Изобретение в общем имеет отношение к сейсмической разведке полезных ископаемых, а более конкретно касается создания способов и устройств для идентификации структурных и стратиграфических характеристик в трех измерениях (трехмерных характеристик).
При проведении сейсмической разведки полезных ископаемых сейсмические данные получают вдоль линий (см. линии 10 и 11 на фиг.1), которые образованы решетками геофонов на прибрежных участках до прибойной зоны и гидрофонными стримерами, которые пересекают морской участок. Геофоны и гидрофоны работают как датчики при получении энергии, которая ранее была направлена в почву (толщу земли) и отразилась от поверхностей границ раздела породы нижнего горизонта. Энергия обычно вырабатывается транспортными средствами Vibroseis®, которые передают импульсы путем возбуждения колебаний грунта на поверхности с заданными интервалами и частотами. На морских участках для этой цели часто используют пневмопушки. Слабые изменения энергии, которые получают при ее возврате на поверхность, зачастую отражают вариации в стратиграфическом, структурном и жидкостном содержании резервуаров.
При осуществлении трехмерной (3D) сейсмической разведки используется аналогичный принцип, однако линии и решетки располагаются более тесно, чтобы обеспечивать более детальное перекрытие нижнего горизонта. При таком перекрытии с высокой плотностью возникает необходимость регистрировать, запоминать и обрабатывать чрезвычайно большие объемы информации, прежде чем удается получить окончательные результаты интерпретации. Для обработки информации требуются значительные компьютерные ресурсы и комплексное программное обеспечение, позволяющее усилить сигнал, принятый от нижнего горизонта, и подавить шумы, которые маскируют этот сигнал.
После проведения обработки данных геофизический персонал комплектует и интерпретирует 3D сейсмическую информацию в форме 3D куба данных (см. фиг. 2), который эффективно отображает характеристики нижнего горизонта. При использовании куба данных информация может быть отображена в различной форме. Могут быть построены горизонтальные карты временных срезов на выбранных глубинах (см. фиг.3). При использовании компьютерной рабочей станции интерпретатор может также осуществлять срезы через искомое поле и изучать выходы резервуаров на различных сейсмических горизонтах. Могут быть также сделаны вертикальные срезы или поперечные сечения в любом направлении, с использованием сейсмических данных или данных, полученных в скважине. Могут быть оконтурены сейсмические пики рефлекторов, в результате чего может быть получена временная карта горизонта. Временные карты горизонта могут быть преобразованы по глубине для получения структурной интерпретации в истинной шкале на специфическом уровне.
Сейсмические данные традиционно получают и обрабатывают с целью получения изображения сейсмических рефлекторов для осуществления структурной и стратиграфической интерпретации. Однако изменения в стратиграфии часто трудно обнаруживать с использованием традиционных сейсмических изображений в результате ограниченного объема информации, который дают стратиграфические характеристики в поперечном сечении. При работе одновременно с временными срезами и с поперечными сечениями появляется возможность увидеть значительно большие участки разломов, однако поверхности разломов в 3D объеме трудно идентифицировать, когда не зарегистрированы отражения от разломов.
Когерентность является мерой подобия или расхождения сейсмических трасс. Чем больше когерентность между двумя сейсмическими трассами, тем больше они похожи. Если присвоить когерентности значения в диапазоне от 0 до 1, то "0" означает полное отсутствие когерентности, а "1" означает полное подобие (то есть две трассы идентичны, но могут иметь временной сдвиг). Когерентность для нескольких трасс может быть определена аналогичным образом.
Один из способов вычисления когерентности раскрыт в заявке на патент США 353934 на имя Багорича и Фармера (заявитель корпорация Амоко), поданной 12 декабря 1994 г. В отличие от методов затененного рельефа, который позволяет получать 3D визуализацию разломов, каналов, оползней и других осадочных характеристик от выбранных горизонтов, предложенный Багоричем и Фармером процесс определения когерентности оперирует непосредственно с сейсмическими данными. Когда есть достаточное изменение в акустическом импедансе, то 3D куб сейсмической когерентности, предложенный Багоричем и Фармером, может быть чрезвычайно эффективным в оконтуривании сейсмических разломов. Он также достаточно эффективен в выявлении тонких изменений стратиграфии (например, 3D изображений меандровых распределительных каналов, вытянутых морских отмелей (кос), каньонов, оползней и картин приливно-отливных водосборов).
Несмотря на то что предложенный Багоричем и Фармером процесс оказался очень успешным, он имеет некоторые ограничения. В этом процессе используется предположение (условие) о среднем нулевом значении сейсмических сигналов. Это приблизительно верно в том случае, когда окно корреляции превышает длительность сейсмического импульсоида. Для сейсмических данных, которые содержат 10 Гц компонент энергии, это требует создания достаточно длинного (продолжительного) 100 мс окна, в котором может происходить стратиграфическое перемешивание информации как от более глубоких, так и от более мелких временных горизонтов. Укорочение окна (например, до 32 мс) приводит к более высокому вертикальному разрешению (разрешающей способности), однако зачастую за счет увеличения побочных эффектов, связанных с сейсмическим импульсоидом. К сожалению, более надежный процесс кросскорреляции с использованием окна не нулевого среднего значения является на порядок более дорогостоящим в плане проведения вычислений. Более того, если сейсмические данные загрязнены когерентным шумом, то оценки истинного угла наклонения (падения) с использованием только двух трасс также будут относительно зашумленными.
Таким образом, существует необходимость создания способов и устройств, которые позволяют устранить недостатки уже известных решений. Кроме того, крайне желательно улучшить оценки угла наклонения в присутствии когерентного шума.
В соответствии с настоящим изобретением предлагается способ и изделие для локализации подземных характеристик, разломов и контуров. В соответствии с первым предпочтительным вариантом настоящего изобретения способ включает в себя следующие операции: получение 3D сейсмических данных, перекрывающих заданный объем толщи земли; разделение объема на решетку относительно небольших трехмерных ячеек, причем каждая из указанных ячеек имеет по меньшей мере пять локализованных в ней разнесенных в боковом направлении и главным образом вертикальных сейсмических трасс; определение в каждой ячейке сходства/подобия трасс относительно двух заданных направлений; и отображение сходства/подобия каждой ячейки в виде двухмерной карты. В соответствии с другим вариантом настоящего изобретения сходство/подобие является функцией времени, числа сейсмических трасс в ячейке, а также видимого наклонения и видимого азимута наклонения трасс в ячейке; сходство/подобие ячеек определяют путем проведения множества измерений сходства/подобия трасс в ячейке и выбором наибольшего результата измерения. Кроме того, предполагают, что видимое наклонение и видимый азимут наклонения, которые соответствуют наибольшему результату измерения сходства/подобия в ячейке, являются оценками истинного наклонения и истинного азимута наклонения трасс в ячейке. Наконец, используют цветную карту, которая характеризуется цветовым тоном, насыщенностью и яркостью, для описания сходства/подобия, истинного наклонения и истинного азимута наклонения для каждой ячейки; в частности, истинный азимут наклонения наносят на шкалу цветового тона, истинное наклонение наносят на шкалу насыщенности, а наибольший результат измерения сходства/подобия наносят на шкалу яркости цветной карты.
В соответствии с другим предпочтительным вариантом настоящего изобретения предлагается изделие, которое включает в себя средство, которое может считываться компьютером и которое содержит команды для компьютера для осуществления процесса сейсмической разведки. В соответствии с одним из вариантов компьютер получает 3D сейсмические данные, перекрывающие заданный объем толщи земли, а средство дает компьютеру команды на проведение следующих операций; разделение объема на решетку относительно небольших трехмерных ячеек, причем каждая из указанных ячеек имеет по меньшей мере пять локализованных в ней разнесенных в боковом направлении и главным образом вертикальных сейсмических трасс; определение в каждой ячейке сходства/подобия трасс относительно двух заданных направлений; и хранение (значений) сходства/подобия каждой ячейки в виде двухмерной карты. В соответствии с одним из вариантов команды от указанного средства определяют сходство/подобие как функцию времени, числа сейсмических трасс в ячейке, а также видимого наклонения и видимого азимута наклонения трасс в ячейке; сходство/подобие ячеек определяют путем проведения множества измерений сходства/подобия трасс в ячейке и выбором наибольшего результата измерения. Кроме того, предполагают, что видимое наклонение и видимый азимут наклонения, которые соответствуют наибольшему результату измерения сходства/подобия в ячейке, являются оценками истинного наклонения и истинного азимута наклонения трасс в ячейке. Компьютер включает в себя средство создания цветного изображения, которое характеризуется цветовым тоном, насыщенностью и яркостью; и средство, которое дает команды на отображения истинного азимута наклонения на шкале цветового тона, истинного наклонения на шкале насыщенности, а наибольшего результата измерения сходства/подобия на шкале яркости.
Способ в соответствии с настоящим изобретением особенно хорошо подходит для интерпретации плоскостей разломов в 3D сейсмическом объеме, а также для обнаружения тонких стратиграфических характеристик в 3D-объеме. Это вызвано тем, что сейсмические трассы, которые пересекаются линией разлома, обычно имеют другой сейсмический характер, чем трассы на любой стороне от разлома. Измерение многоканальной когерентности или подобия трасс вдоль временного среза позволяет обнаруживать очертания (контуры) низкой когерентности вдоль этих линий разлома. Такие измерения позволяют выявлять критические детали нижнего горизонта, которые трудно получить при использовании традиционных сейсмических сечений. Путем вычисления подобия трасс вдоль ряда временных срезов можно также при помощи этих контуров разломов идентифицировать плоскости разломов или поверхности разломов.
Способ в соответствии с настоящим изобретением использует метод многотрассого подобия, который в общем виде является более надежным в зашумленной среде, чем метод кросскорреляции с тремя трассами, который использовался ранее для оценки сейсмической когерентности. Кроме того, предложенный в данной заявке на изобретение способ определения подобия обеспечивает:
- более высокую вертикальную разрешающую способность для данных хорошего качества, чем метод кросскорреляции с тремя трассами для измерения сейсмической когерентности;
- возможность картографирования когерентных событий в 3D телесном угле (наклонение/азимут);
- возможность выработки концепции комплексных атрибутов (определяющих признаков) "трассы" для одного из комплексных атрибутов "рефлектора"; и
- путем комбинирования этих усиленных атрибутов комплексных трасс с когерентностью и телесным углом обеспечивает основу для получения атрибутов количественной 3D сейсмической стратиграфии данных, что позволяет использовать методы геостатистического анализа.
Более того, сейсмическая когерентность в отличие от карт наклонений выбранных горизонтов позволяет производить анализ:
- структурных и стратиграфических каркасов ранее начала детального обследования (начала разведки);
- структурных и стратиграфических характеристик полного объема данных, в том числе и зон, которые расположены более мелко, глубоко или смежно относительно первоначальной зоны интереса;
- тонких характеристик, которые не отображаются пиками сейсмограммы в виде пиков и впадин; и
- характеристик, которые являются внутренними между вершиной и основанием формации или внутренними относительно последовательности граничных пиков сейсмограммы.
В сочетании с когерентностью кубы данных наклонения телесного угла когерентных сейсмических событий отражения позволяют быстро определять как структурные, так и стратиграфические соотношения (такие как несогласное трансгрессивное прилегание или несогласное регрессивное прилегание) между сейсмическими данными и интерпретированной последовательностью границ.
Многочисленные другие преимущества и характеристики настоящего изобретения будут ясны из последующего детального описания изобретения, описанных в нем примеров его осуществления, а также из формулы изобретения и приложенных чертежей.
На фиг. 1 приведена схематическая диаграмма, показывающая расположение геофонов для получения 3D сейсмических данных от нижнего горизонта толщи земли, для осуществления обработки в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2 отображена информация, извлеченная из данных, в свою очередь полученных с использованием диаграммы фиг.1.
На фиг.3 показан горизонтальный временной срез (t=1200 мс) 3D сейсмических данных, обработанных в соответствии с известным состоянием техники.
На фиг.4А-4Н показаны различные окна анализа (звезды вычисления), которые могут быть использованы при проведении анализа сейсмической когерентности, наклонения и азимута наклонения.
На фиг. 5 отображен процесс в соответствии с настоящим изобретением, с использованием эллиптического окна, центрированного относительно точки анализа.
На фиг. 6А и 6В приведены примеры прямоугольной мозаики наклонения/азимута, полезной при анализе съемки, имеющей простирания и наклонения, параллельные оси получения информации, а также в том случае, когда выявленные разломы идут перпендикулярно доминирующему простиранию и наклонению рефлектора (р0, q0).
На фиг. 7А-7С показаны примеры трех мозаик телесного угла пространства наклонения/азимута.
На фиг. 8А-8D иллюстрируется построение карты 3D сейсмических атрибутов (φ, с, d) для 3D цветового пространства (Н, L, S).
На фиг.9 показаны четыре поверхности через цветовое полушарие фиг.8А для четырех значений когерентности.
На фиг. 10А-10С показаны обычные вертикальные срезы сейсмических данных фиг.3.
На фиг.11А-11С показаны сейсмические атрибуты, наклонение, азимут наклонения и когерентность, полученные за счет применения процесса в соответствии с настоящим изобретением, для данных, соответствующих фиг.10А-10С.
На фиг.12А и 12В приведены временные срезы (t=1200 мс и t=1600 мс) через куб азимута наклонения в соответствии с фиг.11А и 11В.
На фиг.13А и 13В показаны изображения когерентности на шкале серого.
На фиг.14А-14С приведены срезы когерентности, которые соответствуют данным фиг.10А-10С.
На фиг. 15А и 15В приведены результаты применения алгоритма подобия и алгоритма наклонения/азимута в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг.16А и 16В приведены структурные схемы, отображающие операции обработки информации в соответствии с предпочтительным вариантом настоящего изобретения.
Несмотря на то что настоящее изобретение может быть реализовано в самых разных формах, далее будут рассмотрены детально специфические варианты его осуществления, показанные на чертежах. Следует однако иметь в виду, что дальнейшее описание дано только в качестве примера осуществления настоящего изобретения и ни в коей мере не ограничивает область его применения описанными специфическими вариантами его осуществления или конкретными алгоритмами.
Первой операцией процесса (см. фиг.16А) является получение комплекта сейсмических данных в виде трасс сейсмического сигнала, распределенных в трехмерном объеме толщи земли. Способы, при помощи которых получают такие данные и переводят их в цифровую форму для обработки в виде 3D данных, хорошо известны сами по себе.
Процесс определения подобия
Следующей операцией является генерирование (получение) "куба когерентности". Эту операцию осуществляют приложением многотрассового алгоритма подобия к 3D сейсмическим данным. Этот алгоритм может иметь различные формы. Вне зависимости от выбранной формы его функцией является сравнение подобия близлежащих (окружающих) областей сейсмических данных внутри 3D сейсмического объема. Полученное значение (или атрибут) служит в качестве достаточно надежной оценки разрывности сигнала внутри геологической формации, а также разрывностей сигнала через разлом и эрозионные несоответствия.
Решетка анализа (или вычислительная звезда) может быть либо эллиптической, либо прямоугольной, причем "J" трассы центрированы относительно заданной выходной трассы (см. фиг.4А-4Н).
На чертежах "X" обозначает центр окна анализа, в то время как "О" обозначает дополнительные трассы, использованные при вычислении подобия. Круглое и прямоугольное окна минимального размера, которые используют для анализа данных с равным промежутком между трассами (Δx = Δy), показаны на фиг.4А и 4D. Круглое и прямоугольное окна минимального размера, которые используют для анализа данных с промежутком между трассами в поперечном направлении (crocc-line/strike) (y) в два раза больше, чем в продольном направлении (in-line/dip) (x), а именно Δy = 2Δx, показаны на фиг.4В и 4Е. Такие неравные промежутки обычно используют для анализа медленных изменений геологии в направлении простирания. Окна анализа большего размера, которые используют для получения большей разрешающей способности при оценке наклонения и азимута рефлектора, или для увеличения отношения сигнал/шум в зонах со слабым сигналом, показаны на фиг.4С и 4F.
Эллиптические и прямоугольные окна анализа отцентрированы относительно точки анализа, которая задана большей осью, меньшей осью и азимутом большей оси, как это показано на фиг.4G и 4Н. Оси получения данных (x, y) повернуты на φ0 градусов относительно осей Север-Восток (x', y'). Такие асимметричные окна полезны при обнаружении разлома.
Если мы отцентрируем оси (x, y) относительно центра окна анализа, содержащего J сейсмических трасс uj (t, хj, yj), то подобие σ(τ,p,q) может быть определено следующим образом:
В этом выражении тройка (триплет) (τ, p, q) определяет локальное планарное (плоское) событие в момент времени τ, а p и q представляют собой видимые наклонения в направлениях x и y, измеренные в мс/м. Так как p=dsinφ и q=dcosφ, где d представляет собой истинное наклонение, а φ представляет собой азимут наклонения, то из этого следует, что
uj(t, p, q, x, y)=uj[t-d(xsinφ+ycosφ), x, y].
Специалисты в данной области легко поймут, что в знаменателе выражения (1) величина J является коэффициентом нормирования. Числитель отображает усредненную энергию, а члены под знаком суммы в знаменателе отображают полную энергию трасс. Таким образом, выражение (1) отображает отношение когерентной и некогерентной энергий.
Задачей является проведение одновременного 2D поиска (см. фиг.5) видимого наклонения (падения) (p, q) в продольном и поперечном направлениях. Однако оценка подобия, даваемая выражением (1), является нестабильной для малых, но когерентных значений сейсмических событий, которые могут случиться, если мы будет проводить суммирование вдоль нулевого пересечения плоскости когерентного импульсоида. Чтобы этого избежать, мы полагаем, что когерентность с (φ, p, q) в момент времени τ и видимые наклонения (p, q) имеют усредненное подобие во временном окне (или в окне вертикального анализа высотой 2w мс и половинной длиной К=w/Δt выборок):
В общем виде нам неизвестно, но мы хотим оценить значение (p, q), объединенное с локальным наклонением и азимутом гипотетического 3D события отражения.
В соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения, мы проводим оценку (p, q) через поиск грубой силы по всем возможным наклонениям (см. фиг. 6А и 6В). Мы предполагаем, что интерпретатор способен оценить максимум истинного наклонения dmax (измеренного в мс/м), используя обычные сейсмические отображения данных (например, срезы вертикальных данных), поэтому пределом наклонения является:
Если xmax и ymax составляют половину ширины и половину длины прямоугольного окна анализа и если fmax является наивысшей текущей частотой, которая содержится в сейсмических данных, то тогда критерий Найквиста для выборки данных в двух точках на период ограничивает приращения видимого наклонения Δp и Δq в соответствии с выражениями
xmaxΔр≤1/(2fmax) и
ymахΔq≤l/(2fmax).
Следует отметить, что критерий Найквиста правомочен для линейных операций над сейсмическими данными; а выражение (2) является нелинейным. На практике мы обнаружили необходимость ограничения Δp и Δq половиной того, что требуется по критерию Найквиста, что позволяет получать точное подобие для когерентного события наклонения.
Таким образом, наш поиск оценки видимого наклонения (p, q) сейсмического рефлектора сводится к вычислению подобия с (рi, qm) для np * nq дискретных видимых пар наклонений(pi, qm), причем
np=(2dmax/Δp)+1 и
nq=(2dmax/Δq)+1.
Можно полагать, что видимые пары наклонений (pi, qm) служат оценкой видимого наклонения рефлектора, когда:
с(p, q) ≥ с(рi, qm) (3)
для всех - np ≤ 1 ≤ + np, - nq ≤ 1 ≤ + nq.
Оценка видимых наклонений (p, q) связана с оценкой истинного наклонения d и истинного азимута наклонения φ простыми геометрическими соотношениями:
в которых d измеряется в мс/м, а угол φ измеряется в направлении по часовой стрелке от положительной (или северной) оси xi. Простой поворот координат на угол φ0 необходим в том случае, когда продольное направление получения данных х не совмещено с осью N-S (x') (см. фиг.4G).
Дискретизация и индикация телесного угла
Оптимальная угловая дискретизация важна по двум причинам: для сведения к минимуму стоимости вычислений и для ограничения числа цветов, которые могут быть выведены на индикацию с использованием программного обеспечения коммерческих рабочих станций интерпретации (например, обычно 64 цвета для системы "Seisworks" фирмы Ландмарк и 32 для системы "IESX" фирмы Геоквест).
На фиг. 7А показана дискретизация видимого наклонения с использованием равных приращений Δp и Δq в прямоугольной решетке 69 углов. На фиг.7В показана дискретизация с использованием равных приращений Δd и Δφ в радиальной решетке 97 углов. Совершенно ясно, что у нас нет желания производить выборку наклонения (dip) d=0 мс/м для десяти различных азимутов. Мозаика "Китайская проверка" ("Chinese Checker") фиг.7С более точно отображает равное и поэтому более экономичное квантование (d, φ) поверхности с минимальным числом точек (например, 61 угол). Каждая мозаика фиг.7А-7С отображает ориентировочно равную траекторию телесного угла ΔΩ. Для угловой дискретизации, показанной на фиг.7С, и для радиуса кругового анализа, а, приращение dip Δd выбирают в соответствии с формулой
Индикация
Несмотря на то что имеется возможность отображать независимо подобие, наклонение и азимут, ясно, что последние два атрибута связаны друг с другом. Более того, уверенность, которую мы имеем относительно этих оценок, пропорциональна когерентности/подобию. Другие авторы (см. патент США 4970699 на имя Бушера и др. "Способ цветового отображения геофизических данных", заявитель - корпорация Амоко) показали, что цветовая модель HLS (цветовой тон, яркость, насыщенность) может быть достаточно эффективной при индикации мультикомпонентных сейсмических атрибутов (см. также Foley, J.D. & Van Dam, A., 1981 "Основы интерактивной графики", из-во Addison-Wesley, Reading, MA).
Обратимся теперь к рассмотрению фиг.8А-8D, где можно непосредственно нанести на карту азимут φ по оси цветового тона Н:
Н = φ
Следует отметить, что как Н (широко известное как "цветовой диск"), так и φ могут изменяться в диапазоне от -180 до +180 градусов (см. фиг.8В). Синий цвет соответствует по азимуту Северу, оранжево-розовый - Востоку, желтый - Югу, а цвет лесной зелени - Западу. Азимутам, которые соответствуют нулевому наклонению, произвольно присвоено значение 0 градусов (Север), поэтому они отложены на графике как синие.
После этого мы производим (см. фиг.8С) нанесение на карту усредненного подобия/когерентности с по оси яркости L
L = αс,
где
0 ≤ L ≤ 100
0 ≤ с ≤ 1,0,
а α представляет собой коэффициент шкалы, меньший, чем 100, так как изменения в цветовом тоне и насыщенности вблизи L=0 (черное) и L=100 (белое) трудно различить. Белое или L=100 соответствует высокому подобию или с=1, в то время как черное или L=0 соответствует низкому подобию, с=0. Промежуточные степени подобия соответствуют промежуточным степеням (градациям) серого (таким как серебристый цвет, серый цвет и угольно-серый цвет). Яркость (которую иногда именуют светимостью) отображает степень освещенности. Она отображается шкалой серого в диапазоне от черного до белого.
Наконец, по шкале насыщенности S мы откладываем наклонение d
S = 100/dmax.
Насыщенность (S= 0) и цветовой тон выбраны произвольно; у нас также имеется возможность отобразить этот атрибут для значения (Н=0, S=100), что позволило бы индицировать подобие как белый, пастельно белый, чистый синий, полночный синий и черный цвет. Насыщенность выражает отсутствие разбавления цвета белым светом. Полностью насыщенный цвет не имеет добавки белого света; при добавке белого цвет "вымывается" без изменения его цветового тона (см. фиг.8D).
На фиг.9 показаны четыре постоянных поверхности через 3D (Н, L, S) цветовое полушарие (φ, с, d), показанное на фиг.8А, которые соответствуют с= 1,00, с=0,75, с=0,50 и с=0,00.
В Приложении 1, приведенном в конце описания, цветовая схема описана более подробно. Некоторыми преимуществами HLS цветовой модели являются следующие: азимут является циклическим и может быть отложен чисто на циклическом цветовом диске (цветового тона); азимуты, которые соответствуют d=0, не имеют смысла; все азимуты могут быть гладко трансформированы в градации серого для мелких наклонений; и более низкие уверенности в оценке наклонения и азимута в слабых зонах, и низкие степени подобия (такие как через разломы) отображаются более темными цветами.
Осуществление математического процесса
Рабочие станции интерпретации фирм Ландмарк и ГеоКвест (см. фиг.16В) могут быть использованы, например, для визуализации и интерпретации разломов и стратиграфических характеристик, если произвести загрузку обработанных данных как сейсмического объема. Программное обеспечение визуализации (например, программное обеспечение Landmark's SeisCube) может быть использовано для быстрого осуществления срезов через сейсмический объем для того, чтобы помочь в понимании комплексных разломных соотношений.
Компьютерная программа
Программа FORTRAN 77 написана для осуществления вычислений и дает информацию для ранее описанных отображений. Дополнительные детали даны в Приложении 2, приведенном в конце описания. Доступ к каждой трассе UMN производится по ее продольным и поперечным показателям М и N. Пользователь выбирает прямоугольное или эллиптическое пространственное окно анализа или ячейку у каждой точки/трассы в комплекте входных данных (см. фиг.4G). Большая и меньшая оси этого окна анализа, а и b, заданы как а=aplength, b=apwidth. Ориентация или азимут большей оси φa задан как φa = apazim. Прямоугольное окно анализа (фиг.4Н) отображено заданием R в командной строке. Показатели 2J относительно центра этого окна анализа (и которые соответствуют трассам, попадающим в это окно) табулированы как простой список, причем m(j) и n(j) указывают коэффициент трассы (относительно трассы анализа UMN) в направлениях x и y соответственно. Программа осуществляет одновременный 2D поиск по видимым наклонениям (p, q) в продольном и поперечном направлениях, причем (р2 + q2)1/2 < +smax. Приращения dp и dq выбраны таким образом, что квантование данных производится в четырех точках на период = 1/(fref) у края окна анализа. Для интерпретации может быть удобно выражать каждую видимую пару наклонения (p, q) в сферических координатах как истинное (по времени или глубине) наклонение d и азимут наклонения φ.
Данные в окне анализа интерпретированы в момент времени t-px-qy для каждого пробного наклонения и азимута (см. фиг.5), что приводит главным образом к "уплощению" данных. Подобие для этого пробного наклонения и азимута в точке анализа определяют как подобие этих уплощенных трасс в окне анализа.
Для данных в области времени мы уплощаем (выравниваем) jth трассу относительно точки анализа (М, N) при помощи выражения
в котором x и y представляют собой расстояния, измеренные от центра окна анализа. Это может быть выражено как
где Dx и Dy представляют собой промежутки между трассами в продольном и поперечном направлениях.
Для данных в области глубины мы уплощаем (выравниваем) jth трассу, используя выражение
После этого подобие может быть вычислено для всех последующих наклонений и азимутов с использованием выражения
Как и для анализа скорости, подобие для каждого наклонения, азимута и точки анализа сглажено путем временной интеграции текущего окна для частичных сумм от -К до +К, где К= apheight/dt. В этом случае когерентность с (τ, p, q) может быть определена как
Те пары наклонения и азимута Ω = (d,φ), которые имеют максимальную когерентность с (в интегрированном текущем окне), принимаются в качестве оценки когерентности, с, наклонения и азимута (d, φ) для данной точки анализа.
Примеры
На фиг. 11А-11С приведены изображения 3D сейсмических атрибутов (φ, с, d), которые соответствуют фиг.10А-10С и построены с использованием алгоритма когерентности, основанного на подобии, в соответствии с выражением (6), и техники цветного отображения, описанной на фиг.8 и 9. Выборку входных данных производят при 4 мс, промежуток в продольном направлении трассы составляет Δx= 12,5 мм, а промежуток в поперечном направлении трассы составляет Δy=25 мм, причем линия получения информации ориентирована вдоль оси N-S. На фиг. 11А-11С использовано круговое (круглое) окно анализа или ячейка с размерами а= b= 60 мм (см фиг.4А), которое при вычислении включает в себя 11 трасс. Максимальное наклонение поиска (см. фиг.7С) составляло dmах=0,25 мс/м, что приводило к наличию 61 угла поиска. Использованное временное (текущее) время интеграции w=16 мс или К=4, что позволяет производить усреднение вычисления подобия для 9 выборок.
Линии АА' и ВВ' на фиг.10А и 10В выбраны таким образом, что вертикальные разрезы через центр соляного купола проходят с Юга на Север и с Запада на Восток (S-N, W-Е). Линия СС' смещена относительно линии S-N и иллюстрирует появление вертикальных сдвигов на вертикальном разрезе. На фиг.11А-11С внутренняя часть соляного купола отображена темными цветами, которые соответствуют зоне главным образом низкой когерентности. Зоны низкой когерентности соответствуют радиальным сдвигам, которые видны по линии СС'. Когерентные плоские наклонения представлены как светло-серые области и доминируют в сечении на удалении от соляного купола, в частности, по линии СС'. Синий цвет на северной стороне соляного купола (который виден на N-S линии АА') соответствует отложениям, имеющим крутое наклонение (d=dmax) на Север. Эти наклонения становятся постепенно более мелкими при удалении от соляного купола и сначала индицируются как синий цвет (при насыщении S=100,0), затем как синий "кадет" (S=75,0) и синий стальной (S=50,0), а затем наклонения выравниваются и индицируются как серый цвет (S=0,0). Желтый цвет на южной стороне соляного купола (который можно видеть по линии АА') соответствует отложениям, имеющим крутое наклонение на Юг. Оранжево-розовый цвет на восточном склоне соляного купола (показанный на Е-W линии ВВ') соответствует отложениям, имеющим крутое наклонение на Восток. Эти наклонения также становятся постепенно более мелкими при удалении от соляного купола и сначала индицируются как оранжево-розовый цвет (S=100,0), затем как сиена (красновато-коричневый цвет) (S= 50,0) и, наконец, как серый цвет, который соответствует плоскому наклонению. Цвет лесной зелени на западном склоне соляного купола (показанный на линии АА') соответствует отложениям, имеющим крутое наклонение на Запад. Эти наклонения также уплощаются при удалении от соляного купола и отображаются с использованием цветов, показанных в западной части изображения на фиг.9. N-S линия СС' не совмещена радиально с соляным куполом. Таким образом, показано вращение вне плоскости различных блоков разлома, причем серый блок соответствует наклонениям к SW, а циановый блок соответствует наклонениям к NW.
Так как эти 3D атрибуты вычислены для каждой точки во входном сейсмическом объеме, они могут быть выведены на индикацию как горизонтальные временные срезы атрибута (см. фиг.12А и 12В); они соответствуют временному срезу необработанных сейсмических данных. Как внутренняя часть соляного купола, так и радиальные разломы отображаются темными цветами, что соответствует некогерентным зонам данных. По причине чисто радиальной симметрии солевого диапира при t=1,200 мс (см. фиг.12А) наклонные отложения, которые фланкируют диапир, также выходят наружу азимутально, таким образом, что их азимуты почти точно соответствуют цветовой легенде на левой стороне фиг.9. Эта картина в некоторой степени менее симметрична при t=1,600 мс (см. фиг.12В), причем наклонения на Юг мельче, чем на Север. Кроме того, внутри соляного купола могут быть видны внутренние блоки когерентных данных.
Отображенная на фиг. 9 цветовая легенда позволяет иметь только четыре "ведра" когерентности. Для того чтобы произвести исследование когерентности более детально, ее следует отложить на графике как единственный атрибут. Это показано на фиг.13А и 13В, где все 184 цвета приложены к простой шкале серого, показанной на фиг.8С. На этом изображении максимальная когерентность (с= 1,0) отображена как белый цвет, а минимальная когерентность (с=0,0) отображена как черный цвет. Хотя внутренняя часть солевого диапира и показана как высоко некогерентная зона, это изображение лучше показывает тонкие детали в картине радиальных разломов. В частности, показаны разломы, выходящие из солевого купола, с некоторым разветвлением по мере удаления. В дополнение к более непрерывному связыванию атрибута когерентности часть этого различия в перцепции (восприятии) вызвана тем, что наблюдение цветов и черного и белого цвета в сетчатке человека производится при помощи различных рецепторов (колбочек и палочек). Существует также психологическое различие в способности дифференциации зеленых и синих цветов у мужского и женского населения. По этой причине интерпретаторы-мужчины часто предпочитают изображение простого единичного атрибута когерентности, показанное на фиг.13А, 13В и 15А, многоатрибутному изображению (φ, с, d), показанному на фиг.11А-12В и 15В. В действительности же эти изображения являются взаимодополняющими: изображение 3D компонента полезно при распознавании появления конфликтующих азимутов наклонений между смежными повернутыми блоками разлома; а однокомпонентное изображение полезно для подчеркивания контуров (границ) или некогерентных разрывов, которые их разделяют.
Рассмотрение особенностей процесса обработки данных
Тщательное изучение фиг.13А и 13В позволяет выявить область некогерентной энергии, которая окружает соляной купол. Для выяснения причин появления таких эффектов были сделаны вертикальные разрезы через однокомпонентный куб когерентности, который соответствует сейсмическим данным фиг.10А-10С. Результаты показаны на фиг.14А-14С. Внутренняя часть соляного купола является четко некогерентной. Некогерентная подводная характеристика каньона (описанная Ниссеном (Nissen) и др. в статье "3D сейсмическая техника когерентности, примененная для идентификации и оконтуривания параметров оползней", 1995, SEG Expanded Abstracts, стр. 1532-1534) показана в северной части соляного купола. Если сейсмические данные, показанные на фиг.10А-10С, наложить на сечения когерентности, показанные на фиг.14А-14С, то можно увидеть четкое совпадение зон низкой когерентности фиг.14А-14С с нулевым пересечением событий сейсмического отражения фиг.10А-10С. Это легко можно понять, если предположить, что имеется фиксированный, но не когерентный уровень сейсмического шума для всех данных. Для точек анализа, в которых видимые наклонения совмещены с пиками и впадинами сейсмических рефлекторов большой амплитуды (для которых оценка энергии сигнала высока относительно некогерентного шума), можно ожидать получение высокого отношения сигнал/шум, что приводит к появлению оценки высокой когерентности. Однако, если наша точка анализа такова, что в ней видимые наклонения совмещены с нулевыми пересечениями тех же самых сейсмических рефлекторов, то тогда сигнал будет низким относительно нашего некогерентного шума, поэтому можно ожидать получение низкого отношения сигнал/шум, что приводит к появлению оценки низкой когерентности.
Мы нашли три способа повышения отношения сигнал/шум: первый более подходит для проведения структурного анализа; второй более подходит для проведения стратиграфического анализа; а третий годится для того и другого видов анализа.
Рассмотрим первый способ повышения отношения сигнал/шум. По причине крутого наклонения (менее 45 градусов от вертикали) разломов отношение сигнал/шум может быть увеличено простым увеличением размера нашего вертикального окна анализа w, который входит в выражение (2). При этом наблюдаются два эффекта. Первый связан с уменьшением структурной утечки, которая соответствует точкам нулевого пересечения рефлекторов по мере того, как вертикальный размер окна интеграции возрастает. Второй связан с уменьшением бокового разрешения разломов по мере того, как вертикальный размер окна возрастает, так как только немногие из разломов являются чисто вертикальными. Оказалось, что хорошим компромиссом является выбор окна анализа с w=16 мс (которое включает в себя полный цикл (период) пика 30 Гц энергии данных).
Второй способ повышения отношения сигнал/шум (который равным образом подходит как для стратиграфического, так и для структурного анализа) заключается в извлечении когерентности вдоль интерпретированного стратиграфического горизонта. Если этот стратиграфический горизонт объединен с экстремумом сейсмических данных, таким как пик или впадина, то на индикацию выводят только те данные, которые имеют относительно высокое отношение сигнал/шум. Ясно, что извлечение данных когерентности, которые соответствуют нулевому пересечению, существенно обостряет изображение когерентности. Более экономичная версия такого подхода заключается в предварительном уплощении данных вдоль представляющего интерес горизонта, с последующим вычислением сейсмических атрибутов только для выбранного горизонта. Этот подход в некоторой степени более чувствителен к ошибкам оператора для автоматического (и человеческого! ) отбора (съема показаний), так как циклические пропуски сигнала помехи при отборе являются в некоторой степени случайными и поэтому всегда проявляются как некогерентные.
Мелкие характеристики (например, мелкие каналы; мелкие характеристики приливно-отливных каналов, которые соответствуют переработанным дельтовым пескам; и мелкие эшелонированные разломы) не существуют на любом расстоянии над или под интерпретированным стратиграфическим горизонтом; поэтому включение любых данных сверху или снизу от горизонта, где они локализованы, добавляет некоррелированные изменения амплитуды, что делает такие разрывы (разделы) более когерентными и, следовательно, вымывает их. Если временные выборки над или под интерпретированным горизонтом содержат независимые, может быть мощные разрывы, то эти разрывы будут просачиваться в данные анализа для больших окон, при этом данный стратиграфический горизонт будет содержать параметры, перемешанные с другими стратиграфическими горизонтами, полученными в другие геологические времена.
Третий способ повышения отношения сигнал/шум заключается в обобщении исходного набора сейсмических трасс uj для аналитической трассы vj, которая определена как
vj(t) ≡ vj(t)+iu
где uj H(t) представляет собой квадратуру или преобразование Гильберта для uj(t), a i равняется 
Вычисления σ(τ,p,q) и c(τ, p, q) полностью аналогичны выражениям (1) и (2), причем следует отметить, что vj 2 определено выражением
v
Третий способ повышения отношения сигнал/шум позволяет избежать цифровых нестабильностей в оценке подобия в выражении (1) у "нулевых пересечений" мощных, в другом отношении, рефлекторов.
Эффект горизонтального окна анализа
При исследовании выражения (2) становится ясным, что стоимость вычислений при проведении анализа возрастает линейно при увеличении числа трасс, включенных в анализ. Однако при сравнении подобия, основанного на временном срезе когерентности с 11-ю трассами, с данными временного среза с 3-мя трассами кросскорреляции (при идентичном окне вертикального анализа с w=32 мс) можно полагать, что добавление трасс при проведении вычислений может приводить к повышению отношения сигнал/шум. В общем случае, отношение сигнал/ шум увеличивается при увеличении размера окна анализа. Однако полная когерентность при этом несколько уменьшается (что проявляется при наблюдении как менее белый цвет), так как по мере увеличения размера окна аппроксимация возможного изогнутого рефлектора постоянным (p, q) планарным событием нарушается. Как правило, отношение сигнал/шум оценок наклонение/азимут увеличивается при увеличении числа трасс при проведении вычислений до того момента, когда аппроксимация локально планарного рефлектора более не соблюдается.
Заключения
Техника 3D подобия, предложенная в настоящей заявке на патент, представляет собой великолепное средство измерения сейсмической когерентности. За счет использования окна анализа произвольного размера у нас появляется возможность сбалансировать конфликтующие требования получения максимального бокового разрешения и максимального отношения сигнал/ шум, что невозможно при использовании техники кросскорреляции с тремя фиксированными трассами. Точные результаты измерения когерентности могут быть достигнуты использованием короткого временного (вертикального) окна интеграции порядка самых коротких периодов данных, в то время как техника кросскорреляции с нулевым средним значением преимущественно используется с окном интеграции, размер которого превышает самый длинный период данных. Поэтому результаты процесса определения подобия имеют меньшее вертикальное смазывание (размытость) геологии, чем результаты процесса кросскорреляции, даже для широких пространственных окон анализа (см. фиг.15А и 15В). Что имеет равную (одинаковую) важность для оценки когерентности, процесс определения подобия обеспечивает (дает) прямое средство оценки 3D телесного угла (наклонения и азимута) для каждого события наличия рефлектора. Эти карты телесного угла могут быть связаны или не связаны с обычными картами временной структуры, которые определяют границы формаций. Аналогично базовому процессу Багорича и Фармера (например, кросскорреляции) оценка мгновенного куба наклонения/азимута может быть получена ранее любой интерпретации данных, что может быть использовано при грубом (первоначальном) просмотре геологического отложения. В режиме рекогносцировки кубы когерентности и наклонения/азимута позволяют пользователю отбирать ключевые линии наклонения и простирания, которые пересекают важные структурные характеристики или характеристики отложений, на очень ранней стадии фазы интерпретации проекта. В режиме интерпретации эти наклонения и азимуты могут быть связаны с формацией и/или с последовательностью границ, так что появляется возможность картографирования картин продвижения или трансгрессии внутренней структуры в 3D. Наконец, если произвести оценку мгновенного наклонения и азимута в любой точке куба данных, то можно применить обычные атрибуты сейсмической трассы для локализации планарных рефлекторов, в результате чего существенно увеличиваются отношения сигнал/шум.
Несмотря на то что был описан предпочтительный вариант осуществления изобретения, совершенно ясно, что в него специалистами в данной области могут быть внесены различные изменения, дополнения и модификации, которые не выходят однако за рамки приведенной далее формулы изобретения. В частности, другие алгоритмы могут быть использованы для измерения подобия близлежащих областей сейсмических данных или для генерирования "куба разрывности". Более того, показанные и описанные вычисления могут быть заменены их эквивалентами. Например, вместо проведения поиска по видимым наклонениям p и q можно провести поиск по наклонению и азимуту (d, φ). Может быть использована инверсия вычисленного подобия, что позволяет получить изображение, аналогичное негативу фотографии. Кроме того, некоторые характеристики изобретения могут быть использованы независимо от других его характеристик. Например, после того как произведена оценка телесного угла (наклонения и азимута), может быть получена более гладкая и более надежная многотрассовая оценка атрибутов обычной комплексной трассы (Taner, M.Т., Koehler, F., & Sheriff, R.E.: 1979, "Анализ комплексной сейсмической трассы", Геофизика, 44, 1041-1063). Вместо вычисления этих атрибутов по единственной трассе можно производить вычисление атрибутов угловой стопки (набора) трасс внутри окна анализа. При этом можно вычислить
ai(τ,p,q) = {[U(τ,p,q)]2+[UH(τ,p,q)]2}1/2,
ψi(τ,p,q) = tan-1{UH(τ,p,q)/U(τ,p,q)},
и
где U (τ, p, q) равняется
(см. числитель выражения (1)).
UH (τ, p, q) представляет собой преобразование Гильберта или квадратуру U (τ, p, q);
аi (τ, p, q) представляет собой оболочку или мгновенную амплитуду;
Ψi(τ,p,q) представляет собой мгновенную фазу;
fi (τ, p, q) представляет собой мгновенную частоту; и
bi (τ, p, q) представляет собой мгновенную ширину полосы. (См. Cohen, L. ; 1993; "Мгновенное ничто"; Proc. IEEE Int. Conf. Acoust. Speech Signal Processing, 4, 105-109).
В дополнение к этим "мгновенным" атрибутам могут быть предложены и другие атрибуты для характеристики сигнала в заданном лепестке оболочки трассы, например атрибут у пика оболочки τe. Они включают в себя (см. доклад Bodine, J. Н. ; 1994 "Анализ формы сигнала с сейсмическими атрибутами", представленный на 54-й ежегодной конференции Mtg. SEG, Атланта, Калифорния, США):
оболочку импульсоида
ar(τ,p,q) = ai(τe,p,q),
фазу импульсоида
Ψr(τ,p,q) = Ψi(τe,p,q),
частоту импульсоида
fr(τ,p,q) = fi(τe,p,q),
ширину полосы импульсоида
br(τ,p,q) = bi(τe,p,q),
компонент нулевой фазы
компонент фазы девяносто градусов
а также асимметрию, время нарастания и длительность отклика (реакции). Так как вдоль направления истинного наклонения происходит перемешивание, то медленные изменения амплитуды, фазы, частоты и ширины полосы компонентов события должны быть сохранены. Более того, вычисление когерентности/сходства/подобия позволяет произвести "анализ текстуры" аналогичных сейсмических областей. В сочетании с "анализом кластеров" анализ текстуры позволяет провести сегментационный анализ. Среди прочего, это дает возможность производить геологические корреляции и экстраполировать геологический характер нижнего горизонта. Кроме того, определение когерентности может быть использовано для наложения априори ограничений как на постстековую (post-stack), так и на престековую сейсмическую инверсию. Следует иметь в виду, что могут быть проведены различные модификации, вариации и изменения, а также использованы различные альтернативы, что не выходит за рамки настоящего изобретения и соответствует его духу, как это определено в приложенной формуле изобретения. Само собой разумеется, что все такие модификации перекрываются объемом патентных притязаний, изложенным в формуле изобретения.
Изобретение относится к сейсмической разведке полезных ископаемых. Способ включает в себя следующие операции: получение 3D сейсмических данных, разделение данных на решетку относительно малых трехмерных ячеек, определение для каждой ячейки подобия, а также наклонения и азимута наклонения содержащихся в ней сейсмических трасс и вывод на изображение наклонения, азимута наклонения и подобия каждой ячейки в виде двухмерной карты. В соответствии с одним из вариантов подобие является функцией времени, числа сейсмических трасс внутри ячейки, а также видимого наклонения видимого азимута наклонения трасс внутри ячейки, причем подобие ячеек определяют путем проведения множества измерений подобия трасс внутри ячейки и выбором наибольшего из измерений. Видимое наклонение и видимый азимут наклонения, которые соответствует наибольшему из измерений подобия в ячейке, считают оценкой истинного наклонения и истинного азимута наклонения трасс внутри ячейки. Цветная карта, которая характеризуется цветовым тоном, насыщенностью и яркостью, используется для описания подобия, истинного наклонения и истинного азимута наклонения каждой ячейки, причем истинный азимут наклонения откладывают по оси цветового тона, истинное наклонение откладывают по оси насыщенности, а наибольшее измерение подобия откладывают по оси яркости цветной карты. 2 с. и 9 з.п. ф-лы, 39 ил.
где каждая ячейка характеризуется боковыми размерами (-mх, +mх, -mу, +mу), причем x и y представляют собой расстояния, измеренные от центра ячейки анализа, p и q представляют собой видимые наклонения в направлениях x и у соответственно, а выражение uf (t, p, q, x, у) представляет собой сейсмическую трассу в пределах указанной ячейки анализа, при этом истинное наклонение d и азимут наклонения φ связаны с p и q выражениями: p=dsinφ и q= dcosφ.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что каждый критерий сходства является функцией
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что при осуществлении операции (2) указанный критерий является по меньшей мере функцией
в которой J представляет собой число трасс в указанной ячейке анализа, в то время как uj (τ, p, q) является отображением сейсмических трасс в указанной ячейке анализа, причем τ является временем, p - видимым наклонением в направлении x, а q - видимым наклонением в направлении y, при этом p и q измерены в мс/с, а направления x и y являются взаимно перпендикулярными.
11. Способ поиска отложений углеводородов, в соответствии с которым цветные сейсмические атрибуты 3D сейсмических данных для заданного трехмерного объема толщи земли выводят на индикацию за счет: (а) использования компьютера, позволяющего преобразовать объем в решетку относительно небольших трехмерных ячеек, и (b) определения цвета изображения при помощи шкалы цветового тона, шкалы насыщенности и шкалы яркости, отличающийся тем, что он включает в себя следующие операции: (1) осуществление операции (а) за счет локализации в каждой из указанных ячеек участка по меньшей мере пяти сейсмических трасс, (2) проведение множества измерений сходства с использованием компьютера по меньшей мере для пяти сейсмических трасс внутри каждой из указанных ячеек, причем каждое измерение является по меньшей мере функцией времени, числа сейсмических трасс внутри указанной ячейки, а также видимого наклонения указанных трасс и видимого азимута наклонения указанных трасс, (3) выбор одного из множества указанных измерений сходства для каждой ячейки, (4) использование как оценки истинного наклонения и как оценки истинного азимута наклонения в каждой ячейке, видимого наклонения и видимого азимута наклонения, которые соответствуют одному выбранному из указанных измерений сходства в указанной ячейке, (5) для каждой ячейки нанесение на карту указанной оценки истинного азимута наклонения на шкалу цветового тона, (6) для каждой ячейки нанесение на карту указанной оценки истинного наклонения на шкалу насыщенности, (7) для каждой ячейки нанесение на карту указанного одного из вычисленных измерений сходства на шкалу яркости, и (8) использование указанного цветного изображения для идентификации структурных и седиментологических параметров, которые обычно связаны с захватом и накоплением углеводородов.
| US 5056066, 08.10.1991 | |||
| СПОСОБ СЕЙСМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ ГОРНЫХ ПОРОД | 1991 |
|
RU2008697C1 |
| СПОСОБ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ СЕЙСМИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ | 0 |
|
SU234689A1 |
| Домовый номерной фонарь, служащий одновременно для указания названия улицы и номера дома и для освещения прилежащего участка улицы | 1917 |
|
SU93A1 |
| Способ соединения керамического изолятора с металлическим корпусом при производстве запальных свечей | 1948 |
|
SU81216A1 |
| US 5153858, 06.10.1992. | |||
