Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области



Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области
Способы оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области

 


Владельцы патента RU 2545487:

ЭКСОНМОБИЛ АПСТРИМ РИСЕРЧ КОМПАНИ (US)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных сейсморазведки. Заявлен способ преобразования сейсмических данных для получения модели объемного модуля упругости или плотности геологической среды. Градиент целевой функции вычисляют (103), используя сейсмические данные (101) и модель (102) вмещающей геологической среды. Коэффициент освещения источником и коэффициент освещения приемника вычисляют (104) в модели вмещающей среды. Объем сейсмического разрешения вычисляют (105), используя скорости из модели вмещающей среды. Градиент преобразуют (106) в разностные параметры модели геологической среды, используя коэффициент освещения источником, коэффициент освещения приемника, объем сейсмического разрешения и модель вмещающей геологической среды. Указанные величины являются масштабными коэффициентами, используемыми для компенсации сейсмических данных после миграции путем обратной миграции во временной области, которые затем можно связать с моделью объемного модуля упругости геологической среды. В случае итерационной инверсии разностные параметры (106) модели геологической среды используют (107) в качестве предобусловленных градиентов. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 20 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Описание

Перекрестная ссылка на родственную заявку

По этой заявке испрашивается приоритет предварительной заявки № 61/303148 на патент США, поданной 10 февраля 2010 года, под названием “Methods for subsurface parameter estimation in full wavefield inversion and reverse-time migration”, которая для всех целей полностью включена в эту заявку путем ссылки.

Область техники, к которой относится изобретение

В общем, это изобретение относится к области геофизических исследований, а более конкретно к обработке сейсмических данных. В частности, изобретением является способ оценивания параметров геологической среды при инверсии полного волнового поля и обратной миграции во временной области.

Предпосылки создания изобретения

Инверсия полного волнового поля при обработке разведочных сейсмических данных основана на вычислении градиента целевой функции относительно параметров модели геологической среды [12]. Целевую функцию Е обычно определяют как норму L2 в виде

где p и p b являются измеряемым давлением, то есть амплитудой сейсмической волны, и моделируемым давлением в модели вмещающей геологической среды на месте r g нахождения приемника при взрыве, локализованном в r s. В процессах итеративной инверсии вмещающая среда обычно представляет собой среду, являющуюся результатом предшествующего цикла инверсии. При выполнении процессов неитеративной инверсии или миграций вмещающую среду обычно получают с использованием обычных способов обработки сейсмических данных, таких как анализ скорости миграции. Целевую функцию интегрируют по всему времени t и поверхностям S g и S s, которые определяются разносом приемников и взрывов. Зададим K d(r)=K(r)-K b(r) и ρ d(r)=ρ(r)-ρ b(r), где K(r) и ρ(r) являются истинным объемным модулем упругости и плотностью, а K b(r) и ρ b(r) являются объемным модулем упругости и плотностью из модели вмещающей среды в точке r геологической среды. Также зададим разность между измеряемым и моделируемым давлениями в виде p d(r g,r s;t)=p(r g,r s;t)-p b(r g,r s;t).

Измеряемое давление p удовлетворяет волновому уравнению

или

где q(t) является сигнатурой источника. Разлагая в ряд члены возмущения и учитывая только члены приближения Борна первого порядка, можно получить уравнение рассеяния Борна для давления p d,

и поэтому p d удовлетворяет

где V' является объемом, охватывающим r', и g b является функцией Грина во вмещающей среде.

Можно получить уравнения для градиентов p b, используя уравнение (5) и учитывая относительное изменение δp b вследствие относительных изменений δK b и δρ b на протяжении бесконечно малого объема dV,

и

где P b=F{p b}, P d=F{p d}, G b=F{g b}, и при этом F и F-1 являются операторами преобразования Фурье и обратного преобразования Фурье.

Используя уравнения (6) и (7) и используя соотношение взаимности ρ b(r)G b(r g,r)=ρ b(r g)G b(r,r g), получаем

и

После этого уравнения (8) и (9) можно использовать для выполнения инверсии полного волнового поля итерационным способом.

Обратная миграция во временной области основана на способах, аналогичных вычислению градиента при инверсии полного волнового поля, когда распространяющееся вперед поле взаимно коррелировано с обращенным во времени принимаемым полем. При этом в процессе обратной миграции во временной области отсутствуют ограничения способов миграции на основе лучевого подхода, таких как миграция Кирхгофа. При обратной миграции во временной области уравнение поля М мигрированных изображений в точке r геологической среды имеет вид

и оно очень похоже на градиентное уравнение (8) инверсии полного волнового поля.

Хотя уравнения (8) и (9) обеспечивают основу для обращения данных в моделях геологической среды, сходимость процесса инверсии часто является очень медленной. Кроме того, при обратной миграции во временной области с использованием уравнения (10) слабая амплитуда в глубинном разрезе претерпевает изменения вследствие расходимости волнового поля. Делались многочисленные попытки улучшить сходимость инверсии полного волнового поля или повысить амплитуду обратной миграции во временной области путем использования гессиана целевой функции [9], то есть второй производной целевой функции. Однако для вычисления гессиана требуются не только большие затраты вычислительных ресурсов, но также требуется чрезмерно большой объем запоминающего устройства для решения реальной задачи трехмерной инверсии. Кроме того, инверсия полного волнового поля с использованием полной матрицы Гесса может сводиться к субоптимальной инверсии [2].

Более устойчивую инверсию можно выполнять путем перевода недиагональных членов гессиана в диагональные члены [2]. Однако для этого все же требуется вычисление полной матрицы Гесса или по меньшей мере нескольких недиагональных членов матрицы Гесса, что может быть затратным в вычислительном отношении. Хотя можно выбирать использование только диагонали гессиана [11], это является справедливым только в высокочастотном асимптотическом режиме при бесконечной апертуре [1, 7].

Plessix и Mulder пытались преодолеть эти трудности, сначала вычисляя приближенный диагональный гессиан, а затем масштабируя на z α v p β , где z является глубиной и v p является скоростью продольной волны [7]. На основании численного эксперимента они определили, что наилучшим параметром масштабирования является z 0,5 v p 0,5 . Однако такой подход не обеспечивает количественной инверсии параметров подземной среды с надлежащей точностью, поскольку применяется только приближенное масштабирование. Кроме того, этот подход применялся к обратной миграции во временной области, при которой учитывались только вариации скорости продольной волны, и следовательно, его нельзя применять к инверсии полного волнового поля, при которой в пространстве изменяются другие упругие параметры, такие как плотность и скорость поперечной волны.

Краткое изложение изобретения

В одном осуществлении изобретение представляет собой способ определения модели физического свойства в подземной области на основании инверсии сейсмических данных, зарегистрированных в результате сейсмического исследования подземной области, или на основании обратной миграции во временной области сейсмических изображений из сейсмических данных, при этом указанный способ содержит определение объема сейсмического разрешения для физического свойства и использование его в качестве мультипликативного масштабного коэффициента при вычислениях, выполняемых на компьютере, для

(а) преобразования градиента несоответствия данных при инверсии или

(b) компенсации обратно мигрированных во временной области сейсмических изображений,

чтобы получить модель физического свойства или обновить предполагаемую модель.

В некоторых осуществлениях способа изобретения градиент несоответствия данных или обратно мигрированные во временной области изображения умножают на дополнительные масштабные коэффициенты, помимо объема сейсмического разрешения, при этом дополнительные масштабные коэффициенты включают в себя коэффициент освещения источником, коэффициент освещения приемника и коэффициент свойств вмещающей среды. Это приводит к модели физического свойства или обновлению предполагаемой модели, имеющей корректные единицы измерения.

Для специалистов в данной области техники должно быть очевидно, что при любом практическом применении изобретения, инверсия или миграция сейсмических данных должна выполняться на компьютере, специально программируемом для выполнения этой операции.

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение и его преимущества станут более понятными при обращении к нижеследующему подробному описанию и сопровождающим чертежам, на которых:

Фиг.1 - блок-схема последовательности действий, показывающая основные этапы в одном осуществлении способа настоящего изобретения;

Фиг.2-5 - иллюстрации первого применения настоящего изобретения, где на фиг.2 показан градиент целевой функции относительно объемного модуля упругости в Па·м4·с, вычисленный с использованием уравнения (8);

Фиг.3 - иллюстрация обновления 〈K d(r)〉 объемного модуля упругости в Па, вычисленного с использованием уравнения (18) и градиента из фиг.2;

Фиг.4 - иллюстрация обновления 〈K d(r)〉 объемного модуля упругости в Па, вычисленного с использованием уравнения (24) и градиента из фиг.2;

Фиг.5 - иллюстрация градиента целевой функции относительно плотности в Па2·м7·с/кг, вычисленного с использованием уравнения (9);

Фиг.6 и 7 - иллюстрации второго примера применения настоящего изобретения, где на фиг.6 показано обновление 〈ρ d(r)〉 плотности в кг/м3, вычисленное с использованием уравнения (28) и градиента из фиг.5; и

Фиг.7 - иллюстрация обновления 〈ρ d(r)〉 плотности в кг/м3, вычисленного с использованием уравнения (34) и градиента из фиг.5.

Изобретение будет описано применительно к примерам осуществлений. Однако в тех случаях, когда нижеследующее подробное изобретение является характерным для конкретного осуществления или конкретного использования изобретения, оно предполагается только иллюстративным и не должно толковаться как ограничивающее объем изобретения. Наоборот, оно предполагается охватывающим все варианты, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в объем изобретения, определяемый прилагаемой формулой изобретения.

Подробное описание примеров осуществлений

В настоящем изобретении для получения уравнений инверсии для K d и ρ d используются уравнения (8) и (9). Сначала это делается с использованием того, что p d в уравнениях (8) и (9) также можно разложить в ряд, используя приближение Борна из уравнения (5). Пренебрегая перекрестными компонентами между K d и ρ d, уравнения (8) и (9) можно аппроксимировать как

и

Изменяя порядки интеграла, уравнение (11) можно перезаписать в частотной области в виде

Первый член интеграла

в уравнении (13) представляет собой приближение для обратного распространения с обращением времени поля, создаваемого импульсным источником в точке r', измеряемой на поверхности S g, и затем распространяющегося обратно в r (см., например, список литературы [8, 3]). Волновое поле, обусловленное этим членом, распространяется обратно к импульсному источнику в точке r' и ведет себя аналогично пространственной дельта-функции δ(r-r') при t=0, если интегральная поверхность S g включает в себя точку r'. Корреляцию этого волнового поля осуществляют с волновым полем, обусловленным вторым членом P b ( r , r s ; f ) P b ( r ' , r s ; f ) d S s , чтобы образовать градиент вблизи r=r'. В таком случае корреляция первого и второго членов быстро спадает вблизи r=r'. В настоящем изобретении принимается во внимание, что зона, в которой амплитуда корреляционного члена не является пренебрежимо малой, определяется сейсмическим разрешением исследования. В настоящем изобретении делается приближение, что

где

а V k(r) является сейсмическим разрешением в точке r геологической среды. Уравнение (15) эквивалентно сосредоточению масс матрицы Гаусса-Ньютона-Гесса в предположении что недиагональные элементы равны диагональным элементам, когда недиагональные элементы находятся в объеме сейсмического разрешения диагонального элемента и вне нуля объема разрешения. Иначе говоря, уравнение (15) эквивалентно косвенному подсчету количества недиагональных элементов N i матрицы Гаусса-Ньютона-Гесса в каждой i-той строке, которые являются значимыми для амплитуды, путем использования объема сейсмического разрешения исследования и затем умножения диагонального элемента i-той строки на N i.

Объем сейсмического разрешения можно представить себе как минимальный объем в r, который система построения сейсмического изображения может разрешать при данных параметрах регистрации сейсмических данных. Два небольших объекта исследований, которые находятся в одном объеме сейсмического разрешения, обычно не разрешаются и проявляются как один объект исследований в системе построения сейсмического изображения. Объемы разрешения при различных параметрах среды являются разными вследствие различий в характеристиках излучения. Например, объекты исследований, обусловленные возмущением объемного модуля упругости, создают монопольную характеристику излучения, тогда как объекты, обусловленные возмущением плотности, создают дипольную характеристику излучения. Объем V K(r) сейсмического разрешения для случая объемного модуля упругости можно вычислять, например, используя относительно экономичное лучевое приближение [6, 4]. Специалистам в данной области техники могут быть известны другие способы оценивания объема разрешения. Например, можно эмпирически оценивать объем разрешения в соответствии с распределением точечных объектов во вмещающей среде и путем исследования распределения объектов в сейсмическом изображении. Если вмещающая среда содержит скоростную границу, обусловленную итерационным характером инверсии, может возникать необходимость сглаживания вмещающей среды трассированием лучей. Можно также делать упрощающее предположение, заключающееся в том, что охват по волновым числам является равномерным. В этом случае объем сейсмического разрешения является сферой с радиусом σ≈(5/18π)0,5 v p(r)/f p, где f p является пиковой частотой [6]. Можно также использовать приближение σv p(r)T/4=v p(r)/4B, где Т и В являются эффективной длительностью и эффективной полосой частот волнового сигнала источника, вытекающее из уравнения разрешающей способности радиолокатора [5].

В таком случае уравнение (11) можно упростить, используя уравнение (15), до следующей формы

и поэтому

где 〈K d(r)〉 представляет собой пространственное среднее K d по сейсмическому разрешению в пространственной точке r.

Уравнение (16) можно дополнительно упростить, если использовать функцию Грина для свободного пространства

и предположить, что S g противолежит половине телесного угла. В таком случае уравнение (16) упрощается до

I K(r)≈I K,s(r)I K,s(r), (20)

где

и

Член I K,s(r) можно признать освещением источником в модели вмещающей среды и под I K,g(r) можно понимать освещение приемника. Кроме того, можно изменять телесный угол интеграла в каждой точке r геологической среды, следуя геометрии исследования. В таком случае уравнение (11) становится

и

Из уравнений (18) и (24) видно, что градиент ∂E/∂K b(r) можно преобразовать в параметр 〈K d(r)〉 среды путем масштабирования градиента в соответствии с освещениями источником и приемника, объемом разрешения и свойствами вмещающей среды. Если процесс инверсии не является итерационным, уравнение (24) можно использовать для инверсии параметра. Если процесс инверсии является итерационным, можно использовать 〈K d(r)〉 из уравнения (24) в качестве предобусловленного градиента для способов оптимизации, таких как способ скорейшего спуска, сопряженных градиентов или сопряженных градиентов Ньютона. Важно отметить, что уравнениями (18) и (24) дается объемный модуль упругости в корректных единицах измерения, то есть являющихся корректными по размерности, поскольку все члены приняты в расчет без пренебрежения для упрощения вычисления, как в случае некоторых опубликованных способов. Опубликованные способы, в которых пренебрегают одним или несколькими членами освещения источником, освещения приемника, свойств вмещающей среды и объема сейсмического разрешения, не приводят к корректным единицам измерения, и поэтому необходимо некоторое упорядочение по ситуации для приведения в соответствие до того, как их можно будет использовать для итеративной или неитеративной инверсии.

Для градиента плотности сделаем предположение, подобное предположению из уравнения (15),

где

а V ρ(r) является сейсмическим разрешением для плотности ρ в точке r геологической среды. Объем V ρ(r) разрешения отличается от V K(r), поскольку волновые числа теряются, когда падающее и рассеиваемое поля почти ортогональны по отношению друг к другу. Как рассматривалось ранее, это обусловлено дипольной характеристикой излучения вследствие возмущения плотности. Трассирование лучей, сделанное для V K(r), можно использовать для вычисления объема V ρ(r) разрешения при учете этих недостающих почти ортогональных волновых чисел. В качестве варианта можно предположить V K(r)≈V ρ(r), пренебрегая различием в охвате по волновым числам.

В таком случае градиентное уравнение (12) можно перезаписать как

и поэтому

где 〈ρ d(r)〉 является пространственным средним ρ d(r) по объему V ρ(r) сейсмического разрешения.

Можно дополнительно упростить уравнение (25), используя векторное тождество (a·b)(c·d)=(a·d)(b·c)+(a×c)·(b×d), чтобы получить

Второй член в правой части уравнения (29) представляет собой поправочный член для дипольной характеристики излучения рассеянного поля и поэтому он достигает максимума, когда ∇P b и ∇G b ортогональны по отношению друг к другу. В пренебрежении этим поправочным членом

В таком случае уравнение (12) можно аппроксимировать как

Используя функцию Грина для свободного пространства, можно аппроксимировать интеграл по S g из уравнения (26)

Интегрирование выполнялось по половине телесного угла в предположении, что ∇(ρ b(r g)/ρ b(r))≈0 и ρ b(r g) является постоянной по S g.

В таком случае градиентное уравнение, приведенное выше, можно перезаписать в виде

и поэтому

где

и

Как и применительно к 〈K d(r)〉, уравнение (28) или (34) можно использовать в качестве формулы инверсии для неитеративной инверсии или в качестве предобусловленного градиентного уравнения для итеративной инверсии. Важно отметить, что этими уравнениями плотность дается в корректных единицах измерения, то есть являющихся корректными по размерности, поскольку все члены приняты в расчет без пренебрежения для упрощения вычисления, как в случае некоторых опубликованных способов. То же самое справедливо в отношении уравнений (18) и (24) для объемного модуля упругости. Опубликованные способы, в которых пренебрегают одним или несколькими членами освещения источником, освещения приемника, свойств вмещающей среды и объема сейсмического разрешения, не приводят к корректным единицам измерения, и поэтому необходимо некоторое упорядочение по ситуации для приведения в соответствие до того, как их можно будет использовать для итеративной или неитеративной инверсии.

Поскольку первая итерация инверсии полного волнового поля аналогична обратной миграции во временной области, способ, предлагаемый в этой заявке, при небольшой модификации можно применять для анализа амплитудного члена при обратной миграции во временной области. Сейсмическую миграцию, включая обратную миграцию во временной области, обычно используют для построения изображения структуры геологической среды и поэтому информацию об амплитуде в мигрированном изображении часто отбрасывают. Заявитель обнаружил, что амплитуда обратной миграции во временной области при надлежащем масштабировании с использованием способа, предлагаемого в этой заявке, представляет разность между истинной скоростью продольной волны в геологической среде и скоростью из модели вмещающей среды.

Заметим, что в уравнении (10) обратной миграции во временной области отсутствует вторая производная падающего поля из уравнения (8). Вторая производная означает, что в режиме классического рассеяния Релея высокочастотные составляющие рассеиваются более эффективно, чем низкочастотные составляющие (см. список литературы [10, 13]). Поэтому уравнение (10) можно рассматривать как операцию вычисления градиента в уравнении (8) при частичном пренебрежении частотной зависимостью рассеиваемого поля,

где f c является центральной частотой волнового сигнала источника. Частотная зависимость является частично пренебрежимой, поскольку при пренебрежении частотной зависимостью прямого поля p b частотной зависимостью, присущей принимаемому полю p s, пренебрегать нельзя. Пространственная вариация плотности обычно не учитывается при обратной миграции во временной области и поэтому в уравнении (37) ρ b предполагается постоянной величиной.

Теперь к уравнению (10) можно применить такое же приближение, которое использовалось для получения уравнений (17) и (23),

что совместно с уравнением (37) дает

Уравнение (39) позволяет осуществлять численный анализ обратно мигрированного во временной области изображения. Более конкретно, оно позволяет осуществлять обращение амплитуды в разностный объемный модуль упругости геологической среды.

На фиг.1 представлена блок-схема последовательности действий, показывающая основные этапы одного осуществления способа настоящего изобретения. На этапе 103 вычисляют градиент целевой функции, используя входную сейсмическую запись (101) и информацию о вмещающей геологической среде (102). На этапе 104 освещения источником и приемника вычисляют из модели вмещающей среды. На этапе 105 вычисляют объем сейсмического разрешения, используя скорости из модели вмещающей среды. На этапе 106 градиент из этапа 103 преобразуют в разностные параметры модели геологической среды, используя освещения источником и приемника из этапа 104, объем сейсмического разрешения из этапа 105 и модель (102) вмещающей геологической среды. Если на этапе 107 должен выполняться процесс итеративной инверсии, используют разностные параметры модели геологической среды из этапа 106 в качестве предобусловленных градиентов для процесса итеративной инверсии.

Примеры

Рассмотрим случай идеального рассеивателя Борна с размерами 30 м×30 м×30 м в однородной среде с K b=9 МПа и ρ b=1000 кг/м3. Объект исследований центрирован в (x, y, z)=(0, 0, 250 м), где x и y являются двумя горизонтальными координатами, а z является глубиной. Объект исследований можно видеть на фиг.2-7 в виде матрицы размера 3×3 из небольших квадратов, расположенной в центре каждой диаграммы. Источники и приемники считались расположенными на интервалах -500 м≤x≤500 м и -500 м≤y≤500 м при разносе на 10 м в обоих направлениях, x и y. Предполагалось, что сейсмический импульс источника имеет на расстоянии 1 м равномерную амплитуду 1 Па/Гц в диапазоне частот от 1 до 51 Гц.

В первом примере предполагалось, что объект исследований имеет возмущение объемного модуля упругости, задаваемое как K d=900 кПа. На фиг.2 показан градиент ∂E/∂K b(r) вдоль плоскости y=0, полученный с использованием уравнения (8). Рассеиваемое поле p d из уравнения (8) вычислялось с использованием уравнения (5). Градиент на фиг.2 имеет единицы измерения Па·м4·с и поэтому не может быть непосредственно связан с K d. Как описывалось в разделе «Предпосылки», приведенном выше, это является трудностью, встречающейся в некоторых опубликованных попытках вычисления обновления модели на основании градиента целевой функции.

На фиг.3 показано среднее 〈K d(r)〉, полученное с использованием уравнения (18) настоящего изобретения. Предполагалось, что объем V K(r) сейсмического разрешения является сферой с радиусом σ=v p(r)/4B=15 м. Можно видеть, что на фиг.3 представлено размытое изображение объекта исследований, поскольку 〈K d(r)〉 является усредненным свойством по объему сейсмического разрешения. На фиг.4 показано 〈K d(r)〉, полученное при использовании менее строгого уравнения (24). Можно видеть, что 〈K d(r)〉 на фиг.3 и 4 находятся в хорошем согласии друг с другом. Значение 〈K d(r)〉 в центре объекта исследований на фиг.3 составляет 752 кПа, а на фиг.4 составляет 735 кПа, оба значения находятся в пределах 20% истинного значения 900 кПа.

Вторым примером является случай, когда объект исследований имел возмущение плотности ρ d=100 кг/м3. На фиг.5 показан градиент ∂E/∂ρ b(r) вдоль плоскости y=0, полученный с использованием уравнения (9). Рассеянное поле из уравнения (9) вычислялось с использованием уравнения (5). Градиент на фиг.5 имеет единицы измерения Па2·м7·с/кг. Как и в первом примере, разные единицы измерения препятствуют установлению непосредственной связи градиента с обновлением плотности, и этим опять иллюстрируется проблема, встречающаяся в опубликованных способах.

На фиг.6 показано среднее 〈ρ d(r)〉, полученное с использованием уравнения (28). Объем V ρ(r) сейсмического разрешения предполагался идентичным V K(r). На фиг.7 показано 〈ρ d(r)〉, полученное с использованием уравнения (34). Оценивание 〈ρ d(r)〉 с использованием уравнения (34) приводит к менее точной инверсии по сравнению с использованием уравнения (28) вследствие пренебрежения членом дипольного освещения из уравнения (31).

Изложенная выше патентная заявка касается иллюстрации конкретных осуществлений настоящего изобретения. Однако специалисту в данной области техники должно быть понятно, что возможны многочисленные модификации и варианты осуществлений, описанных в этой заявке. Все такие модификации и варианты предполагаются находящимися в объеме настоящего изобретения, определяемого прилагаемой формулой изобретения. Специалисты в данной области техники должны осознавать, что при практических применениях изобретения по меньшей мере некоторые этапы способов настоящего изобретения выполняются на компьютере или с помощью его, то есть изобретение является реализуемым компьютером.

Список литературы

[1] G. Beylkin, "Imaging of discontinuities in the inverse scattring problem by inversion of a causal generalized Radon transform," J. Math. Phys. 26, 99-108 (1985).

[2] G. Chavent and R.-E. Plessix, "An optimal true-amplitude least-squares prestack depth-migration operator," Geophysics 64(2), 508-515 (1999).

[3] D. R. Jackson and D. R. Dowling, "Phase conjugation in underwater acoustics," /. Acoust. Soc. Am. 89(1), 171-181(1991).

[4] I. Lecomte, "Resolution and illumination analyses in PSDM: A ray-based approach," The Leading Edge, pages 650-663 (May 2008).

[5] N. Levanon, Radar Principles, chapter 1, pages 1-18, John Wiley & Sons, New York (1988).

[6] M. A. Meier and P. J. Lee, "Converted wave resolution," Geophysics 74(2), Q1-Q16 (2009).

[7] R. E. Plessix and W. A. Mulder, "Frequency-domain finite-difference amplitude-preserving migration," Geophys. J. Int. 157, 975-987 (2004).

[8] R. P. Porter, "Generalized holography with application to inverse scattering and inverse source problems," Progress in Optics XXVII, E. Wolf, editor, pages 317-397, Elsevier (1989).

[9] R. G. Pratt, С Shin, and G. J. Hicks, "Gauss-Newton and foil Newton methods in frequency-space seismic waveform inversion," Geophys. J. Int. 133, 341-362 (1998).

[10] J. W. S. Rayleigh, "On the transmission of light through an atmosphere containing small particles in suspension, and on the origin of the blue of the sky," Phil. Mag. 47, 375-384 (1899).

[11] С Shin, S. Jang, and D.-J. Min, "Waveform inversion using a logarithmic wavefield," Geophysics 49, 592-606 (2001).

[12] A. Tarantola, "Inversion of seismic reflection data in the acoustic approximation," Geophysics 49, 1259-1266(1984).

[13] R. J. Urick, Principles of Underwater Sound, chapter 9, pages 291-327, McGraw-Hill, New York, 3rd edition (1983).

1. Способ определения модели физического свойства в подземной области на основании инверсии сейсмических данных, зарегистрированных в результате сейсмического исследования подземной области, или на основании обратной миграции во временной области сейсмических изображений из сейсмических данных, при этом указанный способ содержит определение зависящего от местоположения объема сейсмического разрешения для физического свойства, указанный объем сейсмического разрешения представляет наименьший объем, в котором сейсмические данные могут разрешаться в данном месте геологической среды, и использование объема сейсмического разрешения в качестве мультипликативного, зависящего от местоположения масштабного коэффициента при вычислениях, выполняемых на компьютере, для
преобразования градиента несоответствия данных при инверсии или
компенсации обратно мигрированных во временной области сейсмических изображений,
чтобы получить модель физического свойства или обновить предполагаемую модель.

2. Способ по п.1, дополнительно содержащий умножение градиента несоответствия данных или обратно мигрированных во временной области сейсмических изображений на дополнительные масштабные коэффициенты, включая коэффициент освещения источником, коэффициент освещения приемника и коэффициент свойств вмещающей среды, чтобы после этого получить модель физического свойства или обновить предполагаемую модель.

3. Способ по п.1, в котором объем сейсмического разрешения определяют трассированием лучей, используя скорость из модели вмещающей среды и используя предполагаемую функцию частоты для сейсмического импульса.

4. Способ по п.2, в котором модель определяют на основании инверсии сейсмических данных, при этом указанный способ дополнительно содержит:
принятие исходной модели подземной области, точно определяющей параметр модели в дискретных местах ячеек в подземной области;
формирование математической целевой функции для измерения несоответствия между измеряемыми сейсмическими данными и вычисляемыми по модели сейсмическими данными;
выбор математического соотношения, которое дает поправку, то есть обновление, к исходной модели, которая должна уменьшать несоответствие, при этом указанное математическое соотношение связывает указанную поправку с масштабированным градиентом целевой функции, указанный градиент имеет отношение к указанному параметру модели, масштабирование содержит четыре масштабных коэффициента, то есть
коэффициент объема сейсмического разрешения,
коэффициент освещения источником,
коэффициент освещения приемника и
коэффициент свойств вмещающей среды,
которые все представлены в математическом соотношении как мультипликативные коэффициенты, которые масштабируют градиент целевой функции для выработки поправки к параметру модели; и
использование компьютера для вычисления поправки на основании математического соотношения и затем обновление исходной модели вычисленной поправкой.

5. Способ по п.4, в котором физическое свойство, то есть параметр модели, представляет собой объемный модуль упругости или плотность или сочетание объемного модуля упругости и плотности.

6. Способ по п.4, в котором математическое соотношение зависит от физического свойства.

7. Способ по п.4, в котором коэффициент свойств вмещающей среды содержит объемный модуль упругости в четвертой степени, деленный на плотность в квадрате, когда физическим свойством является объемный модуль упругости, и содержит плотность в квадрате, когда физическим свойством является плотность.

8. Способ по п.4, в котором коэффициент освещения приемника, когда физическим свойством является объемный модуль упругости, аппроксимируют в соответствии с (1/8π)(ρ b(r g)/ρ b(r), где ρ b(r) является плотностью вмещающей среды в точке r и r g является местом нахождения приемника; а коэффициент I ρ,g(r) освещения приемника, когда физическим свойством является плотность, аппроксимируют в соответствии с
I ρ , g ( r ) = ρ b ( r g ) ρ b ( r ) 1 8 π v p 2 ( r ) ,
где v p(r) является скоростью в точке r.

9. Способ по п.4, дополнительно содержащий повторение способа в течение по меньшей мере одной итерации, на которой исходную модель заменяют обновленной моделью из предшествующей итерации.

10. Способ по п.9, в котором функциональную форму целевой функции и функциональную форму математического соотношения не изменяют от одной итерации к следующей итерации.

11. Способ по п.4, в котором поправку к исходной модели вычисляют путем минимизации целевой функции, используя гессиан целевой функции, что приводит к матрице Гесса, при этом недиагональные элементы матрицы Гесса игнорируют, когда они выходят за пределы объема сейсмического разрешения.

12. Способ по п.11, в котором недиагональные элементы матрицы Гесса в пределах объема сейсмического разрешения предполагают равными соответствующему диагональному элементу, что влечет за собой вычисление только диагональных элементов.

13. Способ по п.2, в котором коэффициент освещения приемника, когда физическое свойство является объемным модулем упругости, аппроксимируют интегралом функции Грина в свободном пространстве по поверхности, определяемой расстановкой приемников при сейсмическом исследовании.

14. Способ по п.4, в котором коэффициент освещения приемника, когда физическое свойство является плотностью, аппроксимируют интегралом градиента функции Грина в свободном пространстве по поверхности, определяемой расстановкой приемников при сейсмическом исследовании.

15. Способ по п.1, в котором объем сейсмического разрешения аппроксимируют сферой на основании предположения равномерного охвата по волновым числам.

16. Способ по п.4, дополнительно содержащий использование обновленной модели для предобуславливания градиента в итеративном способе оптимизации.

17. Способ по п.2, в котором модель определяют на основании обратной миграции во временной области сейсмических изображений из сейсмических данных.

18. Способ по п.17, в котором физическое свойство представляет собой объемный модуль упругости.

19. Способ по п.17, в котором коэффициент свойств вмещающей среды содержит объемный модуль упругости в квадрате, деленный на плотность.

20. Способ по п.17, в котором коэффициент освещения приемника аппроксимируют в соответствии с (1/8π)(ρ b(r g)/ρ b(r), где ρ b(r) является плотностью вмещающей среды в точке r и r g является местом нахождения приемника.

21. Способ по п.17, в котором амплитуды сейсмических волн из мигрированных изображений преобразуют в разностный объемный модуль упругости или разностную скорость продольной волны.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения сейсмических разрезов изображений геологической среды. Способ включает последовательные действия, при которых получают и подготавливают данные методов общей глубинной точки, сейсмического каротажа, вертикального сейсмического профилирования, акустического каротажа, плотностного гамма-гамма каротажа и проверяют качество этих данных, а также получают эталонные значения интервальных скоростей.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении акустического каротажа при бурении подземных формаций. Способ проведения измерений акустического каротажа включает группирование полученных форм акустических сигналов в одну из множества групп.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения упругих свойств горных пород по сейсмическим данным. Заявлен способ определения упругих свойств горных пород на основе пластовой адаптивной инверсии сейсмических данных, характеризующийся применением пластовых моделей среды, в которых минимальные временные мощности τmin пластов соответствуют реальной разрешающей способности сейсморазведки и геологии осадконакопления и вычисляются согласно формуле: τmin(мс)= 1 4 ∗ 1000 Δ f , где Δf - рабочая полоса частот.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных мероприятий. Модуль сейсмического модуля включает в себя чувствительные элементы, расположенные во множестве осей, чтобы детектировать сейсмические сигналы во множестве соответствующих направлений, и процессор, чтобы принимать данные из этих чувствительных элементов и определять наклоны осей относительно конкретной ориентации.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе обработки данных сейсморазведки. Способ включает в себя прием сейсмических данных, регистрируемых при исследовании района, при этом район является связанным с пунктами, обработку сейсмических данных для оценивания по меньшей мере одного частотно-зависимого свойства поверхностных волн в пределах района, определение частотно-зависимой геометрии обработки данных для каждого пункта на основании по меньшей мере отчасти оцененного частотно-зависимого свойства (свойств) поверхностных волн.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе сейсморазведочных работ. В заявленном способе сейсморазведки упругие колебания возбуждаются многократно под различными зенитными углами относительно точек приема в воздухе, в воде или на плавающем на поверхности воды твердом теле.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Согласно заявленному способу проводится попарное непрерывное сопоставление множества трасс сейсмического разреза или куба.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для оценки трещинной пористости горных пород. В предлагаемом способе формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия.

Изобретение относится к области измерительной техники, в частности к средствам мониторинга технического состояния различных сооружений, и может быть использовано для текущей оценки и прогноза безопасной эксплуатации зданий и/или сооружений при возможных неблагоприятных воздействиях на объект.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске месторождений углеводородов. Обнаружение или мониторинг структур размером с углеводородный пласт-коллектор осуществляется посредством томографии внешнего шума.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке сейсмических данных при поиске месторождений углеводородов. Заявленный способ идентификации геологических особенностей из геофизических или атрибутивных данных предполагает использование выполняемого в окне анализа главных компонент или анализа независимых компонент, либо диффузионного картирования. Едва уловимые особенности становятся идентифицируемыми в частичных или остаточных массивах данных. Остаточные массивы данных создаются путем исключения данных, не захваченных самыми заметными главными компонентами. Частичные массивы данных создаются путем проецирования данных на выбранные главные компоненты. Геологические особенности также можно идентифицировать из анализа образов или массивов аномалий, сформированных с помощью матрицы подобия данных с переменным масштабом . Технический результат - повышение точности данных прогноза нефтегазоносности исследуемого участка. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке данных сейсмических исследований. Заявлен способ перестроения моделей (110) Q геологической среды на основании сейсмических данных (10) путем осуществления лучевой Q томографии сдвига центроидных частот. Амплитудный спектр волнового сигнала сейсмического источника аппроксимируют (40) частотно-взвешенной экспоненциальной функцией частоты, имеющей два подбираемых параметра для приведения в соответствие данным о сдвиге частот. В результате чего обеспечивают лучшее соответствие различным асимметричным амплитудным спектрам источника. Боксовые ограничения могут использоваться при выполнении процедуры оптимизации, а многоиндексный способ активных множеств, используемый при томографии скорости, является предпочтительным способом для реализации (100) боксовых ограничений. Технический результат - повышение точности данных сейсмических исследований. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска и разведки углеводородов (УВ). Согласно способу оценки низкочастотной резонансной эмиссии (НРЭ) для поиска УВ прогнозирование УВ осуществляется в процессе анализа геодинамического шума непосредственно по временному разрезу метода общей глубинной точки (МОГТ) в широком диапазоне частот (5-130 Гц). Технический результат - расширение функциональных возможностей при повышении информативности, точности и достоверности данных по поиску и разведке УВ непосредственно по временному разрезу МОГТ. 4 ил.

Изобретение относится к сейсмической разведке и может использоваться при разведке нефтяных и газовых залежей. Согласно заявленному решению выбирают и устанавливают фиксированную приемную базу, располагают источники возбуждения сейсмических колебаний и приемники на этой базе симметрично относительно ее центра, принятого за начало координат. Поочередно возбуждают сейсмические волны и регистрируют их на всей заданной фиксированной приемной базе с получением сейсмограммы для каждого пункта возбуждения (ПВ). Определяют время годографа дифрагированных волн (ДВ). Затем суммируют на каждой сейсмограмме сейсмические волны по годографам ДВ с получением суммотрассы для каждого ПВ(L) и определяют временные статические сдвиги (Δtc) ДВ для каждого ПВ(L) относительно времен регистрации на центральном ПВ(L=0). Суммируют на основании временных статических сдвигов суммотрассы для каждого ПВ(L) по общим точкам дифракции и получают итоговую суммотрассу ДВ. Затем перемещают фиксированную приемную базу на следующий пикет профиля, совмещая его с началом координат этой базы, и весь процесс повторяют. Технический результат - повышение достоверности и качества отображения изучаемой геологической среды. 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины. По меньшей мере одним датчиком света анализируется свет рэлеевского обратного рассеяния для получения акустических сигналов для каждой из множества точек на всем протяжении ствола скважины. Множество точек измерения связаны с различными подмассивами, включающими в себя по меньшей мере один подмассив перед кривой вдоль траектории ствола скважины и по меньшей мере один подмассив после кривой. Процессор определяет угол падения для каждого из различных подмассивов и находит посредством триангуляции местоположение микросейсмического события на основании определенных углов падения. Технический результат - повышение точности данных исследований. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 13 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Измеренные сейсмические данные принимаются от сейсмического датчика. Также принимаются данные вращения. Данные вращения представляют вращение относительно, по меньшей мере, одной определенной оси. Причем данные вращения относительно определенной оси обеспечивают получение опорного шумового сигнала для поверхностных шумовых волн, распространяющихся по поверхности земли, на которой установлен сейсмический датчик. Далее осуществляют комбинирование, используя адаптивную фильтрацию, данных вращения с измеренными сейсмическими данными с целью понижения, по меньшей мере, части компоненты шума, содержащей поверхностные шумовые волны в измеренных сейсмических данных. Адаптивная фильтрация содержит адаптивное вычитание опорного шумового сигнала, полученного с использованием данных вращения, из сейсмических данных. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области сейсмической разведки и может быть использовано при поиске нефтяных и газовых месторождений со сложно построенными кавернозно-трещиновато-пористыми коллекторами. Заявлен способ реконструкции тонкой структуры геологического объекта и прогноза его флюидонасыщения на основе выделения и специализированной обработки рассеянной компоненты сейсмического волнового поля с привлечением метода декомпозиции эмпирических мод и полномасштабного численного моделирования в целях формирования высокоточных и достоверных поисковых признаков флюидонасыщения карбонатного коллектора. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 7 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при компьютерной обработке данных сейсморазведки для определения детальных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в геофизической разведке месторождений углеводородов. Предложены способ и технологический вычислительный комплекс для анализа нелинейных свойств среды с целью расширения спектра регистрируемого волнового сигнала. Технический результат - расширение функциональных возможностей и повышение информативности при обработке сейсмических данных, повышение детальности, надежности и достоверности определения геофизических параметров. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Получены данные о вращательном и поступательном движении, принятые по меньшей мере одним датчиком движения. Осуществлено определение представления скорости волнового поля на основе данных о вращательном и поступательном движении. Определение представления скорости волнового поля содержит кажущуюся медленность волнового поля вдоль второй горизонтальной оси или кажущуюся скорость волнового поля вдоль второй горизонтальной оси. Причем вторая горизонтальная ось ортогональна первой горизонтальной оси. Кажущаяся медленность или кажущаяся скорость волнового поля основана на угле падения волнового поля относительно вертикальной оси и на фактической скорости волнового поля. Определение кажущейся медленности вдоль второй горизонтальной оси или кажущейся скорости вдоль второй оси содержит вычисление отношения данных о вращательном движении вокруг первой горизонтальной оси относительно данных о поступательном движении. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска и разведки углеводородов (УВ). Заявлен способ обработки и интерпретации сейсмических данных, включающий получение временного сейсмического разреза, отображение сейсмического разреза в виде набора сейсмических трасс, определение спектральных и энергетических характеристик отраженных и рассеянных волн по выборкам данных на сейсмическом разрезе в перемещающемся скользящем окне и вынесение суждения об отражающих свойствах и локальных неоднородностях объектов геологической среды. Причем обработка данных по выделению энергии рассеянных волн сейсмического поля включает определение дисперсии по отдельным трассам временного разреза в скользящем окне, разложение полученных значений дисперсии на трендовую и локальную составляющие путем одномерной адаптивной энергетической фильтрации, разложение трендовой и локальной составляющих дисперсии посредством вейвлет-преобразования, а также привязку энергии вейвлет-преобразования трендовой составляющей дисперсии и энергии локальной составляющей дисперсии по времени. Технический результат - повышение точности и достоверности данных по поиску и разведке углеводородов. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.
Наверх