WO2015178789A1 - Способ построения сейсмических изображений геологической среды и вычислительная система для его реализации - Google Patents

Способ построения сейсмических изображений геологической среды и вычислительная система для его реализации Download PDF

Info

Publication number
WO2015178789A1
WO2015178789A1 PCT/RU2014/000363 RU2014000363W WO2015178789A1 WO 2015178789 A1 WO2015178789 A1 WO 2015178789A1 RU 2014000363 W RU2014000363 W RU 2014000363W WO 2015178789 A1 WO2015178789 A1 WO 2015178789A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
geological environment
slope
model
dynamic
vectors
Prior art date
Application number
PCT/RU2014/000363
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Василий Григорьевич БАЙДИН
Леонид Евгеньевич ДОВГИЛОВИЧ
Иван Львович СОФРОНОВ
Original Assignee
Шлюмберже Холдингс Лимитед
Василий Григорьевич БАЙДИН
Шлюмберже Канада Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Сервисес Петролиерс Шлюмберже
Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед
Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Холдингс Лимитед, Василий Григорьевич БАЙДИН, Шлюмберже Канада Лимитед, Шлюмберже Текнолоджи Б.В., Сервисес Петролиерс Шлюмберже, Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед, Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн filed Critical Шлюмберже Холдингс Лимитед
Priority to US15/312,863 priority Critical patent/US20170184748A1/en
Priority to PCT/RU2014/000363 priority patent/WO2015178789A1/ru
Publication of WO2015178789A1 publication Critical patent/WO2015178789A1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06T—IMAGE DATA PROCESSING OR GENERATION, IN GENERAL
    • G06T17/00—Three dimensional [3D] modelling, e.g. data description of 3D objects
    • G06T17/05—Geographic models
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/16—Survey configurations
    • G01V2210/161—Vertical seismic profiling [VSP]
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/51—Migration
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/67—Wave propagation modeling
    • G01V2210/679—Reverse-time modeling or coalescence modelling, i.e. starting from receivers

Definitions

  • the invention relates to methods and systems for imaging geological environments during seismic exploration.
  • Seismic migration is a numerical method for constructing a seismic image of the geological environment based on data recorded by geophones located on the surface of the Earth or in a borehole. This process allows the identification and characterization of oil and gas bearing reservoirs.
  • High-resolution seismic images of geological media are essential for the quantitative interpretation of seismic data and for better monitoring of reservoirs.
  • the use of known migration methods based on the use of rays in the presence of complex structures and steeply reflecting horizons inherent in complicated geological environments located, for example, inside and below the wings of salt structures, is characterized by significant limitations, which is explained by the ambiguity of wave propagation, including caustics and duplex the waves.
  • the reverse time migration (RTM) method is more suitable, in which the wave fields are correlated with the correct propagation in time: in the forward direction from sources and in the opposite direction from receivers (see, for example, Chang, McMechan “Elastic Reverse Time Migration” (Geophysics, 1987, Volume 52, N ° 10, pp. 1365-1375).
  • RTM reverse time migration
  • SSPs ground based seismic profiles
  • the RTM method forms at least four images, classified by the types of wave reflection (PP, PS, SP, SS). For converted waves (PS, SP), a separate tilt estimation technique is required.
  • the method described herein is aimed at reducing or eliminating noise, such as false structural noise and vibrations, in images constructed using elastic waves using the reverse time RTM migration method based on multicomponent vertical seismic profiling (VSP) data.
  • VSP vertical seismic profiling
  • At least one estimate of the local tilt of the model relative to the medium and at least one dynamic estimate of the tilt for at least one type of wave excited by the sources and detected by the receivers using the direction vectors of the waves are carried out.
  • the difference between the local slope of the model and the dynamic estimate is calculated tilt.
  • at least one weight coefficient is calculated.
  • a weighting factor is used to determine at least one formula for constructing images using elastic waves during migration in reverse time, taking into account the angle of inclination of the geological environment.
  • the found formula is applied to the obtained vertical seismic profiling data with the subsequent construction of at least one image.
  • a computer system with at least one processor, memory and at least one program stored in it is used to implement the method.
  • the programs are configured to be executed by processors and contain instructions: to perform at least one assessment of the local inclination of the model relative to the geological environment; performing at least one dynamic slope estimate for at least one type of wave excited by the sources and detected by the receivers using the direction vectors of the wave; by calculating the difference between the estimates of the local slope of the model and the dynamic estimate of the slope; calculating at least one weight coefficient based on the difference found; by definition of at least one formula for constructing images using elastic waves during migration in reverse time, taking into account the angle of inclination of the geological environment; by applying the found formula to the obtained vertical seismic profiling data with the subsequent construction of at least one image.
  • At least one local tilt estimation of the model is performed using ground seismic profiling data.
  • the wave direction vectors are selected from the group consisting of phase velocity vectors, group velocity vectors, optical flow vectors, and energy (Poynting) vectors.
  • the waves excited by the sources and detected by the receivers are longitudinal and transverse waves.
  • Dynamic tilt estimation for longitudinal and shear waves with or without conversion, is based on Snell's law.
  • the weight coefficient is inversely proportional to the difference between the local model tilt estimates and the dynamic tilt estimates.
  • the direction vectors of the wave motion are smoothed spatially.
  • FIG. 1A shows a configuration of a borehole system for observing a vertical seismic profile (VSP) with a specific survey geometry.
  • VSP vertical seismic profile
  • FIG. 1B shows a fragment of a longitudinal wave (PP) image with elastic wave migration by the RTM method according to the observation system shown in FIG. 1 A.
  • FIG. 1C shows a fragment of an image of converted waves (PS) with elastic wave migration by the RTM method according to the observation system shown in FIG. 1A
  • FIG. Figure 2 shows an example of a computing system for one or more applications of the subject invention presented as described herein.
  • FIG. 3 schematically depicts wave directions and geometric assumptions on the migration of elastic waves by the RTM method for a VSP observation system as described herein.
  • FIG. 4A schematically shows angles ⁇ , ⁇ , ⁇ and vector c as described herein.
  • FIG. 4B schematically shows the angles ⁇ , ⁇ 0, and ⁇ as described herein.
  • FIG. 5A shows a resulting image of longitudinal waves (PP) with elastic wave migration by the RTM method taking into account the slope of the geological environment as described in this document.
  • FIG. 5B shows the resulting image of the converted waves (PS) with the elastic wave migration by the RTM method taking into account the slope of the geological environment as described in this document.
  • FIG. 6A is an approximate model, with a downhole VSP surveillance system as described herein.
  • FIG. 6B illustrates a model tilt based on an approximate model as described herein.
  • FIG. 7 is a flowchart with intended actions within one or more applications of the subject invention as described herein.
  • the invention is a method and system for constructing seismic images using elastic waves by the reverse migration method, taking into account the angle of inclination of the geological environment.
  • the following is a description of the procedure for constructing seismic images using elastic waves by the reverse migration method taking into account the inclination of the geological environment using vertical seismic profiling (VSP) data, while specialists in this field may notice that the various options presented in the description are widely used and suitable for many types of recorded data when displaying elements of the geological environment.
  • VSP vertical seismic profiling
  • the computing system 100 shown in FIG. 2 may be a separate computing system 101A or may be a layout of distributed computing systems.
  • Computing system 101 A consists of one or more analytical modules 102, configured to perform various tasks within the framework of various applications of the characterized invention, for example, using one or more of the methods described in the document (any actions, methods, techniques, and / or processes, combinations, variations, and / or their equivalents).
  • the analytical module 102 operates in independent mode or in conjunction with one or more processors 104 connected to one or more memory devices 106.
  • the processors 104 are connected to a network interface 108 to provide a connection to the computing system 101A through the network data transmission 110 with one or more additional computer and / or computing systems, for example, 101B, 101C and / or 101D (the architecture of computing systems 101B, 101C and / or 101D may differ from architects tours of system 101A, while they can be physically located in different places, for example, computer systems 101A and 101B can be on a ship leaving for sailing at the moment of connection with systems 101C and / or 101D located in one or several ground information centers or at other vessels and even in different countries, on different continents).
  • the architecture of computing systems 101B, 101C and / or 101D may differ from architects tours of system 101A, while they can be physically located in different places, for example, computer systems 101A and 101B can be on a ship leaving for sailing at the moment of connection with systems 101C and / or 101D located in one or several ground information centers or at other vessels and even in different countries, on different continents).
  • a processor may consist of a microprocessor, a microcontroller, a processor module or subsystem, a programmable integrated circuit, programmable gate arrays and other control devices.
  • the storage device 106 may be in the form of one or more computer-readable storage devices. It should be noted that in the example of the embodiment shown in FIG. 2, the storage device 106 is shown in the structure of the computing system 101A, while in some applications of the present invention, the storage device 106 may be located in the structure and / or in the connection of a plurality of internal and / or external cases of the computing system 101A and / or additional computing systems.
  • Storage device 106 may have one or more different forms of memory, including semiconductor storage devices, such as dynamic or static random access memory (RAM or RAM), erasable and programmable read-only memory (EPROM), electrically erasable and programmable read-only memory (EEPROM) ) and flash memory devices; magnetic disks, for example, hard, flexible and removable disks; other magnetic media, including film; optical devices such as compact discs (CDs), digital video discs (DVDs), BluRay discs, and other optical and storage devices.
  • RAM dynamic or static random access memory
  • EPROM erasable and programmable read-only memory
  • EEPROM electrically erasable and programmable read-only memory
  • flash memory devices such as magnetic disks (CDs), digital video discs (DVDs), BluRay discs, and other optical and storage devices.
  • CDs compact discs
  • DVDs digital video discs
  • BluRay discs BluRay discs
  • computing system 100 is just a single example of a computing system and may be equipped with more or fewer components or additional components not shown in FIG. 2; also computing system 100 may have a configuration or arrangement other than that shown in FIG. 2.
  • Computing system 100 is typically equipped with input and output devices (not shown in the figure), for example, a keyboard, mouse, on-screen monitor, printer, and / or plotter.
  • the various components depicted in FIG. 2 may be located in hardware / software or a combination thereof, including one or more integrated circuits for signal processing and / or application.
  • a number of techniques, methods, methods and data processing algorithms for some applications of the present invention are characterized by the formation of weakening noise of the migration transformation on images of the elastic wave migration method by the RTM method based on VSP data.
  • Geological environment vertical seismic profiling can be obtained using standard VSP data logging methods (see R. Gilpatrick and D. Fouquet "A User's Guide to Conventional VSP Acquisition") by Geophysics "," The Last Front of Seismic Exploration “(” A Leading Edge of Exploration “, March 1989, pp. 34-39).
  • the implementation of at least one assessment of the local slope of the geological model media can be carried out by external methods or by calculation according to the geological macromodel necessary for migration.
  • To build a geological macro-model velocity, density, etc.
  • tomography / inversion methods in ground-based seismic or VSP which will make it possible to accurately establish the geological model's strike to determine the slope of the reflecting boundaries.
  • VSP ground-based seismic or VSP
  • n9 rad W, (1)
  • V the scalar parameter of the model. It can take one of the values of velocity (Vp, Vs), density, or it can be some scalar function of the model parameters, for example, impedance.
  • the normal vector to the reflecting boundaries can be translated into the local slope of the model ⁇ 0 using the following formula: grad
  • FIG. 6A depicts a typical geological velocity macromodel
  • FIG. 6B is an estimate of the local slope of the model, calculated by the algorithm.
  • the procedure for performing a dynamic estimation of the slope of ⁇ depends on the types of waves excited by the sources and detected by the receivers (longitudinal and transverse waves).
  • the angle of incidence a must be equal to the angle of reflection ⁇ .
  • the vector c can be calculated from the difference of the vectors P r from P s , and the dynamic slope of the reflecting boundary can be calculated from the angle of inclination of the vector c.
  • the Snell law must be used to restore the angles a and ⁇ .
  • Snell's law will be written as follows: sin a _ sin / 9 ...
  • the weight coefficient is called a "filter by the angle of inclination of the model for elastic waves.” Calculation of the filter by the angle of inclination of the model for elastic waves can be similar to the calculation used for radial migration of the VSP. According to a number of applications of the invention under consideration, the weight coefficient W ⁇ used to construct images by the method of elastic migration in reverse time taking into account the angle of inclination of the geological environment can be inversely proportional to ⁇ : w dlp ⁇ s- k ,
  • ⁇ is the calculated difference of the dynamic slope ⁇ , determined from the vectors of the directional basing of the source and receiver, and the local slope of the model ⁇ ° (see Fig. 4B):
  • VSP vertical
  • SSP ground
  • the geological models formed are based on the interpretation of images of ground-based seismic surveys. SSP data interpretation allows accurate assessment of the slope of the structure. Information about the local slope of the model can be used to filter extraneous noise during the migration process.
  • the standard formula for constructing images using the eRTM method is characterized by the mutual correlation of the wave fields of the source and receiver, modeled by the wave equation solved by the finite difference method (or another, with the same accuracy).
  • the first term th 5 is the result of the action of some differential operator D s on the wave field of the source
  • the second coefficient D th is the result of the action of the operator D r on the wave field of the receiver.
  • the operators D s and D r can be filtering operators of wave types, for example, divergence and rotor.
  • the record of this function indicates that both fields are functions of space and time ("x" actually corresponds to the three dimensions of space), and the indexed elements "x s " and "x” - to various considered sources and receivers, by which the integrals are calculated.
  • the above formula equally takes into account the contribution to the product of both wave fields of the source and 5 and the receiver and r at any point in the image and the time step for any pair of source and receiver. This formula does not take into account the directions of the wave fields of the source and receiver.
  • the effect of these two characteristics can be evaluated using the simplest configuration of a monitoring system with one source and one receiver, as shown in FIG. 3.
  • the downward-pointing triangle on the x-axis indicates the location of the source, and a triangle pointing upward and slightly removed from the z-axis indicates the location of the receiver.
  • the wave field of the source is represented by three thin solid downward arcs, concave upward, and the receiver wave field - a dashed arc, similar to a semicircle, convex to the right.
  • the chart shows two reflecting horizons, while three specific points (1, 2, and 3) are selected in the image area.
  • the vectors r $ and. have significant amplitudes. Accordingly, their product will allow you to get an image with a comparable amplitude.
  • point 1 can be detected on the lower reflecting horizon.
  • the other two points cannot be detected due to limited reflection angles (i.e., the reflected wave at point 2 propagates in a direction not detected by the receiver) or this point is not a true reflection point (i.e. point 3 is not on the reflecting horizon and therefore includes only the passing wave).
  • FIG. 1A A diagram of the surveillance system and model is shown in FIG. 1A.
  • FIG. 1B and FIG. 1C presents the result of using the standard algorithm of the eRTM method.
  • the imaging results obtained by equation (8) are superior to the calculation results with equation (7) of the standard formulas of the eRTM method (see Fig. 1 B and Fig. 1 C) in terms of elimination or noise reduction.
  • the eRTM method is an effective means of accurately plotting subsurface resources in relation to complex geological structures.
  • the effectiveness of the method is influenced by noise and noise generated by using the standard formula for construction (equation (7)).
  • An example of an eRTM noise image is shown in FIG. 1B and FIG. 1C.
  • VSP two-dimensional vertical seismic profiling
  • FIG. 1A On the polygons depicted in FIG. 1B and FIG. 1C, a plot is visible that can be distinguished by observations using the VSP method (see Fig. 1A). Therefore, all effects observed outside the polygon are treated as noise. However, effects that do not correspond to the spatial characteristics of the reflecting horizons can also be observed within the polygons themselves.
  • noise reduction should be performed.
  • an estimate of the slope can be run using ground seismic data.
  • a dynamic estimate of the slope (one or several) of at least one type of wave excited by the sources and detected by the receivers by the direction vectors of wave motion is performed (1106) using, for example, phase velocity vectors, group velocity vectors, or energy flux density (Poynting) vectors. Then, the difference between the estimates of the local slope of the model and the dynamic estimate of the slope (1108) is calculated.
  • At least one weight coefficient (1112) is calculated.
  • the weighting coefficient is used to determine one or several formulas for constructing images using elastic waves during migration in reverse time taking into account the angle of inclination of the geological environment (1114).
  • the found conditions are applied to the obtained vertical seismic profiling data for their processing (1116).
  • the processed vertical seismic profiling data can be used to create an image (1118). This image may be an image of elastic waves obtained by the migration method in the inverse time.

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Geometry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Computer Graphics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Регистрируют данные вертикального сейсмического профилирования в геологической среде и выполняют по меньшей мере одну оценку локального наклона модели геологической среды, а также по меньшей мере одну динамическую оценку наклона для по меньшей мере одного типа волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками с использованием векторов направления движения волн. Вычисляют разность оценки локального наклона модели и динамической оценки наклона. Осуществляют расчет по меньшей мере одного весового коэффициента на основании разности оценки локального наклона модели и динамической оценки наклона и используют полученный весовой коэффициент для определения по меньшей мере одной формулы для построения изображений с использованием упругих волн при миграции в обратном времени с учетом угла наклона геологической среды. Найденную формулу применяют к полученным данным вертикального сейсмического профилирования с последующим построением по меньшей мере одного изображения геологической толщи.

Description

СПОСОБ ПОСТРОЕНИЯ СЕЙСМИЧЕСКИХ ИЗОБРАЖЕНИЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ И ВЫЧИСЛИТЕЛЬНАЯ СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО
РЕАЛИЗАЦИИ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к способам и системам построения изображений геологических сред при проведении сейсмической разведки.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Сейсмическая миграция— это численный метод построения сейсмического изображения геологической среды на основе данных, зарегистрированных сейсмоприёмниками, расположенными на поверхности Земли или в скважине. Данный процесс позволяет идентифицировать и характеризовать нефтегазоносные коллекторы.
Сейсмические изображения геологических сред высокого разрешения крайне необходимы для количественной интерпретации сейсморазведочных данных и проведения более качественного мониторинга продуктивных пластов. Использование известных методов миграции, основанных на применении лучей, при наличии сложных структур и крутопадающих отражающих горизонтов, свойственных усложненным геологическим средам, располагающимся, к примеру, внутри и ниже крыльев соляных структур, характеризуется существенными ограничениями, что объясняется неоднозначностью распространения волн, включая каустики и дуплексные волны.
Для работы с такими случаями более подходит метод миграции в обратном времени (RTM), в рамках которого выполняется корреляция волновых полей с правильным распространением во времени: в прямом направлении от источников и в обратном направлении от приемников (см., например, работу Chang, McMechan "Упругая миграция в обратном времени" ("Elastic Reverse Time Migration"), журнал "Geophysics", 1987, том 52, N°10, стр. 1365-1375). Для метода RTM при его использовании применительно к наземным сейсмическим профилям (SSP) характерны два недостатка: наличие шумов на изображениях, вызванных обратным рассеянием; дисбаланс амплитуд. Для устранения или уменьшения этих нежелательных эффектов могут быть применены: фильтр Лапласа; более подходящая формула для построения изображения; коэффициент компенсации наклонного положения.
Есть известный способ построения сейсмических изображений, в рамках которого к миграции акустических волн методом RTM применяется фильтр углов наклона (US2013182538). Для миграции упругих волн методом RTM проблема образования шумов более актуальна по сравнению с акустическими, что объясняется наличием как продольных, так и поперечных волн. Для обобщения данного известного метода миграции упругих волн методом RTM требуется создание новых приёмов в силу многокомпонентного характера поля упругих волн. Волновое поле представляет собой совокупность продольных и поперечных волн. Следовательно, алгоритм оценки направления волн должен способствовать точному определению направления обоих типов волн. В рамках метода миграции упругих волн методом RTM формируется минимум четыре изображения, классифицируемых по типам отражения волн (РР, PS, SP, SS). Для обменных волн (PS, SP) требуется отдельная методика оценки наклона.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Описываемый в настоящем документе способ направлен на уменьшение или устранение шумов, таких, как ложные структурные шумы и колебания, на изображениях, построенных с использованием упругих волн методом миграции в обратном времени RTM, основанных на многокомпонентных данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП).
В рамках данного способа построения сейсмического изображения геологической среды осуществляют по меньшей мере одну оценку локального наклона модели относительно среды и по меньшей мере одну динамическую оценку наклона для по меньшей мере одного типа волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками с использованием векторов направления движения волн. Затем вычисляют разность оценки локального наклона модели и динамической оценки наклона. На основании найденной разности рассчитывают по меньшей мере один весовой коэффициент. Весовой коэффициент используют для определения по меньшей мере одной формулы для построения изображений с использованием упругих волн при миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды. Найденную формулу применяют к полученным данным вертикального сейсмического профилирования с последующим построением по меньшей мере одного изображения.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения для реализации способа используют вычислительную систему с по меньшей мере одним процессором, памятью и по меньшей мере одной сохраненной в ней программой. Программы сконфигурированы на выполнение посредством процессоров и содержат инструкции: по выполнению по меньшей мере одной оценки локального наклона модели относительно геологической среды; по выполнению по меньшей мере одной динамической оценки наклона для по меньшей мере одного типа волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками с использованием векторов направления движения волн; по вычислению разности оценки локального наклона модели и динамической оценки наклона; по расчету по меньшей мере одного весового коэффициента на основании найденной разности; по определению по меньшей мере одной формулы для построения изображений с использованием упругих волн при миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды; по применению найденной формулы к полученным данным вертикального сейсмического профилирования с последующим построением по меньшей мере одного изображения.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения выполняют по меньшей мере одну оценку локального наклона модели с использованием данных наземного сейсмического профилирования.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления рассматриваемого изобретения векторы направления движения волн выбирают из группы, содержащей векторы фазовой скорости, векторы групповой скорости, векторы оптического потока и векторы потока энергии (Пойнтинга).
В еще одном врианте осуществления рассматриваемого изобретения волны, возбуждаемые источниками и регистрируемые приемниками, представляют собой продольные и поперечные волны. Динамическая оценка наклона для продольных и поперечных волн как с конверсией типа, так и без неё, производится, исходя из закона Снеллиуса.
В некоторых вариантах осуществления рассматриваемого изобретения весовой коэффициент обратно пропорционален значению разности оценки локального наклона модели и динамической оценки наклона.
В соответствии с одним из вариантом осуществления изобретения векторы направления движения волн сглаживаются пространственно.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Некоторые варианты осуществления изобретения поясняются чертежами, описанными ниже.
На Фиг. 1А изображена конфигурация скважинной системы наблюдения вертикального сейсмического профиля (ВСП) с конкретной геометрией съемки.
На Фиг. 1В показан фрагмент изображения продольных волн (РР) с миграцией упругих волн методом RTM согласно системе наблюдения, изображенной на Фиг. 1 А.
На Фиг. 1 С показан фрагмент изображения обменных волн (PS) с миграцией упругих волн методом RTM согласно системе наблюдения, изображенной на Фиг. 1А
На Фиг. 2 приведен пример вычислительной системы для одного или нескольких вариантов применения рассматриваемого изобретения, представленных согласно описанию в настоящем документе.
На Фиг. 3 схематично изображены направления волн и геометрические предположения по миграции упругих волн методом RTM для системы наблюдения ВСП согласно описанию в настоящем документе.
На Фиг. 4А схематично показаны углы α, β, γ и вектор с согласно описанию в настоящем документе.
На Фиг. 4В схематично показаны углы γ, γ0 и δ согласно описанию в настоящем документе. На Фиг. 5А показано результирующее изображение продольных волн (РР) с миграцией упругих волн методом RTM с учётом наклона геологической среды согласно описанию в настоящем документе.
На Фиг. 5В показано результирующее изображение обменных волн (PS) с миграцией упругих волн методом RTM с учётом наклона геологической среды согласно описанию в настоящем документе.
На Фиг. 6А изображена приближенная модель, со скважинной системой наблюдения ВСП согласно описанию в настоящем документе.
На Фиг. 6В изображен наклон модели, основанный на приближенной модели, согласно описанию в настоящем документе.
На Фиг. 7 изображена блок-схема с предполагаемыми действиями в рамках одного или нескольких вариантов применения рассматриваемого изобретения согласно описанию в настоящем документе.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Далее следует описание некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения со ссылками на вышеуказанные чертежи. В описании упоминается множество деталей для разъяснения различных вариантов осуществления рассматриваемого изобретения и/или его элементов. При этом специалисту в данной области техники ясно, что возможны различные вариации или модификации рассмотренных вариантов.
Терминология, содержащаяся в описании настоящего изобретения, используется исключительно для характеристики конкретных вариантов его осуществления и не может так или иначе ограничивать их рамки. В описании изобретения и в формуле формы единственного числа могут включать формы множественного числа, если не указано иное.
Изобретение представляет собой способ и систему для построения сейсмических изображений с использованием упругих волн методом миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды. Далее приведено описание порядка построения сейсмических изображений с использованием упругих волн методом миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды с использованием данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП), при этом специалисты в данной области могут заметить, что представленные в описании различные варианты имеют широкое применение и подходят для многих типов регистрируемых данных при изображении элементов геологической среды. Рассматриваемые в настоящем документе система и способ могут использоваться совместно с вычислительной системой (см. описание ниже).
Вычислительная система 100, изображенная на Фиг. 2, может быть отдельной вычислительной системой 101А или представлять собой компоновку распределенных вычислительных систем. Вычислительная система 101 А состоит из одного или нескольких аналитических модулей 102, сконфигурированных на выполнение различных задач в рамках тех или иных вариантов применения характеризуемого изобретения, к примеру, по одному или нескольким рассматриваемым в документе методам (любые действия, методы, методики, и/или процессы, комбинации, вариации, и/или их эквиваленты). Для выполнения этих задач аналитический модуль 102 работает в независимом режиме или совместно с одним или несколькими процессорами 104, подключенным(и) к одному или нескольким запоминающим устройствам 106. В свою очередь процессоры 104 подключены к сетевому интерфейсу 108 для обеспечения соединения вычислительной системы 101А через сеть передачи данных 110 с одной или несколькими дополнительными компьютерными и/или вычислительными системами, например, 101В, 101С и/или 101D (архитектура вычислительных систем 101В, 101С и/или 101D может отличаться от архитектуры системы 101А, при этом они могут физически располагаться в разных местах, к примеру, вычислительные системы 101А и 101В могут находиться на отправляющемся в плавание судне в момент соединения с системами 101С и/или 101D, расположенными в одном или нескольких наземных информационных центрах или на других судах и даже в разных странах, на разных континентах).
Процессор может состоять из микропроцессора, микроконтроллера, процессорного модуля или подсистемы, программируемой интегральной схемы, программируемой вентильной матрицы и других контрольно-вычислительных устройств.
Запоминающее устройство 106 может быть выполнено в виде одного или нескольких машиночитаемых запоминающих устройств. Следует заметить, что в примере варианта, представленного на Фиг. 2, запоминающее устройство 106 изображено в структуре вычислительной системы 101А, тогда как в некоторых вариантах применения рассматриваемого изобретения запоминающее устройство 106 может располагаться в структуре и/или в соединении множества внутренних и/или внешних корпусов вычислительной системы 101А и/или дополнительных вычислительных систем. Запоминающее устройство 106 может иметь одну или несколько различных форм памяти, включая полупроводниковые запоминающие устройства, такие как динамическое или статическое оперативное запоминающее устройство (ЗУПВ или СЗУПВ), стираемое и программируемое постоянное запоминающее устройство (СППЗУ), электрически стираемое и программируемое постоянное запоминающее устройство (ЭСППЗУ) и устройства флэш-памяти; магнитные диски, к примеру, жесткие, гибкие и съемные диски; прочие магнитные носители, включая пленочные; оптические устройства, такие как компакт- диски (CD), цифровые видеодиски (DVD), диски стандарта BluRay и другие оптические и запоминающие устройства. Инструкции, представленные выше, распространяются как на одно машиночитаемое запоминающее устройство, так и на несколько аналогичных запоминающих устройств, распределенных в большой системе, оснащенной, предположительно, множеством узлов. Подобные машиночитаемые запоминающие устройства рассматриваются как часть "(изготовленного) изделия". "(Изготовленным) изделием" может называться любой изготовленный единичный компонент или группа компонентов. Запоминающие устройства могут быть размещены в вычислительной машине с машиночитаемыми инструкциями или находиться на удаленном участке, с которого можно загрузить инструкции через сетевое соединение.
Следует иметь в виду, что вычислительная система 100 является всего лишь единичным примером вычислительной системы и может быть оснащена большим или меньшим количеством компонентов или дополнительными компонентами, не изображенными на фиг. 2; также вычислительная система 100 может иметь конфигурацию или компоновку, отличные от изображенной на фиг. 2. Вычислительная система 100, как правило, оснащается устройствами ввода и вывода информации (не показаны на рисунке), например, клавиатурой, мышью, экранным монитором, принтером и/или плоттером. Различные компоненты, изображенные на фиг. 2, могут размещаться в аппаратных/программных средствах или в их комбинации, включая одну или несколько интегральных схем для обработки сигнала и/или прикладного применения.
Далее для выполнения описанных выше действий методов обработки можно воспользоваться одним или несколькими функциональными модулями аппарата обработки информации, к примеру, универсальными процессорами или прикладными схемами - специализированными интегральными схемами (ASIC), программируемыми вентильными матрицами (FPGA), ПЛУ и т.п. Такие модули и/или их комбинации, оснащенные аппаратными средствами общего назначения, также являются предметом рассмотрения в рамках настоящего документа.
Далее будут рассмотрены методики, методы, способы и алгоритмы обработки данных, характерные для ряда вариантов применения характеризуемого изобретения. Операции, выполняемые в рамках методик, методов, способов и алгоритмов обработки данных, могут быть представлены в виде комбинации с возможным изменением порядка их выполнения.
Ряду методик, методов, способов и алгоритмов обработки данных некоторых вариантов применения рассматриваемого изобретения свойственно образование ослабевающих шумов миграционного преобразования на изображениях метода миграции упругих волн методом RTM, основанных на данных ВСП.
Данные вертикального сейсмического профилирования по геологической среде можно получить, применив стандартные методы регистрации данных ВСП (см. R. Gilpatrick и D. Fouquet "Руководство по регистрации сейсмических данных стандартным методом ВСП" ("A User's Guide to Conventional VSP Acquisition") журнал "Geophysics", "Последний фронт сейсмической разведки" ("A Leading Edge of Exploration"), март 1989, стр. 34-39).
Согласно некоторым вариантам осуществления рассматриваемого изобретения, выполнение по меньшей мере одной оценки локального наклона модели геологических сред можно осуществить посредством наружных методов или расчета по геологической макромодели, необходимой для миграции. Для построения геологической макромодели (величины скорости, плотности и т.д.) следует воспользоваться методами томографии/инверсии в наземной сейсморазведке или ВСП, что позволит точно установить простирание геологической модели для определения наклона отражающих границ. В рассматриваемых случаях с помощью направления градиента параметров геологической модели можно оценить угол наклона отражающих границ. Для вектора нормали к отражающим границам можно использовать следующую формулу оценки локального наклона модели: n9rad = W, (1 ) где V— скалярный параметр модели. Он может принимать одно из значений скорости (Vp, Vs), плотности или быть некоторой скалярной функцией параметров модели, например, импедансом.
Например, при работе с двухмерной моделью вектор нормали к отражающим границам можно перевести в локальный наклон модели γ0 по следующей формуле: grad
y0 = tan-1 ^f?55, (2) где rad и n rad - компоненты нормального вектора п. На Фиг. 6А изображена типичная геологическая скоростная макромодель, на Фиг. 6В - оценка локального наклона модели, рассчитанная по алгоритму.
Далее будет рассмотрен порядок получения по меньшей мере одной динамической оценки наклона для по меньшей мере одного типа волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками, что будет являться определением термина «динамическая оценка наклона». Для этого можно воспользоваться векторами направления движения волн, такими как вектор фазовой скорости волнового поля, вектор групповой скорости или вектор плотности потока энергии (Пойнтинга). Для упрощения понимания назовем используемые векторы векторами Пойнтинга, хотя они не ограничиваются только потоком энергии. В одном из вариантов они могут иметь следующее выражение: Ps = -os · dtus и = -<*τ · dtUr, О) где σ - тензор напряжений волнового поля. Эти векторы соответствуют векторам групповой скорости и согласуются с фронтами волны. В рамках метода сейсмической миграции в обратном времени поля и σ5 обозначают смещение и напряжение волнового поля, возбуждённого источником, а направление вектора Ps соответствует направлению распространения волны от источника. Поля uR и σ являются результатом экстраполяции волнового поля, регистрируемого приемниками, а направление вектора PR соответствует направлению распространения от точек отражения до приемников. На Фиг. 3 в точке отражения 1 (присутствующей на изображении) векторы Пойнтинга от источника и приемника образуют сравнительно небольшой угол, а их конфигурация более точно согласуется с углом локального наклона границы, чем конфигурация этих же векторов в точке отражения 2. В точке 3 в покрывающей толще Ps и Рг имеют противоположные направления, образуя (сравнительно большой) угол в 180 градусов.
Следующий пример источника информации направлении распространения волн представлен уравнением сохранения движения с вектором оптического потока:
Figure imgf000012_0001
" ' - скалярная функция волнового поля (например, амплитуда), "v" -вектор движения (оптического потока). Таким образом, скалярное произведение градиента I w v равно отрицательной величине частной производной / по времени.
Порядок выполнения динамической оценки наклона γ зависит от типов волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками (продольные и поперечные волны). При отражении необменных волн (продольная-продольная, поперечная-поперечная) угол падения а должен быть равным углу отражения β. В этом
—
случае вектор с можно рассчитать по разности векторов Рг от Ps , а динамический наклон отражающей границы— по углу наклона вектора с. При отражении обменных волн (продольная в поперечную, поперечная в продольную) для восстановления углов а и β следует воспользоваться законом Снеллиуса. К примеру, для отражения обменной волны (P-S) закон Снеллиуса будет записываться следующим образом: sin a _ sin /9 ...
После вычисления углов а и вектор с можно рассчитать по векторам Рг и Ps
-> Ps cos -Pr cos
|Ps cos -Pr cos a|' (6)
Динамический наклон γ можно рассчитать по углу вращения вектора с: у = tan 1— , где cz и сх - компоненты вектора с.
Далее будет рассмотрен порядок определения как минимум одного весового коэффициента на основании разности оценки локального наклона модели и оценки динамического наклона. В данном контексте весовой коэффициент называется "фильтром по углу наклона модели для упругих волн". Расчет фильтра по углу наклона модели для упругих волн может быть аналогичным расчету, использованному для лучевой миграции ВСП. Согласно ряду вариантов применения рассматриваемого изобретения, весовой коэффициент W^, применяемый для построения изображений методом упругой миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды может быть обратно пропорционален δ: wdlp~s-k,
где δ— вычисленная разность динамического наклона γ, определенного по векторам направленного базирования источника и приемника, и локального наклона модели γ° (см. Фиг. 4В):
δ = \γ - γ°1
а к > 0 - некоторый коэффициент, регулирующий силу фильтрации. Причина использования углов наклона структурной модели объясняется разницей между наглядным представлением данных вертикального (ВСП) и наземного (SSP) сейсмопрофилирования. При обработке данных вертикального сейсмопрофилирования в основе формируемых геологических моделей лежит интерпретация изображений наземной сейсморазведки. Интерпретация данных SSP позволяет выполнить точную оценку наклона структуры. Информация о локальном наклоне модели может быть использована для фильтрации посторонних помех в процессе миграции.
Далее будет рассмотрен порядок определения формулы для построения изображений упругих волн при миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды. Обычно некоторые формулы для построения изображений упругих волн методом миграции в обратном времени (eRTM) записываются следующим образом:
/ (х) = fXs jXr f*max Dsus (x, t, xs) · Drur O, t, xs, xr) dtdxsdxr . (7)
To есть стандартная формула для построения изображений методом eRTM характеризуется взаимной корреляцией волновых полей источника и приемника, моделируемых волновым уравнением решаемым методом конечных разностей (или другим, с аналогичной точностью). Первый член й5 представляет собой результат действия некоторого дифференциального оператора Ds на волновое поле источника, второй коэффициент Д-й , — результат действия оператора Dr на волновое поле приемника. Операторы Ds и Dr могут быть операторами фильтрации типов волн, например, дивергенция и ротор. Запись данной функции указывает на то, что оба поля являются функциями пространства и времени ("х" фактически соответствует трем размерностям пространства), а индексированные элементы "xs" и " х " - на различные учитываемые источники и приемники, по которым вычисляются интегралы.
Представленная выше формула одинаково учитывает вклад в произведению от обоих волновых полей источника и5 и приемника иг в любой точке изображения и временном шаге, для любой пары источника и приемника. Данная формула не учитывает направлений волновых полей источника и приемника. Действие этих двух характеристик можно оценить, с помощью простейшей конфигурации системы наблюдения с одним источником и одним приемником, как показано на Фиг. 3. Треугольник на оси х, направленный вниз, указывает на место расположения источника, а треугольник, направленный вверх и немного удаленный от оси z — на место расположения приемника. Волновое поле источника представлено тремя тонкими сплошными дугами нисходящего движения, вогнутыми вверх, а волновое поле приемника— пунктирной дугой, похожей на полуокружность, выпуклой вправо. На графике изображены два отражающих горизонта, при этом в области изображения выбраны три конкретные точки (1 , 2 и 3).
В этих точках векторы й$ и . имеют значительные амплитуды. Соответственно, их произведение позволит получить изображение с соизмеримой амплитудой. Однако при такой геометрии сейсмической разведки может быть обнаружена только точка 1 на нижнем отражающем горизонте. Две другие точки не могут быть обнаружены по причине ограниченных углов отражения (т.е. отраженная волна в точке 2 распространяется в направлении, не обнаруживаемом приемником) или данная точка на является точкой истинного отражения (т.е. точка 3 не находится на отражающем горизонте и, следовательно, включает только проходящую волну).
Для подавления нежелательных шумов на изображении требуется осуществить взвешивание произведения векторов us » r для сохранения амплитуды изображения в точке 1 и ослабления амплитуд изображения в точках 2 и 3. Для этого можно использовать данные о направлении распространения волнового поля.
Согласно ряду вариантов применения рассматриваемого изобретения, условия для построения изображений методом eRTM (при упругой миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды) могут быть выражены, рассчитаны, выведены и/или определены по следующему уравнению: х) = SXs !Xr iomaX Wdip(Ps, ?r, Ts, Tr)Dsus(x, t,xs) · Drur(x, t,xs, xr) dtdxsdxr . (8)
Еще раз сформулируем структуру алгоритма получения оценки применительно к системе наблюдения ВСП. Данная процедура предусматривает использование следующей информации: (1) направление распространения волнового поля; (2) выполненные или выполняемые оценки сведений о локальном наклоне модели; и (3) геометрические рассуждения по поводу конфигурации событий отражения волн, преобразованные в динамическую оценку наклона. Устранение шумов достигается за счет применения весового коэффициента. Фильтр упругих волн по углу наклона модели может быть сформирован в качестве одного или нескольких выражений построения изображений для использования применительно к данным ВСП, имеющим отношение к трехмерной модели геологической среды.
Далее будет рассмотрен пример, в котором сравнивается вариант с формулами для построения изображений методом eRTM, суть которого раскрывается в настоящем документе, с прочими реализациями данного метода. Схема системы наблюдения и модели изображена на Фиг. 1А. На Фиг. 1 В и Фиг. 1С представлен результат использования стандартного алгоритма метода eRTM. Результаты построения изображений, полученные по уравнению (8) (см. Фиг. 5А и Фиг. 5В), превосходят результаты вычисления с уравнением (7) стандартных формул метода eRTM (см. Фиг. 1 В и Фиг. 1 С) по степени устранения или уменьшения шумов.
Как уже было упомянуто в разделе "Уровень техники" настоящего документа, метод eRTM является эффективным средством точного построения изображений недр применительно к сложным геологическим структурам. Однако на эффективность метода оказывают воздействие помехи и шумы, образуемые при использовании стандартной формулы для построения (уравнение (7)). Пример изображения с шумами по методу eRTM представлен на Фиг. 1 В и Фиг. 1С. Напомним, что изображение по методу eRTM было получено с использованием модельных данных, соответствующих геометрии двухмерного вертикального сейсмического профилирования (ВСП), представленной на Фиг. 1А. На многоугольниках, изображенных на Фиг. 1В и Фиг. 1С, виден участок, который можно выделить посредством наблюдений по методу ВСП (см. Фиг. 1А). Следовательно, все эффекты, наблюдаемые за пределами многоугольника, рассматриваются как шумы. Однако эффекты, не соответствующие пространственным характеристикам отражающих горизонтов, можно наблюдать и в пределах самих многоугольников. Для повышения качества изображений, построенных методом eRTM, следует выполнить подавление помех.
Согласно блок-схеме на Фиг. 7, для построения изображения с использованием упругих волн при миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды необходимо получить данные вертикального сейсмического профилирования по геологической среде (1102) и выполнить одну или несколько оценок локального наклона модели геологической среды (1104). К примеру, оценку наклона можно выполнить с использованием данных наземной сейсмики. Динамическая оценка наклона (одна или несколько) минимум по одному типу волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками по векторам направления движения волн, выполняется (1106) с использованием, например, векторов фазовой скорости, векторов групповой скорости или векторов плотности потока энергии (Пойнтинга). Затем вычисляется разность оценки локального наклона модели и динамической оценки наклона (1108). На основании найденной разности рассчитывается минимум один весовой коэффициент (1112). Весовой коэффициент используется для определения одной или нескольких формул для построения изображений с использованием упругих волн при миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды (1114). Найденные условия применяются к полученным данным вертикального сейсмического профилирования для их обработки (1116). Обработанные данные вертикального сейсмического профилирования могут быть использованы для построения изображения (1118). Данное изображение может быть изображением упругих волн, полученным методом миграции в обратном времени.
Некоторые варианты, представленные в настоящем документе, рассмотрены в контексте регистрации и обработки сейсморазведочных данных, при этом специалисты, имеющие базовый набор знаний в рассматриваемой области, могут заметить, что данный метод имеет широкое применение и может быть использован для регистрации и обработки структурных данных в трехмерном пространстве, к примеру, при построении медицинских изображений в томографии, при ультразвуковом исследовании, при получении изображений методом ядерного магнитного резонанса (MRI) и при использовании в других сходных областях, таких как гидролокация, лазерная локация и т.п.
В настоящем документе представлены лишь некоторые варианты применения характеризуемого изобретения, при этом для компетентных специалистов будут очевидными возможные альтернативные варианты и дополнения рассматриваемого метода. Подобные и прочие альтернативные варианты рассматриваются как эквиваленты, соответствующие области применения характеризуемого в рамках настоящего документа изобретения и приложений к нему.

Claims

Формула изобретения
1. Способ построения сейсмических изображений геологической среды, включающий:
- регистрацию данных вертикального сейсмического профилирования в геологической среде;
- выполнение по меньшей мере одной оценки локального наклона модели геологической среды;
- выполнение по меньшей мере одной динамической оценки наклона для по меньшей мере одного типа волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками с использованием векторов направления движения волн;
- вычисление разности оценки локального наклона модели геологической среды и динамической оценки наклона;
- расчет по меньшей мере одного весового коэффициента на основании разности оценки локального наклона модели геологической среды и динамической оценки наклона;
- использование весового коэффициента для определения по меньшей мере одной формулы для построения изображений с использованием упругих волн при миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды;
- применение найденной формулы к полученным данным вертикального сейсмического профилирования с последующим построением по меньшей мере одного изображения геологической среды.
2. Способ по п.1 , в соответствии с которым по меньшей мере одну оценку локального наклона модели геологической среды осуществляют с использованием данных наземного сейсмического профилирования.
3. Способ по п.1 , в соответствии с которым векторы направления движения волн выбирают из группы, включающей векторы фазовой скорости, векторы групповой скорости, векторы оптического потока и векторы потока энергии (Пойнтинга).
4. Способ по п.1 , в соответствии с которым волны, возбуждаемые источниками и регистрируемые приемниками, содержат продольные и поперечные волны.
5. Способ по п.4, в соответствии с которым по меньшей мере одну динамическую оценку наклона для продольных и поперечных волн, отраженных с преобразованием типа, осуществляют по закону Снеллиуса.
6. Способ по п.1, в соответствии с которым весовой коэффициент обратно пропорционален значению разности оценки локального наклона модели геологической среды и динамической оценки наклона.
7. Способ по п.1 , в соответствии с которым осуществляют пространственное сглаживание векторов направленного базирования.
8. Вычислительная система для построения сейсмических изображений геологической среды, содержащая по меньшей мере один процессор, по меньшей мере одну память и по меньшей мере одну программу, сохраненную в по меньшей мере одной памяти, при этом программы содержат инструкции, которые при реализации посредством по меньшей мере одного процессора, сконфигурированы на:
- выполнение по меньшей мере одной оценки локального наклона модели геологической среды;
- выполнение по меньшей мере одной оценки динамического наклона для по меньшей мере одного типа волн, возбуждаемых источниками и регистрируемых приемниками с использованием векторов направления движения волн;
- вычисление разности оценки локального наклона модели геологической среды и динамической оценки наклона;
- расчет по меньшей мере одного весового коэффициента на основании разности оценки локального наклона модели геологической среды и динамической оценки наклона;
- использование весового коэффициента для определения по меньшей мере одной формулы для построения изображений с использованием упругих волн при миграции в обратном времени с учётом угла наклона геологической среды; - применение найденной формулы к полученным данным вертикального сейсмического профилирования с последующим построением по меньшей мере одного изображения геологической среды.
PCT/RU2014/000363 2014-05-21 2014-05-21 Способ построения сейсмических изображений геологической среды и вычислительная система для его реализации WO2015178789A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US15/312,863 US20170184748A1 (en) 2014-05-21 2014-05-21 A method and a computing system for seismic imaging a geological formation
PCT/RU2014/000363 WO2015178789A1 (ru) 2014-05-21 2014-05-21 Способ построения сейсмических изображений геологической среды и вычислительная система для его реализации

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2014/000363 WO2015178789A1 (ru) 2014-05-21 2014-05-21 Способ построения сейсмических изображений геологической среды и вычислительная система для его реализации

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2015178789A1 true WO2015178789A1 (ru) 2015-11-26

Family

ID=54554344

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2014/000363 WO2015178789A1 (ru) 2014-05-21 2014-05-21 Способ построения сейсмических изображений геологической среды и вычислительная система для его реализации

Country Status (2)

Country Link
US (1) US20170184748A1 (ru)
WO (1) WO2015178789A1 (ru)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10656294B2 (en) 2017-05-17 2020-05-19 Saudi Arabian Oil Company Generating a velocity model using subsurface azimuth and reflection angle dependent full waveform inversion
CN111538077A (zh) * 2020-05-07 2020-08-14 中国石油天然气集团有限公司 基于倾角约束的叠前深度偏移方法及装置
CN111751875A (zh) * 2020-07-07 2020-10-09 中油奥博(成都)科技有限公司 一种变偏移距vsp带限角度积分叠前时间偏移方法和装置
US11320557B2 (en) 2020-03-30 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Post-stack time domain image with broadened spectrum

Families Citing this family (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2017312653A1 (en) * 2016-08-19 2019-01-03 Halliburton Energy Services, Inc. Full waveform inversion of vertical seismic profile data for anisotropic velocities using pseudo-acoustic wave equations
CN110050205B (zh) * 2016-12-02 2022-03-11 Bp北美公司 使用偏移道集的潜波照明
CN108037526B (zh) * 2017-11-23 2018-12-07 中国石油大学(华东) 基于全波波场vsp/rvsp地震资料的逆时偏移方法
US20210047917A1 (en) * 2018-11-13 2021-02-18 Halliburton Energy Services, Inc. Deep Structural Dip Determination And Improved Reflection Imaging Using Full-Waveform Borehole Sonic Data
CN112083493B (zh) * 2020-08-19 2022-05-13 中国石油大学(华东) 一种三维c-τ坐标系的圆锥波编码多震源最小二乘逆时偏移成像方法
CN112462428B (zh) * 2020-11-13 2024-02-20 中国地质科学院 一种多分量地震资料偏移成像方法及系统
CN112379430B (zh) * 2020-11-13 2024-02-13 中国地质科学院 一种角度域多分量偏移成像方法
CN113031062B (zh) * 2021-04-09 2022-01-28 中国海洋大学 一种基于波场分离的相关加权逆时偏移成像方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100061184A1 (en) * 2008-09-08 2010-03-11 Winbow Graham A Common Reflection Azimuth Migration
US20100114494A1 (en) * 2008-08-01 2010-05-06 Higginbotham Joseph H Estimation of propagation angles of seismic waves in geology with application to determination of propagation velocity and angle-domain imaging
WO2011152928A1 (en) * 2010-06-02 2011-12-08 Exxonmobil Upstream Research Company Efficient computation of wave equation migration angle gathers
US20130182538A1 (en) * 2012-01-12 2013-07-18 Westerngeco L.L.C. Reverse time migration model dip-guided imaging

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8117014B2 (en) * 2009-03-27 2012-02-14 Schlumberger Technology Corporation Methods to estimate subsurface deviatoric stress characteristics from borehole sonic log anisotropy directions and image log failure directions
US8902702B2 (en) * 2010-04-16 2014-12-02 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus to image subsurface formation features
US9651694B2 (en) * 2013-04-02 2017-05-16 Bp Corporation North America Inc. Specular filter (SF) and dip oriented partial imaging (DOPI) seismic migration

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100114494A1 (en) * 2008-08-01 2010-05-06 Higginbotham Joseph H Estimation of propagation angles of seismic waves in geology with application to determination of propagation velocity and angle-domain imaging
US20100061184A1 (en) * 2008-09-08 2010-03-11 Winbow Graham A Common Reflection Azimuth Migration
WO2011152928A1 (en) * 2010-06-02 2011-12-08 Exxonmobil Upstream Research Company Efficient computation of wave equation migration angle gathers
US20130182538A1 (en) * 2012-01-12 2013-07-18 Westerngeco L.L.C. Reverse time migration model dip-guided imaging

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ROSALES DANIEL A. ET AL.: "Wave-equation angle-domain common-image gathers for converted waves.", GEOPHYSICS, vol. 73, no. 1, January 2008 (2008-01-01), pages S 17 - S26, XP001509693, ISSN: 0016-8033 *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10656294B2 (en) 2017-05-17 2020-05-19 Saudi Arabian Oil Company Generating a velocity model using subsurface azimuth and reflection angle dependent full waveform inversion
US11320557B2 (en) 2020-03-30 2022-05-03 Saudi Arabian Oil Company Post-stack time domain image with broadened spectrum
CN111538077A (zh) * 2020-05-07 2020-08-14 中国石油天然气集团有限公司 基于倾角约束的叠前深度偏移方法及装置
CN111751875A (zh) * 2020-07-07 2020-10-09 中油奥博(成都)科技有限公司 一种变偏移距vsp带限角度积分叠前时间偏移方法和装置
CN111751875B (zh) * 2020-07-07 2022-05-20 中油奥博(成都)科技有限公司 一种变偏移距vsp带限角度积分叠前时间偏移方法和装置

Also Published As

Publication number Publication date
US20170184748A1 (en) 2017-06-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2015178789A1 (ru) Способ построения сейсмических изображений геологической среды и вычислительная система для его реализации
Artman et al. Source location using time‐reverse imaging
Stoffa et al. Split-step Fourier migration
Gazdag et al. Migration of seismic data by phase shift plus interpolation
Slob et al. Seismic reflector imaging using internal multiples with Marchenko-type equations
Nemeth et al. Least-squares migration of incomplete reflection data
Schuster et al. A theoretical overview of model-based and correlation-based redatuming methods
EP3073296A1 (en) Full waveform inversion method for seismic data processing using preserved amplitude reverse time migration
EP3586169B1 (en) Generating geophysical images using directional oriented wavefield imaging
US9105075B1 (en) Enhancing seismic features using an optical filter array
US10234581B2 (en) System and method for high resolution seismic imaging
EP2966602A1 (en) Regional stress inversion using frictional faults
US9188689B2 (en) Reverse time migration model dip-guided imaging
CN107407736B (zh) 生成无多次波的数据集的多阶段全波场反演处理
Zhu et al. Elastic inversion of near-and postcritical reflections using phase variation with angle
Protasov et al. 3D diffraction imaging of fault and fracture zones via image spectral decomposition of partial images
Zhang et al. Artifact-free reverse time migration
Chen et al. Application of frequency-dependent traveltime tomography and full waveform inversion to realistic near-surface seismic refraction data
Minato et al. Singular-value decomposition analysis of source illumination in seismic interferometry by multidimensional deconvolution
Li et al. High-resolution adaptive beamforming for borehole acoustic reflection imaging
EP3211594B1 (en) Seismic modeling system providing seismic survey data inpainting based upon suspect region boundary comparisons and related methods
Li et al. Elastic passive source localization using rotational motion
Hua et al. New approaches to multifrequency Sp stacking tested in the Anatolian region
CN110799856B (zh) 使用与地下方位角和反射角相关的全波形反演产生速度模型
EP3259618B1 (en) Black hole boundary conditions

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 14892860

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15312863

Country of ref document: US

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 14892860

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1