like.
  • the communication unit 1F may be connected to the network NT.
  • the network NT may be the Internet or an intranet. Alternatively, it may be a LAN (Local Area Network).
  • the network NT may be wirelessly connected or wired.
  • the function of each functional block of the signal processing device 1 described above is realized by causing the RAM 1B or the like to read a program or data and executing the program under the control of the CPU 1A.
  • processing (signal processing analysis method) executed by the signal processing apparatus 1 according to the present embodiment will be described using the flowchart shown in FIG.
  • This processing is started, for example, when the user of the signal processing device 1 performs an input operation for starting analysis on the signal processing device 1.
  • vibration is generated from the vibration generating unit 2 with respect to the underground structure region having a plurality of vibration propagation velocity characteristic regions (vibration generating step, S11), and the generated vibration is transmitted to the vibration receiving unit. 3 (vibration receiving step, S12), and the obtained measurement signal is processed.
  • the measurement signal input unit 11 inputs the first measurement signal and the second measurement signal.
  • the measurement signal input unit 11 may be input by reading the measurement signal recorded in the storage medium M described above by the reading unit 1M, or may be a measurement signal input via the network NT.
  • step S13 the signal processing unit 20 reads the solid model from the model storage unit 23.
  • the solid model to be read is the model described above.
  • the model storage unit 23 stores a solid model and parameters of the solid model.
  • the signal processing unit 20 performs data reading, data accumulation, and calculation using the data.
  • the hypocenter information simulating the vibration generation step is further input to the calculation model.
  • the epicenter information is read from the model storage unit 23, input to the calculation model, and the vibration intensity and direction are calculated using the calculation model. Thereby, the epicenter information is input to the solid model, and the propagation of the elastic wave is calculated as simulated data.
  • the calculated simulated data is a result of simulation of propagation of elastic waves, and includes propagation velocity information at each point in the underground structure region that varies with time and has a different distance from the epicenter.
  • the calculated propagation velocity information is accumulated (propagation velocity distribution information accumulation step).
  • the simulated data is separated from the horizontal / vertical component with respect to the propagation direction of the elastic wave into a P wave / S wave component (S15).
  • elastic wave propagation velocity information is calculated from the simulated data.
  • the signal processing unit 20 accumulates the calculated simulated propagation velocity distribution information.
  • the signal processing unit 20 calculates the intensity and direction of vibration using a solid model including vibration propagation velocity data.
  • propagation velocity distribution information including the calculated vibration intensity and direction is accumulated (vibration propagation velocity data accumulation step).
  • the inverse analysis of the measurement signal is performed using the same solid model as the seismic wave propagation model for which the simulated data is calculated.
  • the transmission of elastic waves is analyzed by reversing the time in the direction of the epicenter. For this reason, the propagation of the elastic wave included in the observation data is time-reversed and analyzed. Further, as a result of the analysis, speed information at each point in the underground structure area is extracted.
  • the speed information may be speed information that changes with time.
  • Each point in the underground structure area may have a different distance from the epicenter.
  • the extracted velocity information is separated into a P wave component and an S wave component from the horizontal / vertical components with respect to the propagation direction of the elastic wave (S17).
  • elastic wave propagation velocity information is calculated from the observation data.
  • step S18 the cross-correlation between the propagation velocity distribution information and the simulated propagation velocity distribution information is calculated.
  • the signal processing unit 20 calculates the correlation between the speed information of the simulated data and the speed information of the observation data.
  • the cross-correlation between the speed information of the simulated data and the speed information of the observation data may be calculated.
  • the cross-correlation amount for example, cross-correlation including the P wave component of the propagation velocity information may be calculated.
  • an update amount for updating the solid model is calculated based on the cross-correlation calculated in step S18.
  • the solid model is updated so that the correlation between the calculated speed information of the simulated data and the speed information of the observation data becomes high.
  • the difference in vibration intensity and direction in each underground structure area represented by the propagation velocity information and the simulated propagation velocity information may be used as the update amount.
  • the difference of the P wave component among the vibration intensity and direction in each underground structure area represented by the propagation velocity information and the simulated propagation velocity information may be used as an update amount, and a solid model (seismic wave propagation to reduce this difference). Model) may be updated.
  • the end determination it is determined whether or not to update the solid model.
  • the end determination is performed, for example, by determining whether the renewal fee is smaller than a predetermined value. If it is determined in the end determination that the process does not end (S20, No), the signal processing unit 20 updates the calculation model using the update amount in the update step (S21). When the predetermined end condition is satisfied (S20; Yes), the propagation velocity information is stored in the propagation velocity distribution information storage unit 24.
  • the propagation speed information of the seismic wave is read from the propagation speed distribution information storage section 24 and displayed by the display section 30.
  • the displayed propagation velocity information is P wave velocity.
  • the displayed speed information may be a residual of P wave speed, or may be speed information before and after time series.
  • the display unit 30 may display the intensity and direction of the difference between the first measurement signal and the second measurement signal calculated by the signal processing unit 20 (propagation speed calculation unit) in time series.
  • the vibration received by the vibration receiving unit is calculated using the calculation model by the propagation velocity calculating unit, so that the propagation at two different time timings from the vibration is performed.
  • Speed distribution information is calculated. For example, by generating a seismic wave as a vibration generating means for a part of the formation in the underground structure region, propagation velocity distribution information at two different time timings regarding the speed of the propagation velocity of the seismic wave in the formation is calculated.
  • the propagation speed of seismic waves depends on rock properties such as the density of the formation. For this reason, from the propagation velocity distribution information at two different time timings displayed by the display unit 30, it is possible to know not only the underground structure but also the press-fit state of gas or the like in the underground structure region.
  • the propagation propagation velocity distribution is imaged. Further, by calculating using the P wave component, the propagation velocity distribution information is calculated without using the S wave component on which the reflection of the seismic wave can be superimposed. Then, by updating the calculation model, a calculation model that can reasonably explain the propagation velocity distribution information included in the acquired vibration can be obtained with high accuracy. Therefore, the underground stratum structure can be specified in more detail.
  • FIG. 4 is a schematic diagram showing a simulation of the environment of the numerical experiment.
  • the well V1 shown in FIG. 4 is an excavated well and includes the epicenters Vs 1 to Vs 10 which are the vibration generating units 2. When carried out in the field, the well V1 includes a plurality of artificial seismic sources in the vertical direction.
  • the well V2 shown in FIG. 4 is an excavated well and includes the vibration receiving unit 3 where an earthquake is observed.
  • the well V2 includes a plurality of seismometers Vr 1 to Vr n (n is an integer of 1 or more) in the vertical direction.
  • the plane P is the same plane including the wells V1 and V2 and extending in the vertical direction.
  • the depth from the ground surface to the shallowest epicenter is about 2.6 kilometers, and the distance between wells is about 400 meters.
  • the present embodiment is not limited to this range.
  • the distance between wells may be 600 meters to 800 meters.
  • a plurality of hypocenters Vs 1 to Vs 10 are assumed in the well V1.
  • the epicenter is indicated by a plurality of black dots at a horizontal position of 0 km in the figure.
  • an underground structure region is assumed in which a plurality of layers having different propagation speeds are stacked in the vertical direction.
  • FIG. 7 a situation is set in which the propagation velocity distribution is changed only in one section of a predetermined layer of the formation due to the injection of carbon dioxide gas (CO 2 gas).
  • CO 2 gas carbon dioxide gas
  • FIG. 7 shows the result of imaging waves propagating in the horizontal direction from the well V1 to the well V2.
  • FIG. 7 is a result that was measured by seismometers Vr n of the well V2.
  • the horizontal direction is Vh
  • the vertical direction is Vv.
  • FIG. 7 it can be confirmed that the elastic wave induced in the hypocenter shown by the circle in FIG. 8 propagates.
  • FIGS. 8 and 9 a propagation velocity distribution obtained by inversion analysis is obtained.
  • FIG. 8 shows a calculation result obtained by updating the solid model once
  • FIG. 9 shows a calculation result obtained by updating the solid model a plurality of times.
  • layers having different propagation velocities have different refractive indexes with respect to elastic waves, so that specific waves are confined in the layer.
  • This supplements the waves that travel through the soft strata.
  • Soft strata are low-velocity layers that are slow.
  • the wave supplemented by this low-velocity layer is called a guided wave (Guided) Wave), and its amplitude appears strongly because the medium is soft.
  • the guide wave is called a channel wave or a seam wave.
  • the estimation accuracy using the P wave is improved by estimating using the solid model.
  • an S wave that has not been conventionally used is used during signal processing. Since the S wave propagates slowly, it is observed in a state where various reflected wave components are superimposed.
  • the conventional fluid model has removed the S wave in processing.
  • the accuracy of the estimation is improved as compared with the case where the P wave is used.
  • the analysis was performed by dividing it into a horizontal component and a vertical component. As a result, the resolution in the vertical component direction was improved and the wave propagation in the vertical direction became clear.
  • an acoustic signal from a vibration source is detected by an acoustic sensing element array arranged in a direction penetrating the oil layer, and the acoustic signal is subjected to inversion analysis according to the acoustic propagation characteristics of the P wave.
  • the behavior is complicated unless the size of the region in which the signal propagation characteristic is changed by the gas injection is sufficiently smaller than the wavelength of the sound. For this reason, it is difficult to obtain sufficient information about the size of the propagation velocity change region.
  • long-wave vibration since details are not known even in a region smaller than the wavelength, substantial information cannot be obtained.
  • the distribution of the propagation velocity is calculated based on the propagation characteristics of the elastic wave, so that the resolution is improved. Furthermore, since the guide wave is calculated by using the solid model, the resolution is improved as compared with the case where the conventional acoustic signal is used.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment.
  • An example of an epicenter near the surface of the earth is bicyclosis.
  • an air gun or the like may be used as the epicenter. Even if it is a case where it comprises in this way, there can exist the effect
  • the first observation well is provided with a vibration generator, and the second observation well arranged away from the first observation well has a normal oil reservoir. It may be configured such that n (n is an integer of 1 or more) vibration detection elements are drilled so as to penetrate and an oil layer is sandwiched therein.
  • the present invention can be used as a signal processing device and a signal processing method for grasping the structure of an underground formation.
  • SYMBOLS 1 Signal processing apparatus, 2 ... Vibration generating part, 3 ... Vibration receiving part, 11 ... Measurement signal input part, 12 ... Epicenter information acquisition part, 20 ... Signal processing part, 21 ... Vibration propagation velocity data storage part, 22 ... Simulation Vibration propagation velocity data storage unit, 23 ... model storage unit, 24 ... propagation velocity distribution information storage unit, 30 ... display unit.

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Abstract

　信号処理装置は、振動伝搬速度のデータを含む計算モデルを用いて地下構造領域における振動の強度及び方向を計算する伝搬速度計算手段と、模擬信号入力手段により震源情報を計算モデルに入力し、計算モデルを用いて地下構造領域における振動の強度及び方向を計算する模擬伝搬速度計算手段と、伝搬速度分布情報及び模擬伝搬速度分布情報に基づいて、計算モデルを更新する更新量を算出する更新量算出手段と、を備え、計算モデルは固体モデルであり、伝搬速度計算手段は、計算モデルに入力された第一計測信号を用いて第一振動の強度及び方向を計算し、計算モデルに入力された第二計測信号を用いて第二振動の強度及び方向を計算する。

Description

信号処理装置及び信号処理方法
　本発明は信号処理装置及び信号処理方法に関する。
　地下資源を回収するために地下の地層の構造を把握する技術が知られている。例えば、下記の非特許文献１には、測定された地震波を用いて地下の地層の構造を画像化する技術が記載されている。例えば、下記の非特許文献２には、地層を伝わる地震波を解析する手法が記載されている。
T. Watanabe, S. Shimizu, E. Asakawa, and T. Matsuoka, "Differential waveform tomography for time-lapse crosswell seismic data with application to gas hydrate production monitoring", 2004年10月，SEG International Exposition and 74th Annual Meeting, pp.2323-2326. Yan, J., and P. Sava, "Isotropic angle-domain elastic reverse-time migration", 2008年，GEOPHYSICS, vol.73, No.6, S229-S239.
　産出量の減退した油田において、油層中に残された原油成分を回収する方法として、増進回収技術（Enhanced Oil Recovery）を用いた方法が知られている。この増進回収技術では、油層中に圧入井から炭酸ガスなどを圧入することにより、産出井より原油が回収される。例えば、炭酸ガスなどを井戸に圧入することにより、圧入された炭酸ガスなどによって油層中の油が押し出されるため、地下にある油の回収効率が改善される。
　この増進回収技術において用いられる気体は、例えば、二酸化炭素を含む炭酸ガス、炭素数が５未満の炭化水素ガス、又は窒素ガスなどである。
　この増進回収技術において、圧入した炭酸ガスなどが油田の油層中をどのように広がっているかという地下の構造を把握することは、重要な課題である。
　本発明の一側面は、上記の問題点を鑑みてなされたものである。本発明の一側面は観測した地震波の情報をもとに増進回収技術を用いた際の地下の構造を画像化できる信号処理装置及び信号処理方法を提供することを目的とする。
　上記目的を達成するために、本発明者らは鋭意研究を重ねた結果、計算モデルを用いて複数のタイミングの振動の情報が含まれる複数の計測信号から振動の強度と方向を含む伝搬速度情報を算出することにより、振動の伝搬速度分布が精度よく画像化されることを見出した。本発明の一側面は係る知見に基づいて更なる検討の結果完成されるに至ったものである。
　本発明の一側面に係る信号処理装置は、複数の振動伝搬速度の領域を有する地下構造領域において振動を発生する振動発生手段から発生された振動を受信する振動受信手段によって受信された計測信号を処理する信号処理装置であって、振動発生手段から発生された第一振動を受信した第一計測信号、及び第一振動の発生から時間をおいて発生された第二振動を受信した第二計測信号を蓄積する計測信号蓄積手段と、振動伝搬速度のデータを蓄積する振動伝搬速度データ蓄積手段と、振動伝搬速度のデータを含む計算モデルを用いて地下構造領域における振動の強度及び方向を計算する伝搬速度計算手段と、伝搬速度計算手段により算出される地下構造領域における伝搬速度分布情報を蓄積する伝搬速度分布情報蓄積手段と、計算モデルに振動発生手段を模擬した震源情報を入力する模擬信号入力手段と、模擬信号入力手段により震源情報を計算モデルに入力し、計算モデルを用いて地下構造領域における振動の強度及び方向を計算する模擬伝搬速度計算手段と、模擬伝搬速度計算手段により算出される模擬伝搬速度分布情報を蓄積する模擬伝搬速度分布情報蓄積手段と、伝搬速度分布情報及び模擬伝搬速度分布情報に基づいて、計算モデルを更新する更新量を算出する更新量算出手段と、更新量を用いて計算モデルを更新する更新手段と、を備え、計算モデルは固体モデルであり、伝搬速度計算手段は、計算モデルに入力された第一計測信号を用いて第一振動の強度及び方向を計算し、計算モデルに入力された第二計測信号を用いて第二振動の強度及び方向を計算する。
　本発明の一側面に係る信号処理装置では、振動受信手段が受信した振動が伝搬速度計算手段により計算モデルを用いて計算されることにより、該振動から異なる２つの時間タイミングでの伝搬速度分布情報が算出される。例えば、地下構造領域の一部の地層に関して、振動発生手段として地震波を発生させることにより、地層における地震波の伝搬速度の遅早に関する異なる２つの時間タイミングでの伝搬速度分布情報が算出される。地震波の伝搬速度は地層の密度などの岩石物性に依存しているため、画像化された異なる２つの時間タイミングでの伝搬速度の分布から、地下構造だけではなく地下構造領域におけるガスなどの圧入状態を知ることができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置は、振動発生手段から発生された第一振動を受信した第一計測信号、及び第一振動の発生から時間をおいて発生された第二振動を受信した第二計測信号を入力する計測信号入力手段と、伝搬速度分布情報を表示する表示手段と、をさらに備え、表示手段は、伝搬速度計算手段により第一振動から算出される第一伝搬速度分布情報と、伝搬速度計算手段により第二振動から算出される第二伝搬速度分布情報と、を比較して表示してもよい。
　このように構成すると、表示手段により伝搬速度分布情報が表示されるため、振動に含まれる地震波の伝搬速度分布情報を画像化することができる。その結果、地下構造領域におけるガスなどの圧入状態を容易に知ることができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置は、第一計測信号及び第二計測信号は、振動伝搬速度が異なる領域の特性層近傍の振動を含む計測信号であってよい。
　このように構成すると、特性層近傍の伝搬速度分布が画像化されることにより、地下の特性層近傍のガスなどの圧入状態をより一層詳細に把握することができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置では、伝搬速度計算手段は、計算モデルを用いて振動の強度及び方向を逆伝播により計算し、模擬伝搬速度計算手段は、計算モデルを用いて振動の強度及び方向を順伝搬により計算し、更新量算出手段は、伝搬速度分布情報と模擬伝搬速度分布情報との相互相関を算出して得られる値を更新量としてもよい。
　このように構成すると、計算モデルが更新されることにより、取得された振動に含まれる伝搬速度分布情報を尤もらしく説明しうる計算モデルが精度よく得られる。このため、地下の特性層近傍のガスなどの圧入状態をより一層詳細に特定することができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置では、更新量算出手段は、伝搬速度分布情報のＰ波成分と模擬伝搬速度分布情報のＰ波成分との相互相関を算出して得られる値を更新量としてもよい。
　このように構成すると、Ｐ波の相互相関度に応じて計算モデルが更新されることにより、取得された計測信号に含まれる伝搬速度分布情報をより尤もらしく説明しうる計算モデルが精度よく得られる。このため、地下の特性層近傍のガスなどの圧入状態をより一層詳細に特定することができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置では、第二伝搬速度分布情報は、第一伝搬速度分布情報と更新量との和で与えられてもよい。
　このように構成すると、信号処理に要する時間を短縮することができるため、所定時間経過後に取得された振動に含まれる伝搬速度分布情報を簡便に画像化することができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置では、伝搬速度計算手段は、計算モデルに入力された第一計測信号と第二計測信号との差分を用いて該差分の強度及び方向を計算し、表示手段は、伝搬速度計算手段により差分から算出される伝播速度差分分布情報を表示してもよい。
　このように構成すると、例えば、発生された時間が異なる振動差分から伝搬速度情報が得られ、得られた伝搬速度差分分布情報が画像化されることにより、地下構造領域における構造の時間変化を簡便に知ることができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置では、第一計測信号及び第二計測信号はＳ波本体より早期に到達する振動を含み、表示手段は、第一伝搬速度分布情報及び第二伝搬速度分布情報のＳ波本体より早期に到達する振動を対象としてもよい。
　このように構成すると、伝搬速度計算手段及び模擬伝搬速度計算手段は、伝搬速度情報のうちＰ波成分を用いて計算する。このため、地震波の反射が重畳され得るＳ波成分を用いることなく伝搬速度分布情報が算出される。従って、地下の特性層近傍のガスなどの圧入状態をより一層詳細に特定することができる。
　また、本発明の一側面における信号処理装置では、伝搬速度計算手段は、計算モデルに入力された第一計測信号と第二計測信号との差分を用いて該差分の強度及び方向を時系列に沿って計算し、表示手段は、伝搬速度計算手段により差分から算出される伝播速度差分分布情報を時系列に沿って表示してもよい。
　このように構成すると、時系列に沿って伝播速度差分分布情報を表示することができる。その結果、地下構造領域におけるガスなどの圧入状態の時間変化を容易に知ることができる。
　ところで、本発明の一側面は、上記のように信号処理装置として記述できるほかに、以下のように信号処理方法としても記述することができる。信号処理方法は、信号処理装置の作用及び効果と同様の作用及び効果を奏する。
　本発明の一側面に係る信号処理方法は、複数の振動伝搬速度の領域を有する地下構造領域において振動を発生する振動発生ステップから発生された振動を受信する振動受信ステップによって受信された計測信号を処理する信号処理装置により実行さる信号処理方法であって、振動発生ステップから発生された第一振動を受信した第一計測信号、及び第一振動の発生から時間をおいて発生された第二振動を受信した第二計測信号を蓄積する計測信号蓄積ステップと、振動伝搬速度のデータを蓄積する振動伝搬速度データ蓄積ステップと、振動伝搬速度のデータを含む計算モデルを用いて振動の強度及び方向を計算する伝搬速度計算ステップと、伝搬速度計算ステップにより算出される伝搬速度分布情報を蓄積する伝搬速度分布情報蓄積ステップと、計算モデルに振動発生ステップを模擬した震源情報を入力する模擬信号入力ステップと、模擬信号入力ステップにより震源情報を計算モデルに入力し、計算モデルを用いて振動の強度及び方向を計算する模擬伝搬速度計算ステップと、模擬伝搬速度計算ステップにより算出される模擬伝搬速度分布情報を蓄積する模擬伝搬速度分布情報蓄積ステップと、伝搬速度分布情報及び模擬伝搬速度分布情報に基づいて、計算モデルを更新する更新量を算出する更新量算出ステップと、更新量を用いて計算モデルを更新する更新ステップと、伝搬速度分布情報を表示する表示ステップと、を備え、計算モデルは固体モデルであり、伝搬速度計算ステップは、計算モデルに入力された第一計測信号を用いて第一振動の強度及び方向を計算し、計算モデルに入力された第二計測信号を用いて第二振動の強度及び方向を計算する。
　本発明の一側面によれば、観測した地震波の情報をもとに増進回収技術を用いた際の地下の構造を画像化できる信号処理装置及び信号処理方法を提供することができる。
図１は、一実施形態を説明する機能ブロック図である。 図２は、一実施形態のハードウェア構成を説明するブロック図である。 図３は、一実施形態に係る信号処理の概要を示すフローチャートである。 図４は、一実施形態に係る数値計算の設定を説明するための図である。 図５は、一実施形態に係る数値計算の結果を示す図である。 図６は、一実施形態に係る数値計算の結果を示す図である。 図７は、一実施形態に係る数値計算の結果を示す図である。 図８は、一実施形態に係る数値計算の結果を示す図である。 図９は、一実施形態に係る数値計算の結果を示す図である。
　以下、一実施形態について詳細に説明する。なお、図面の説明においては同一要素には同一符号を付し、重複する説明を省略する。
　図１は、一実施形態に係る信号処理装置の機能ブロック図である。信号処理装置１は、複数の振動伝搬速度特性の領域を有する地下構造領域における地震波を含む観測データを解析するための信号処理装置に適用してもよい。地下構造領域とは、例えば、地下の地層の構造の領域である。地下構造領域は、例えば、振動が伝搬する振動伝搬速度が異なる複数の領域を有している。地下構造領域は、例えば、油田の油層中のガス成分溶解領域などである。
　増進回収技術において、油層中に圧入した炭酸ガスの拡散状況を推定する方法として、地震探査手法が知られている。地震探査手法は、ＳＥＩＳＭＩＣ手法と呼ばれている。地震探査手法では、油層を貫通するように設けられた２つの観測井が用いられる。この２つの観測井は互いに離間している。一方の観測井内には、油層近傍に振動源（震源）が設けられている。他方の観測井内には、油層を貫通するように信号検出手段が配列されている。この手法では、以下の測定が行われる。一方の観測井内において振動源により振動が発生され、他方の観測井内において信号検出手段により、この振動が検出され、観測データが測定される。この測定は、ガス圧入前とガス圧入後とにおいて行われる。ガス圧入前に測定された観測データとガス圧入後に測定された観測データとが比較される。
　信号処理装置１は、上述した地震探査手法において、測定された観測データを解析するための信号処理装置に適用できる。油層では周囲の地層に比べて振動の伝搬が遅い。また、油層に比べてガスが拡散した領域では振動の伝搬がさらに遅い。地震探査手法では、ガスが圧入された領域（ガス圧入領域）の広がりが複数仮定される。地震探査手法では、振動源から発生された振動の伝搬シミュレーションと観測データとが比較されることによりガス圧入領域の広がりが推測される。
　地震探査手法では、測定された観測データを解析する手法として、インバージョン解析（逆解析）が用いられている。インバージョン解析に用いられる信号は、振動源から発生された振動が信号検出手段で受信された信号である。この信号は油層を貫通した振動が検知された信号であってもよい。受信した信号を地層モデル中の弾性波の伝搬特性に従って時間を遡及させることにより、弾性波の伝搬が推定される。これにより、地層モデル中の伝搬状況を再現することが可能となる。
　さらに、増進回収技術におけるガス拡散状況の確認に使用するとき、ガス圧入前とガス圧入後とにおいて、振動源と、センサの空間的配置と、振動源の振動の位相と、振動源の振動の強度は実質的に同一条件とされる。そして、ガス圧入前とガス圧入後とにおいて測定される信号の差分をインバージョン解析することにより、直接的に、伝搬速度の変化した領域を把握することが可能となる。
　図１に示されるように、本実施形態に係る信号処理装置１は、主に、計測信号入力部１１、震源情報取得部１２、信号処理部２０、振動伝搬速度データ格納部２１、模擬振動伝搬速度データ格納部２２、モデル格納部２３、伝搬速度分布情報格納部２４、計測信号格納部２５、及び表示部３０を備えている。さらに、信号処理装置１と、振動発生部２及び振動受信部３とは、有線又は無線のネットワークを介して接続されている。以下、各部の機能を概説する。
　信号処理装置１は、複数の振動伝搬速度特性の領域を有する地下構造領域に対して振動を発生する振動発生部２（振動発生手段）から発生された振動を受信する振動受信部３（振動受信手段）によって受信された計測信号を処理する。
　振動発生部２は、弾性波エネルギーを発生させる人工震源である。人工震源は、例えば、サイスミックミックソースと呼ばれる震源装置であってもよい。人工震源は、モータの回転軸に重りを偏芯して取り付けたバイブレータ、又はピエゾ素子などが例示される。また、人工震源は、圧電素子などを用いた人工震源であってもよい。震源により弾性波が誘起される。震源装置は、例えば、坑井の深さ方向に所定の深度に設置される。震源装置により、人間が感じない強度の地震が誘起されてもよい。
　振動受信部３は、弾性波エネルギーを計測する受信器である。受信器は、例えば、地震計であってもよい。振動受信部３は、例えば、データ記憶装置（不図示）が接続されており、取得された信号をデータ記憶装置によって記録してもよい。受信器は、例えば、坑井の深さ方向に沿って、坑井全体に設置されている。受信器に採用される振動検出素子は、従来はマイクロホン系のものが多用されている。本実施形態では、受信器は、ＭＥＭＳ系の振動検出素子であってもよい。ＭＥＭＳ系の振動検出素子は、低い周波数特性に優れており、低い周波数の振動を検出できる。ＭＥＭＳ系の振動検出素子は、２０Ｈｚ未満までの低い周波数の振動を検出できる。ＭＥＭＳ系の振動検出素子は、１０Ｈｚ未満までの低い周波数の振動を検出できる。ＭＥＭＳ系の振動検出素子は、５Ｈｚ未満までの低い周波数の振動を検出できる。
　計測信号入力部１１（計測信号入力手段）は、第一計測信号と第二計測信号とを入力する。第一計測信号とは、振動発生部２から発生された第一振動を振動受信部３が受信した計測信号である。第二計測信号とは、振動発生部２から発生された第二振動を振動受信部３が受信した計測信号である。第二振動は、第一振動の発生から時間をおいて発生される。
　振動源である振動発生部２から発生した振動は、例えば地震波である。地震波は、基本的にはＰ波、次いでＳ波の順に球面状に伝搬する。地震波は、地層中の振動伝搬速度に従い、屈折及び反射を繰り返しながら、振動受信部３に到達する。このとき、振動源の振動開始時刻を起点として、振動受信部３が備える個々の振動検出手段により、振動に伴う加速度又は変位が記録される。振動に伴う加速度又は変位は、所定のサンプリングレートにて記録される。サンプリングレートは、振動源の振動の周波数の２倍以上２５６倍未満に設定されている。サンプリングレートは、例えば、８倍以上２５６倍未満に設定されていてもよい。サンプリングレートは、例えば、１６倍以上２５６倍未満に設定されていてもよい。
　第１の振動データ及び第２の振動データから、同一位置と、振動開始時刻を起点とした同一時刻のデータと、を取り出し、その差が得られる。ガス圧入の影響がなければ差はゼロである。ガスの注入により特性層（油層）の振動伝搬速度に振動伝搬速度の異なる領域が生じた場合、その領域に起因して振動伝搬速度に差が生じる。また、入力するデータとして、特性層近傍にＳ波本体に先立ち現れるチャネル波を可視化装置上で特定し、その成分が入力されてもよい。
　すなわち、振動伝搬速度が異なる領域が生じた２つの時間タイミングで得られる第一計測信号及び第二計測信号は、地下構造領域における振動伝搬速度が異なる領域の特性層近傍の振動を含む計測信号である。
　計測信号入力部１１は、振動受信部３によって受信された計測信号の入力を受け付ける。計測信号には、震源から伝搬した弾性波の情報が含まれている。計測信号は、所定の時間間隔に測定したデータの時間方向の差分データであってもよい。また、計測信号入力部１１として、データ記憶装置に記録された信号が計測信号として入力されてもよい。
　例えば、本実施形態を増進回収技術に適用する場合、計測信号入力部１１は、炭酸ガスの圧入前の第一計測信号と、炭酸ガスの圧入直後の第二計測信号とが入力されもよい。さらに、炭酸ガスの圧入から所定の時間経過後した第二計測信号が入力されてもよい。この場合、所定の時間とは一か月であり、計測信号入力部１１は第二計測信号を一か月ごとに数回取得されてもよい。
　計測信号入力部１１は、取得した計測信号を計測信号格納部２５（計測信号蓄積手段）に格納する。そして、計測信号入力部１１により入力された計測信号は、計測信号格納部２５に格納しないで直接信号処理部２０へ渡してもよい。
　信号処理部２０（振動伝搬速度データ蓄積手段）は、伝搬速度分布情報格納部２４から読み出した計測信号に対して計算モデルを用いて信号処理を行い、得られた振動伝搬速度のデータを蓄積する。
　ここで、本実施形態が用いる計算モデルについて説明する。計算モデルは固体モデルであり、弾性波の伝搬モデルである。計算モデルは、モデル格納部２３に格納されている。計算モデルは次式で与えられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　上記（１）式は波動場の変異を示すベクトル場ｕの時間発展を表す式である。（１）式において、密度ρは伝搬媒体の密度を表すパラメータであり、定数λと定数μはラメ定数と呼ばれる定数である。伝搬媒体の密度は地下構造領域における領域の媒質の密度である。ベクトルｆはベクトル場ｕに印加される外力である。ベクトル場ｕは時間と空間の関数である。
　また、ベクトル場ｕと、弾性波のＰ波及びＳ波との関係は次式に与えられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　ここで、右辺第一項の∇ΦはＰ波と対応し、右辺第二項の∇×ΨはＳ波と対応する。
　さらに、Ｐ波の速度ＶｐとＳ波の速度Ｖｓとは、伝搬する空間の密度ρとラメ定数λとμとにより、次式に与えられる関係がある。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　このように、本実施形態で用いる固体モデルは、弾性波の伝搬速度を定式化した計算モデルである。特に、固体モデルは、地震波のＰ波速度及び地震波のＳ波速度に依存する計算モデルである。このように、固体モデルとして、Ｐ波とＳ波との双方を考慮した固体モデルを採用することにより、波長の１０分の１程度の分解能にて特性層の伝搬速度変化領域を検知できる。
　また、例えば、ライムストーンなどの固い岩石を多く含む媒質では弾性波が速く伝わる。固体モデルを用いることにより、弾性波が伝わる媒質の物理的特性を表すことができる。物理的特性は、例えば、媒質となる岩石のフォロスティ（空域）であってもよい。あるいは、物理的特性は、岩石の異方性、鉱物結晶の選択配向、クラックの選択配向などの物理量であってもよい。あるいは、物理的特性は、岩石の剪断変形率又は岩石の剪断力などの特性であってもよい。
　信号処理部２０は、固体モデルを用いて計測信号のインバージョン解析を行う。信号処理部２０（伝搬速度計算手段）は、固体モデルを用いて地下構造領域の振動の強度及び方向を逆伝播により計算し、信号処理部２０（模擬伝搬速度計算手段）は、固体モデルを用いて振動の強度及び方向を順伝搬により計算する。すなわち、計測信号から弾性波の伝搬を復調することにより、計測信号に含まれる弾性波の伝搬した地下構造領域の速度及び方向が抽出される。計測信号が逆伝搬により解析されつつ、順方向に模擬信号が算出されることにより、解析結果と模擬信号とを用いて固体モデルを更新することにより、精度良く計測信号を解析することができる。
　詳細には、信号処理部２０（伝搬速度計算手段）は、振動伝搬速度のデータを含む固体モデルを用いて振動の強度及び方向を計算する。信号処理部２０は、振動の強度及び方向を時系列に沿って計算してもよい。計算された信号の強度及び方向は、振動伝搬速度データ格納部２１に格納される。ここでは、計測信号に対して固体モデルを用いて信号処理を行うことにより、弾性波の反射波を抽出し、弾性波の強度と弾性波が伝搬する方向を含む伝搬速度の分布情報を算出する。信号処理部２０は、算出された伝搬速度分布情報を伝搬速度分布情報格納部２４（伝搬速度分布情報蓄積手段）に蓄積する。
　弾性波の伝搬速度分布情報には、地震波のＰ波成分及び地震波のＳ波成分が含まれていてもよい。計測信号が信号処理部２０によって信号処理されることにより、地震波のＰ波成分及び地震波のＳ波成分の速度情報が抽出される。抽出された速度情報は、振動伝搬速度データ格納部２１に格納される。また、信号処理部２０は、Ｓ波が振動受信部３に到達するまでのデータを用いて信号処理を行ってもよい。信号処理では、フィルター処理が適用されてもよい。フィルター処理により、信号と雑音との間に差異を見出し、雑音を減衰させることができる。
　ここで、信号処理部２０（伝搬速度計算手段）は、固体モデルに入力された第一計測信号と第二計測信号との差分を用いて該差分の強度及び方向を計算してもよい。また、第一計測信号及び第二計測信号はＳ波本体より早期に到達する振動を含んでもよく、第一計測信号及び第二計測信号を信号処理する際は、Ｓ波本体より早期に到達する振動のみを信号処理してもよい。特性層近傍に発生し、Ｓ波本体に先立ち到達するチャネル波を解析の対象とすることにより、効率的に解析を行うことができる。
　さらに、信号処理部２０は、震源情報及び地震波伝搬モデルを用いて、震源情報から地震波（弾性波）の伝搬を模擬した模擬データを算出する。信号処理部２０により算出された模擬データは、模擬振動伝搬速度データ格納部２２に格納される。震源情報とは振動発生部２が発生する振動を模擬した情報であり、例えば、地震が誘起された時刻、地震が誘起された場所、又は地震が誘起された強度などである。信号処理部２０は、上述した固体モデルの外力ｆの初期条件として震源情報を入力し、計算を行い、模擬データを算出する。模擬データは、各領域における時刻ごとの振動波の強度をあらわす。
　さらに、信号処理部２０は、観測データと模擬データとの相関性を算出する。また、信号処理部２０（更新手段）は、信号処理部２０により算出された相関性に基づいて地震波伝搬モデルを更新する。すなわち、信号処理部２０は、上述した固体モデルのラメ定数及び密度を更新する。信号処理部２０は、観測データと模擬データとを用いて地震波の伝搬速度情報を算出してもよい。
　上記で信号処理部２０が算出する地震波の伝搬速度情報は、観測データに含まれる地震波のＳ波が到達するまでの該速度情報であってもよい。信号処理部２０が用いる固体モデルは、地震波伝搬モデルであり、弾性波の伝搬を模擬する計算モデルである。地震波伝搬モデルは、地震波のＰ波成分、地震波のＳ波成分、及び地質の密度、に依存する計算モデルである。解析された振動の伝搬速度情報は、振動伝搬速度データ格納部２１に格納される。
　より詳細には、信号処理部２０（模擬信号入力手段）は、震源情報取得部１２から震源情報の入力を受け付ける。信号処理部２０（模擬伝搬速度計算手段）は、震源情報を固体モデルに入力し、固体モデルを用いて振動の強度及び方向を計算する。さらに、信号処理部２０（伝搬速度計算手段）は、固体モデルに入力された第一計測信号を用いて第一振動の強度及び方向を計算し、計算モデルに入力された第二計測信号を用いて第二振動の強度及び方向を計算する。信号処理部２０は、模擬振動伝搬速度データ格納部２２（模擬伝搬速度分布情報蓄積手段）に算出された模擬伝搬速度分布情報を蓄積する。
　また、第二伝搬速度分布情報は、第一伝搬速度分布情報と後述する更新量との和で算出されてもよい。このように構成すると、信号処理に要する時間を短縮することができるため、所定時間経過後に取得された振動に含まれる伝搬速度分布情報を簡便に画像化することができる。
　さらに、信号処理部２０（更新量算出手段）は、伝搬速度分布情報及び模擬伝搬速度分布情報に基づいて、固体モデルを更新する更新量を算出する。信号処理部２０は、伝搬速度分布情報と模擬伝搬速度分布情報との相互相関を算出して得られる値を更新量としてもよい。相互相関は、例えばクロスコリレーションである。相互相関量を算出し、伝搬速度分布情報と模擬伝搬速度分布情報とを比較することにより、空間における伝搬速度分布の差が明らかになる。算出された相互相関量を用いて、固体モデルのパラメータを更新することにより、伝搬速度情報と模擬伝搬速度情報とが表す伝搬速度の差異が少なくなるように、固体モデルが更新することができる。相互相関量が高くなるように、上述した固体モデルのＰ波成分の速度Ｖｐを更新してもよい。速度Ｖｐは上述したように密度ρ及びラメ定数λ，μと関係があるので、例えば、速度Ｖｐを更新するときに密度ρの値を更新してもよい。
　信号処理部２０（更新手段）は、更新量を用いて固体モデルを更新する。信号処理部２０は、Ｐ波の速度の差分を変化量とし、モデル格納部２３に格納された地震波伝搬モデル（固体モデル）を更新してもよい。更新する量はＰ波速度成分に限定されず、Ｓ波速度成分であてもよく、その他の固体モデルのパラメータであってもよい。
　表示部３０（表示手段）は、伝搬速度分布情報を表示する。表示部３０は、伝搬速度計算手段により計測信号の差分から算出される伝播速度差分分布情報を表示してもよい。表示部３０は、伝搬速度計算手段により差分から算出される伝播速度差分分布情報を時系列に沿って表示してもよい。表示部３０は、第一振動から算出される第一伝搬速度分布情報と、第二振動から算出される第二伝搬速度分布情報と、を比較して表示する。表示部３０が表示する伝搬速度分布情報は、伝搬速度分布情報格納部２４に格納されている。例えば、表示部３０は、第一伝搬速度分布情報及び第二伝搬速度分布情報のうちＳ波本体より早期に到達するタイミングの分布情報を表示してもよい。
　例えば、表示部３０は、受信された複数データから伝搬速度分布情報の差分を算出し、算出された差分を表示する。例えば、炭酸ガス（ＣＯ２）の圧入前に計測された第一計測信号から得られた伝搬速度分布情報と、炭酸ガス（ＣＯ２）圧入後に計測された第二計測信号から得られた伝搬速度分布情報と、の差分を表示することにより、地下構造領域における伝搬速度分布の変化が明らかとなる。
　図２には、信号処理装置１のハードウェア構成の一例が示されている。信号処理装置１は、ハードウェア構成として、ＣＰＵ１Ａと、ＲＡＭ１Ｂと、ＲＯＭ１Ｃと、キーボード、音声入力のための音声認識装置などから成る入力部１Ｄと、所定位置に挿入された記憶媒体Ｍに記憶されたデータ又はプログラムなどを読み取る読取部１Ｅと、信号処理装置１の他の構成と通信を行う通信部１Ｆと、補助記憶部１Ｇと、速度情報などを含む画像を表示する表示部１Ｈと、を備える。また、通信部１ＦはネットワークＮＴに接続されていてもよい。ネットワークＮＴはインターネットであってもよく、イントラネットであってもよい。あるいは、ＬＡＮ（Local Area Network）であってもよい。ネットワークＮＴは、無線接続されていてもよく、有線接続されていてもよい。前述した信号処理装置１の各機能ブロックの機能は、ＲＡＭ１Ｂなどにプログラム又はやデータなどを読み込ませ、ＣＰＵ１Ａの制御の下でプログラムを実行することで実現される。
　次に、図３に示されるフローチャートを用いて、本実施形態に係る信号処理装置１で実行される処理（信号処理析方法）を説明する。この処理は、例えば、信号処理装置１の利用者が、信号処理装置１に対して解析を開始する入力操作を行うことで開始される。これにより、信号処理装置１では、複数の振動伝搬速度特性の領域を有する地下構造領域に対して振動発生部２から振動が発生され（振動発生ステップ，Ｓ１１）、発生された振動が振動受信部３によって受信され（振動受信ステップ，Ｓ１２）、得られた計測信号が処理される。
　計測信号蓄積ステップ（Ｓ１２）は、計測信号入力部１１により、第一計測信号及び第二計測信号が入力される。ここでは、計測信号入力部１１は、上述した記憶媒体Ｍに記録された計測信号が読み取り部１Ｍによって読み取ることにより入力されてもよいし、ネットワークＮＴを介して入力された計測信号でもよい。
　ステップＳ１３において、信号処理部２０は、モデル格納部２３から固体モデルを読み出す。読み出される固体モデルは上述したモデルである。モデル格納部２３には、固体モデルと、固体モデルのパラメータとが格納されている。信号処理部２０により、データの読み出し、データの蓄積、及びデータを用いた計算が行われる。
　模擬信号入力ステップ（Ｓ１１）では、さらに、計算モデルに振動発生ステップを模擬した震源情報が入力される。模擬伝搬速度計算ステップ（Ｓ１４）では、震源情報をモデル格納部２３から読み出し、計算モデルに入力し、計算モデルを用いて振動の強度及び方向が計算される。これにより、固体モデルに震源情報が入力され、弾性波の伝搬が模擬データとして算出される。算出される模擬データは、弾性波動の伝搬がシミュレーションされた結果であり、時刻ごとに変化する、震源からの距離が異なる地下構造領域の各地点における伝搬速度情報を含む。模擬伝搬速度計算ステップ（Ｓ１４）では、算出された伝搬速度情報が蓄積される（伝搬速度分布情報蓄積ステップ）。その後、模擬データは、弾性波の伝搬方向に対する水平・垂直成分から、Ｐ波・Ｓ波成分に分離される（Ｓ１５）。この結果、模擬データから弾性波の伝搬速度情報が算出される。模擬伝搬速度分布情報蓄積ステップ（Ｓ１５）では、信号処理部２０により、算出される模擬伝搬速度分布情報が蓄積される。
　伝搬速度計算ステップ（Ｓ１６）では、信号処理部２０により、振動伝搬速度のデータを含む固体モデルを用いて振動の強度及び方向が計算される。伝搬速度計算ステップ（Ｓ１６）では、計算された振動の強度及び方向を含む伝搬速度分布情報を蓄積する（振動伝搬速度データ蓄積ステップ）。ここでは模擬データを算出した地震波伝搬モデルと同一の固体モデルを用いて、計測信号の逆解析が行われる。逆解析においては、震源方向に時間を逆転させて弾性波の伝達が解析される。このため、観測データに含まれる弾性波動の伝搬が時間反転されて解析される。また、解析された結果、地下構造領域の各地点における速度情報が抽出される。速度情報は、時刻ごとに変化する速度情報であってもよい。地下構造領域の各地点は、震源からの距離が異なっていてもよい。その後、抽出された速度情報は、弾性波の伝搬方向に対する水平・垂直成分から、Ｐ波成分及びＳ波成分に分離される（Ｓ１７）。この結果、観測データから弾性波の伝搬速度情報が算出される。
　ステップＳ１８において、伝搬速度分布情報及び模擬伝搬速度分布情報の相互相関が算出される。ここでは、信号処理部２０により、模擬データの速度情報と、観測データの速度情報との相関性が算出される。例えば、模擬データの速度情報と、観測データの速度情報との相互相関が算出されてもよい。相互相関量として、例えば、伝搬速度情報のＰ波成分を含むクロスコリレーションを算出されてもよい。
　更新量算出ステップ（Ｓ１９）は、ステップＳ１８において算出された相互相関に基づいて固体モデルを更新する更新量が算出される。ここでは、算出された模擬データの速度情報と、観測データの速度情報との相関性が高くなるように、固体モデルを更新する。例えば、伝搬速度情報と模擬伝搬速度情報とが表す各地下構造領域における振動の強度及び方向の差分を更新量としてもよい。また、伝搬速度情報と模擬伝搬速度情報とが表す各地下構造領域における振動の強度及び方向のうちでＰ波成分の差分を更新量としてもよく、この差分を少なくするように固体モデル（地震波伝搬モデル）を更新してもよい。
　終了判定（Ｓ２０）では、固体モデルを更新するか否かが判定される。終了判定は、例えば、更新料が所定の値より小さいか否かの判定により行われる。終了判定において終了しないと判定された場合（Ｓ２０，Ｎｏ）、信号処理部２０により更新ステップ（Ｓ２１）において更新量を用いて計算モデルが更新される。所定の終了条件を満たした場合（Ｓ２０；Ｙｅｓ）、伝搬速度情報が伝搬速度分布情報格納部２４へ格納される。
　さらに終了条件が満たされた場合（Ｓ２０；Ｙｅｓ）、表示ステップ（Ｓ２２）において、表示部３０により、地震波の伝搬速度情報が伝搬速度分布情報格納部２４から読みだされ、表示される。例えば、表示される伝搬速度情報はＰ波速度である。また、表示される速度情報は、Ｐ波速度の残差であってもよいし、時系列の前後の速度情報であってもよい。また、表示部３０は、信号処理部２０（伝搬速度計算手段）が算出した第一計測信号と第二計測信号との差分の強度及び方向を時系列に表示してもよい。
　以上、説明した信号処理装置１及び信号処理方法によると、振動受信手段が受信した振動が伝搬速度計算手段により計算モデルを用いて計算されることにより、該振動から異なる２つの時間タイミングでの伝搬速度分布情報が算出される。例えば、地下構造領域の一部の地層に関して、振動発生手段として地震波を発生させることにより、地層における地震波の伝搬速度の速さに関する異なる２つの時間タイミングでの伝搬速度分布情報が算出される。地震波の伝搬速度は地層の密度などの岩石物性に依存している。このため、表示部３０により表示された異なる２つの時間タイミングでの伝搬速度分布情報から、地下構造だけではなく地下構造領域におけるガスなどの圧入状態を知ることができる。
　また、発生された時間が異なる振動差分から伝搬速度情報を得、得られた伝搬速度差分分布情報を画像化することにより、地層における構造の時間変化を簡便に知ることができる。例えば、本実施形態を増進回収技術に適用する場合、圧入された炭酸ガスがどのように地層に分布しているかを把握することができる。
　さらに、計測信号に含まれ弾性波の情報が特性層近傍を伝搬した弾性波である場合、伝搬伝搬速度分布が画像化される。また、Ｐ波成分を用いて計算することにより、地震波の反射が重畳され得るＳ波成分を用いることなく伝搬速度分布情報が算出される。そして、計算モデルが更新されることにより、取得された振動に含まれる伝搬速度分布情報を尤もらしく説明しうる計算モデルが精度よく得られる。従って、地下の地層構造をより一層詳細に特定することができる。
　ここで図４から図９を用いて、本実施形態における信号処理方法の数値実験の結果について説明する。
　図４は、数値実験の環境を模擬的に表示した概略図である。図４に示される坑井Ｖ１は、掘削された坑井であり振動発生部２である震源Ｖｓ１～Ｖｓ１０を備える。実地で行う場合、坑井Ｖ１は鉛直方向に複数の人工震源を備える。一方、図４に示される坑井Ｖ２は、掘削された坑井であり、地震が観測される振動受信部３を備える。坑井Ｖ２は鉛直方向に複数の地震計Ｖｒ１～Ｖｒｎ（ｎは１以上の整数）を備える。さらに、平面Ｐは、坑井Ｖ１，Ｖ２を含み鉛直方向に広がる同一平面である。
　そして、平面Ｐ方向に沿って、図５に示されるように、弾性波の伝搬速度が異なる状況が設定される。数値実験では、地表からの最も浅い震源までの深度を約２．６キロメートルとし、坑井間距離を約４００メートルとする。ただし、本実施形態ではこの範囲に限定されない。例えば、坑井間距離は６００メートル～８００メートルであってもよい。
　本数値実験では、坑井Ｖ１において、複数の震源Ｖｓ１～Ｖｓ１０を仮定する。震源は、図中の水平方向位置０ｋｍ地点における複数の黒点で示されている。また、鉛直方向に複数の伝搬速度が異なる層が積層する地下構造領域が仮定されている。
　そして、図７に示されるように、炭酸ガス（ＣＯ２ガス）の圧入により、地層の所定の層の一区画のみ伝搬速度分布が変化している状況が設定される。図６に示される値は、伝搬速度の変化量である。
　本実施形態では、数値実験の環境において、図６に示す速度分布が未知の状態であることを仮定し、図５に示された震源において地震波を誘起し、坑井Ｖ２にて測定する。そして坑井Ｖ２で模擬的に得られる観測データ及び震源情報から、信号処理装置１を用いて図６に示された速度分布を推定することが可能であることを確認する。観測された結果を図７から図９に示す。
　模擬観測データの逆解析を行ったところ、図８に示す結果が得られた。図７は、坑井Ｖ１から坑井Ｖ２に対して水平方向に伝搬する波を画像化した結果である。図７は、坑井Ｖ２の地震計Ｖｒｎにて測定した結果である。地震計Ｖｒｎにおける水平方向をＶｈとし、鉛直方向をＶｖとする。図７では、図８の丸印に示す震源において誘起された弾性波が伝搬する様子が確認できる。
　さらに、図８及び図９に示されるように、インバージョン解析によって得られる伝搬速度分布が得られる。図８は固体モデルを一回更新して得られる計算結果であり、図９は固体モデルを複数回更新して得られる計算結果である。
　特に、図８に示されるように、伝搬速度が異なる層は、弾性波に対する屈折率が違うため、層の中に特定の波が閉じ込められる。このため、柔らかい地層を伝わる波が補足される。やわらかい地層は、速度が遅い低速度層である。この低速度層に補足される波は、ガイド波（Guided Wave）と呼ばれ、媒質が柔らかいため、振幅が強くあらわれる。なお、ガイド波は、チャネル波、シーム波と呼ばれる。
　このようにガイド波を算出することができるため、薄い低速度層を通る地震波を精度よく解析することができる。また、早く伝わる波（Ｐ波）は、一番遠くに伝わっているが、最初の到達時間が明瞭になりにくい。特に、地層ごとの岩石の固さが異なるため、振動の伝搬は一様とはなりにくい。しかし、固体モデルを用いることにより、Ｐ波の伝搬の精度が高い。さらに、振動が強いために到達時間が明瞭になるＳ波が到達するまでの時間の観測データを用いることにより、解析精度がより一層向上する。
　本実施形態では、固体モデルを用いて推定することにより、Ｐ波を用いた推定精度が向上する。また、従来用いられてなかったＳ波を信号処理中に用いる。Ｓ波は、遅く伝わるため、反射したいろいろな波の成分が重ね合わさった状態で観測される。従来の流体モデルはＳ波を処理上除去していた。しかし、Ｓ波を用いることがない流体モデルに代えて固体モデルを用い、Ｐ波とＳ波を用いて解析を行うことにより、Ｐ波を使った場合比べて推定の精度が向上した。
　特に、油層を貫通した波をセンサが観測しているため、水平成分と垂直成分とにわけて解析を行った。その結果、垂直成分方向の分解能が高められるとともに、垂直方向の波の伝搬が明瞭になった。
　従来、振動源からの音響信号を、油層を貫通する方向に配置した音響検知素子アレイで検出し、その音響信号を、Ｐ波の音響伝搬特性に従ってインバージョン解析を行っていた。しかしながら、音響信号などのＰ波に基づく情報では、ガス圧入により信号伝搬特性の変化した領域の大きさが、音の波長より十分に小さくないと、その挙動が複雑になる。このため、伝搬速度変化領域の大きさについて十分な情報が得られにくい。一方、長い波長の振動を使用した場合、波長よりも小さな領域についても詳細が不明のため、実質的な情報が得られない。本実施形態では、固体モデルを用いることにより、弾性波の伝搬特性に基づいて伝搬速度の分布が算出されるため、分解能が向上した。さらに、固体モデルを用いることにより、ガイド波が算出されるため、従来の音響信号を用いた場合よりも分解能が向上する。
　なお、本発明は、上述した実施形態に限定されない。例えば、地表付近に震源がある場合であってもよい。地表付近における震源は、バイクロサイスが例示できる。また、海上油田においては、エアガンなどを震源として用いてもよい。このように構成した場合であっても上述した作用及び効果を奏することができる。
　地上より油層に向けた２本の観測井のうち、第１の観測井には振動発生装置が設けられ、第１の観測井と離間して配置された第２の観測井は、通常油層を貫通するように掘削され、その内部には油層を挟むｎ個（ｎは１以上の整数）の振動検出素子が配列されるように構成してもよい。
　本発明は、地下の地層の構造を把握するための信号処理装置及び信号処理方法として用いることができる。
　１…信号処理装置、２…振動発生部、３…振動受信部、１１…計測信号入力部、１２…震源情報取得部、２０…信号処理部、２１…振動伝搬速度データ格納部、２２…模擬振動伝搬速度データ格納部、２３…モデル格納部、２４…伝搬速度分布情報格納部、３０…表示部。

Claims (10)

  1. 　複数の振動伝搬速度の領域を有する地下構造領域において振動を発生する振動発生手段から発生された振動を受信する振動受信手段によって受信された計測信号を処理する信号処理装置であって、
    　前記振動発生手段から発生された第一振動を受信した第一計測信号、及び前記第一振動の発生から時間をおいて発生された第二振動を受信した第二計測信号を蓄積する計測信号蓄積手段と、
    　前記振動伝搬速度のデータを蓄積する振動伝搬速度データ蓄積手段と、
    　前記振動伝搬速度のデータを含む計算モデルを用いて前記地下構造領域における前記振動の強度及び方向を計算する伝搬速度計算手段と、
    　前記伝搬速度計算手段により算出される前記地下構造領域における伝搬速度分布情報を蓄積する伝搬速度分布情報蓄積手段と、
    　前記計算モデルに前記振動発生手段を模擬した震源情報を入力する模擬信号入力手段と、
    　前記模擬信号入力手段により前記震源情報を前記計算モデルに入力し、前記計算モデルを用いて前記地下構造領域における前記振動の強度及び方向を計算する模擬伝搬速度計算手段と、
    　前記模擬伝搬速度計算手段により算出される模擬伝搬速度分布情報を蓄積する模擬伝搬速度分布情報蓄積手段と、
    　前記伝搬速度分布情報及び前記模擬伝搬速度分布情報に基づいて、前記計算モデルを更新する更新量を算出する更新量算出手段と、
    　前記更新量を用いて前記計算モデルを更新する更新手段と、
    を備え、
    　前記計算モデルは固体モデルであり、
    　前記伝搬速度計算手段は、
    　前記計算モデルに入力された前記第一計測信号を用いて前記第一振動の強度及び方向を計算し、
    　前記計算モデルに入力された前記第二計測信号を用いて前記第二振動の強度及び方向を計算する、信号処理装置。
  2. 　前記振動発生手段から発生された第一振動を受信した第一計測信号、及び前記第一振動の発生から時間をおいて発生された第二振動を受信した第二計測信号を入力する計測信号入力手段と、
    　前記伝搬速度分布情報を表示する表示手段と、
    をさらに備え、
    　前記表示手段は、
    　　前記伝搬速度計算手段により前記第一振動から算出される第一伝搬速度分布情報と、
    　　前記伝搬速度計算手段により前記第二振動から算出される第二伝搬速度分布情報と、を比較して表示する、請求項１に記載の信号処理装置。
  3. 　前記第一計測信号及び前記第二計測信号は、前記振動伝搬速度が異なる領域の特性層近傍のチャネル波の振動を含む計測信号である、請求項２に記載の信号処理装置。
  4. 　前記伝搬速度計算手段は、前記計算モデルを用いて前記振動の強度及び方向を逆伝播により計算し、
    　前記模擬伝搬速度計算手段は、前記計算モデルを用いて前記振動の強度及び方向を順伝搬により計算し、
    　前記更新量算出手段は、前記伝搬速度分布情報と前記模擬伝搬速度分布情報との相互相関を算出して得られる値を更新量とする、請求項２又は３に記載の信号処理装置。
  5. 　前記更新量算出手段は、前記伝搬速度分布情報のＰ波成分と前記模擬伝搬速度分布情報のＰ波成分との相互相関を算出して得られる値を更新量とする、請求項２～４のいずれか一項に記載の信号処理装置。
  6. 　前記第二伝搬速度分布情報は、前記第一伝搬速度分布情報と前記更新量との和で算出される、請求項２～５のいずれか１項に記載の信号処理装置。
  7. 　前記伝搬速度計算手段は、前記計算モデルに入力された前記第一計測信号と前記第二計測信号との差分を用いて該差分の強度及び方向を計算し、
    　前記表示手段は、前記伝搬速度計算手段により前記差分から算出される伝播速度差分分布情報を表示する、請求項２～６のいずれか一項に記載の信号処理装置。
  8. 　前記第一計測信号及び前記第二計測信号はＳ波本体より早期に到達するチャネル波の振動を含み、
    　前記表示手段は、前記第一伝搬速度分布情報及び前記第二伝搬速度分布情報のＳ波本体より早期に到達するチャネル波の振動を対象とする、請求項２～７のいずれか一項に記載の信号処理装置。
  9. 　前記伝搬速度計算手段は、前記計算モデルに入力された前記第一計測信号と前記第二計測信号との差分を用いて該差分の強度及び方向を時系列に沿って計算し、
    　前記表示手段は、前記伝搬速度計算手段により前記差分から算出される伝播速度差分分布情報を時系列に沿って表示する、請求項２～８のいずれか一項に記載の信号処理装置。
  10. 　複数の振動伝搬速度の領域を有する地下構造領域において振動を発生する振動発生ステップから発生された振動を受信する振動受信ステップによって受信された計測信号を処理する信号処理装置により実行さる信号処理方法であって、
    　前記振動発生ステップから発生された第一振動を受信した第一計測信号、及び前記第一振動の発生から時間をおいて発生された第二振動を受信した第二計測信号を蓄積する計測信号蓄積ステップと、
    　前記振動伝搬速度のデータを蓄積する振動伝搬速度データ蓄積ステップと、
    　前記振動伝搬速度のデータを含む計算モデルを用いて前記振動の強度及び方向を計算する伝搬速度計算ステップと、
    　前記伝搬速度計算ステップにより算出される伝搬速度分布情報を蓄積する伝搬速度分布情報蓄積ステップと、
    　前記計算モデルに前記振動発生ステップを模擬した震源情報を入力する模擬信号入力ステップと、
    　前記模擬信号入力ステップにより前記震源情報を前記計算モデルに入力し、前記計算モデルを用いて前記振動の強度及び方向を計算する模擬伝搬速度計算ステップと、
    　前記模擬伝搬速度計算ステップにより算出される模擬伝搬速度分布情報を蓄積する模擬伝搬速度分布情報蓄積ステップと、
    　前記伝搬速度分布情報及び前記模擬伝搬速度分布情報に基づいて、前記計算モデルを更新する更新量を算出する更新量算出ステップと、
    　前記更新量を用いて前記計算モデルを更新する更新ステップと、
    　前記伝搬速度分布情報を表示する表示ステップと、
    を備え、
    　前記計算モデルは固体モデルであり、
    　前記伝搬速度計算ステップは、
    　前記計算モデルに入力された前記第一計測信号を用いて前記第一振動の強度及び方向を計算し、
    　前記計算モデルに入力された前記第二計測信号を用いて前記第二振動の強度及び方向を計算する、信号処理方法。
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