Результат интеллектуальной деятельности: ИНВЕРСИЯ ФОРМЫ ИМПУЛЬСА И ИНВЕРСИЯ С ВЫБЕЛИВАНИЕМ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ В ЧАСТОТНОЙ ОБЛАСТИ

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Обычная геологическая модель, используемая в нефтяной и газовой промышленности, или, в общем, для построения изображения подземной среды, является компьютерным воспроизведением объема подземной среды, такого как нефтяной коллектор или осадочная залежь. Имитация, использующая данные сейсмической разведки ("сейсморазведки"), является технологией генерирования трехмерных (3D) моделей объема подземной среды. Такие модели используют для построения изображений коллекторов для прогнозирования хранения или добычи углеводородов, выбора схем размещения скважин и общей оптимизации управления коллектором. Полученная в результате трехмерная модель должна точно воспроизводить исходные каротажные диаграммы скважин, данные сейсморазведки и показатели эксплуатации с начала разработки.

Инверсия данных сейсморазведки является важным этапом обработки данных в характеризации подземной среды. Результатом инверсии данных сейсморазведки может являться прогноз акустического импеданса для данных сейсморазведки после суммирования или скорость продольной волны, скорость поперечной волны и плотность для данных сейсморазведки до суммирования. Данные результаты можно использовать для петрофизического или фациального моделирования, такого как для пространственного (3D) поведения во время интерполяции петрофизических параметров от скважин к пространствам между скважинами.

В сейсморазведочных работах обычно формируют изображения по данным сейсморазведки после суммирования. Суммирование является процессом обработки с усилением сигнала, усредняющим многие индивидуальные сейсмотрассы. Трассы являются записями приема, полученными из различных удалений источник-приемник с общей глубинной точкой отражения. Каждая трасса может содержать одинаковый сигнал, но иметь различные случайные помехи. Суммирование дает одну трассу с минимизированными случайными помехами и с амплитудой сигнала, равной среднему значению сигнала в трассах после суммирования. Результирующая после суммирования трасса представляет отражение нормального луча в общей глубинной точке.

Способы инверсии до суммирования обычно основаны на алгоритмах инверсии после суммирования, которые можно применять к каждому частичному угловому суммированию отдельно или одновременно. Обычные серийные алгоритмы инверсии после суммирования можно подразделять на два типа, опирающиеся на простые вводные параметры и дающие быстрые результаты, и использующие больше информации и объединенные с большим числом привлеченных частей модели подземной среды. В нормальных условиях применяют некоторый гладкий пространственный интерполятор для стабилизации данных на выходе. Производят свертку трасс вводной модели с сейсмическим импульсом и результат сравнивают с фактической сейсмотрассой.

Большинство алгоритмов инверсии требуют некоторого знания сейсмического импульса. Сейсмический импульс является связью между сейсмическими данными (трассами) на которых основаны интерпретации и геологией (коэффициенты отражения), которую интерпретируют, и импульс должен быть известен для правильной интерпретации геологии. Обыкновенно, форму импульса устанавливают по сейсмическим и скважинным данным. Импульсы для различных скважин не являются эквивалентными, и, поэтому, сложную форму сигнала можно компилировать в качестве компромисса. Часто конкретные формы импульсов устанавливают в различных областях, где они действительны для ограниченных временных окон. Чередование фаз можно применять в сейсмике для оптимизации соответствия данных скважин данным сейсморазведки. Если импульсы значительно изменяются, то результирующее инвертированное свойство не должно соответствовать каротажным диаграммам скважины и прогнозное значение результата инверсии является ограниченным.

Большинство алгоритмов инверсии используют итерации для улучшения исходной модели, что может требовать значительного времени для расчета.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Системы и способы выполняют инверсию формы импульса и инверсию с выбеливанием данных сейсморазведки в частотной области. Система, являющаяся примером, дает быстрые результаты акустического импеданса для сейсмических данных после суммирования с применением алгоритма быстрого преобразования Фурье, по меньшей мере, на этапе прямого моделирования, и с использованием прямых уравнений без итераций для улучшения результатов. Система, являющаяся примером, также обеспечивает быстрое определение значений скорости продольной волны, скорости поперечной волны и плотности для данных до суммирования. В одном варианте реализации, способ, являющийся примером, основан на теории обратной свертки Винера и методике регуляризации Тихонова. В одном варианте реализации, в инверсии до суммирования используют уравнение Aki-Richards. Система примера использует только данные сейсморазведки и импульса для получения быстрых результатов. Инверсию с выбеливанием, основанную на алгоритме быстрого преобразования Фурье в частотной области, можно также получать для увеличения разрешения результатов.

Данный раздел сущности изобретения не имеет целью дать полное описание инверсии формы импульса и инверсии с выбеливанием в частотной области по данным сейсморазведки, или дать исчерпывающий перечень признаков и элементов. Ниже дано подробное описание с примерами реализации.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Изобретение поясняется описанием со ссылками на чертежи, на которых:

фиг.1 изображает схему примера оборудования и внешней среды сейсмического построения изображения, в которой можно выполнять инверсию формы импульса и инверсию с выбеливанием в частотной области для данных сейсморазведки;

фиг.2 - блок-схема примера подсистемы инверсии после суммирования;

фиг.3 - блок-схема примера подсистемы инверсии до суммирования;

фиг.4 - схема примера прямого моделирования и инверсионного моделирования для одномерной сейсмики;

Фиг.5 - схема комплексного примера инверсии после суммирования в частотной области;

Фиг.6 - схема сравнения преобразования инверсии в частотной области и его спектра с "цветным" оператором инверсии и его спектром;

Фиг.7 - схема сечения куба акустического импеданса и сравнение между инверсией реальных данных и инверсией тех же данных с выбеливанием, включающие в себя сравнение с каротажной диаграммой скважины;

Фиг.8 - диаграмма комплексного примера различных аспектов инверсии до суммирования;

Фиг.9 - на диаграмме показаны результаты инверсии до суммирования по реальным данным сейсморазведки, включающие в себя сравнение с данными независимой каротажной диаграммы скважины;

Фиг.10 - блок-схема последовательности операций являющегося примером способа выполнения инверсии данных сейсморазведки в частотной области.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В данном изобретении описаны системы и способы инверсии импульса инверсии с выбеливанием в частотной области для данных сейсморазведки. Предложенная технология может рассчитывать прогноз акустического импеданса для данных сейсморазведки после суммирования или скорость продольной волны, скорость поперечной волны и плотность для данных сейсморазведки до суммирования. Методика основана на теории обратной свертки Н.Винера (1949) и подхода регуляризации А.Н.Тихонова (1979). Для инверсии до суммирования используют уравнение Aki-Richards (2002). Предложенный способ требует использования только данных сейсморазведки и импульса в качестве входных данных. В способе "инверсии с выбеливанием" используют импульс с амплитудно-частотным спектром, эквивалентным амплитудно-частотному спектру данных сейсморазведки, и требуются только данные сейсморазведки и сдвига фаз для не нуль-фазовой сейсмики. Результат инверсии можно получить очень быстро, поскольку все расчеты можно выполнить в частотной области на основе методики FFT (алгоритм быстрого преобразования Фурье), и для расчетов используют прямое уравнение без последовательных приближений.

Примерная система обеспечивает быстрые результаты акустического импеданса для данных сейсморазведки после суммирования посредством применения алгоритма быстрого преобразования Фурье, по меньшей мере, на этапе прямого моделирования, и посредством использования прямых уравнений без последовательных приближений для улучшения результатов. Система, являющаяся примером, также обеспечивает быстрое определение значений скорости продольной волны, скорости поперечной волны и плотности для данных до суммирования. В одном варианте реализации способ, являющийся примером, основан на теории обратной свертки Винера и методике регуляризации Тихонова. В одном варианте реализации инверсия до суммирования использует уравнение Aki-Richards. Система примера использует только данные сейсморазведки и импульса для получения быстрых результатов. Инверсию с выбеливанием можно также применять для увеличения разрешения результатов инверсии, когда амплитудно-частотный спектр импульса эквивалентен амплитудно-частотному спектру данных сейсморазведки.

ПРИМЕР ОБОРУДОВАНИЯ И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ СЕЙСМИЧЕСКОГО ПОСТРОЕНИЯ ИЗОБРАЖЕНИЯ

На Фиг.1 показана являющаяся примером система, в которой можно выполнять инверсию импульса и инверсию с выбеливанием в частотной области для данных сейсморазведки. Вычислительное устройство 100 вводит в действие компонент, такой как средство 102 геологического или петрофизического моделирования, моделирующее или иным образом формирующее аналог объема подземной среды, такого как осадочная залежь, нефтяной коллектор, морское дно и т.д. Средство 102 моделирования показано, как программное обеспечение, но может быть реализовано, как аппаратное обеспечение или как комбинация аппаратного обеспечения и инструкций программного обеспечения.

В показанном примере, вычислительное устройство 100 имеет связь посредством сенсорных и контрольных устройств с реальным "объемом 104 подземной среды", т.е. фактическим геологическим объемом, нефтяным коллектором, осадочной залежью, морским дном, нефтяным месторождением, скважинами, наземной сетью контроля, и т.д. Хотя вычислительное устройство 100 в одном примере показано конкретно, имеющим связь с контроллером нефтяного ресурса, вычислительное устройство 100 может иметь связь со средством контроля любого объема подземной среды, поскольку в моделируемом подземном объеме может только планироваться добыча нефти, или эксплуатация водного ресурса, или операции с углеродом, или другое использование.

Вычислительное устройство 100 может являться компьютером, компьютерной сетью, или другим устройством, имеющим процессор 108, запоминающее устройство 110, запоминающее устройство 112 для данных, и другое связанное с ними аппаратное обеспечение такое как сетевой интерфейс 114 и привод 116 носителя информации для считывания и записи сменного машиночитаемого носителя 118 информации. Сменный носитель 118 может являться, например, компактным диском (CD), цифровым универсальным диском/цифровым видео диском (DVD); флэш-диском и т.д. Средство 102 моделирования включает в себя подсистему 120 инверсии данных сейсморазведки, либо интегрированную, как часть матрицы средства 102 моделирования, или как отдельный модуль, имеющий связь со средством 102 моделирования; или как модуль расширения, добавленный, например, в обновленную версию средства 102 моделирования.

Сменный носитель 118 информации может включать в себя инструкции для ввода в действие и эксплуатации подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки. По меньшей мере, некоторые части подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки могут сохраняться, как инструкции, в данном примере, на сменном носителе 118 информации, сменном устройстве, или локальном запоминающем устройстве 112 для данных, для загрузки в запоминающее устройство 110 для исполнения процессором 108.

Хотя средство 102 моделирования показано, с постоянным местоположением программ в запоминающем устройстве 110, средство 102 моделирования можно вводить в действие, как аппаратное обеспечение, такое как специализированная интегральная схема (ASIC) или как комбинацию аппаратного обеспечения и программного обеспечения.

В данной системе, являющейся примером, вычислительное устройство 100 принимает данные месторождения, такие как данные сейсморазведки и каротажные диаграммы 122 скважин от связанного с ним устройства 124, собирающего данные от сейсмоприемников или других датчиков на потенциальном нефтяном месторождении или другом объеме 104 подземной среды через сетевой интерфейс 114.

Контроллер 128 дисплея может выводить изображения 126 геологической модели, в качестве двухмерных (2D) или трехмерных (3D) визуальных отображений слоев или свойств горной породы в объеме 104 подземной среды, на дисплей 130. Отображаемые изображения геологической модели 126 основаны на выходных данных подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки. Подсистема 120 инверсии данных сейсморазведки может выполнять другие операции моделирования и генерировать полезные интерфейсы пользователя через контроллер 128 дисплея, включающие в себя ранее не существовавшую интерактивную графику, для контроля пользователем инверсии данных сейсморазведки в частотной области.

В одном варианте осуществления, основанном на действии подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки, средство 102 моделирования может также генерировать сигналы 132 управления для использования устройствами 134 управления в реальных условиях поисковой работы, моделирования, разведки, прогнозирование, и/или управления ресурсами, такого как прогнозирование запасов нефти, управление водными ресурсами, операции с углеродом и т.д., включающие в себя прямое управление через устройства 134 управления аппаратного обеспечения такими ресурсами, как нагнетательные и эксплуатационные скважины, коллекторы, месторождения, транспортные и системы и системы доставки и т.д.

ПРИМЕР ПОДСИСТЕМЫ

На Фиг.2 показан пример подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки более подробно, чем на Фиг.1. Конкретно, на Фиг.2 показана подсистема 202 инверсии после суммирования. Показанный вариант реализации является только одним примером конфигурации, данным целью описания и представления признаков и компонентов подсистемы, выполняющей изобретательского уровня инверсию формы импульса и инверсию с выбеливанием в частотной области для данных сейсморазведки. Показанные компоненты могут носить названия, отличающиеся для конфигураций компонентов, отличающихся от показанных для выполнения функций, и различные дополнительные компоненты можно также использовать. Многие другие варианты расположения компонентов и/или функций подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки являются возможными в объеме объекта изобретения. Как представлено выше, подсистему 120 инверсии данных сейсморазведки можно вводить в действие в качестве аппаратного обеспечения, или в комбинациях аппаратного обеспечения и программного обеспечения. Показанные компоненты соединены друг с другом необходимыми линиями связи.

В одном варианте осуществления, подсистема 202 инверсии после суммирования принимает только данные 122 сейсморазведки и расчетный импульс 200 для выполнения своих функций. Перечень примеров компонентов для показанного варианта осуществления подсистемы 202 инверсии после суммирования включает в себя средство 204 прямого моделирования и подсистему 206 инверсии. Средство 204 прямого моделирования дополнительно включает в себя подсистему 208 расчета отражательной способности для расчета коэффициентов 210 отражения из объема данных сейсморазведки, и подсистему 212 свертки частотной области, для получения спектра 214 сейсмотрассы. Подсистема 206 инверсии дополнительно включает в себя подсистему 216 обратной свертки, применяющую импульс для осуществления свертки коэффициентов 218 отражения из спектра 214 сейсмотрассы, и подсистему 220 интегрирования для получения объема 222 акустического импеданса посредством интегрирования данных сейсморазведки, скважинных данных, если имеются, и интерпретации стратиграфии в ее воплощении, например, в коэффициентах 218 отражения. Подсистема 224 выбеливания может быть включена в состав подсистемы 220 интеграции для увеличения разрешения результатов. В одном варианте реализации, выбеливание корректирует амплитуды всех частот на одинаковый уровень на выходе. Данная технология создает искусственное усиление, которое может значительно увеличивать разрешение. Хотя подсистема 224 выбеливания показана в подсистеме 220 интеграции, в различных вариантах реализации в подсистеме 224 выбеливания можно создавать этап после обработки данных или даже альтернативу подсистеме 220 интегрирования.

На Фиг.3 показан другой пример подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки более подробно, чем на Фиг.1. Конкретно, на Фиг.3 показана подсистема 302 инверсии до суммирования. На Фиг.2 и Фиг.3 подсистема 202 инверсии после суммирования и подсистема 302 инверсии до суммирования, соответственно показаны, как отдельные подсистемы для целей описания. В некоторых вариантах реализации функции инверсии после суммирования и инверсии до суммирования объединены в одном компоненте или подсистеме. Показанный вариант осуществления является только одним примером конфигурации для целей описания, для представления признаков и компонентов подсистемы, выполняющей инверсию импульса до суммирования известную из уровня техники. Показанные компоненты могут иметь отличающиеся названия, для конфигураций компонентов, отличающихся от показанных для выполнения своих функций. Отличающиеся от показанных или дополнительные компоненты также можно использовать. Многие другие варианты устройства компонентов и/или функции подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки являются возможными в объеме объекта изобретения. Как представлено выше, подсистему 302 инверсии до суммирования можно реализовать в аппаратном обеспечении или комбинациях аппаратного обеспечения и программного обеспечения. Показанные компоненты соединены линиями связи друг с другом для обеспечения осуществления необходимой связи.

В одном варианте осуществления, подсистема 302 инверсии до суммирования принимает в качестве входных данных только угловые данные 304 сейсмики после суммирования, импульс 200 или оценки импульса, и сдвиг 306 фазы, при необходимости. Перечень являющихся примером компонентов для показанного варианта реализации подсистемы 302 инверсии до суммирования включает в себя (зависящий от угла) блок 308 оценки отражательной способности для оценки зависящей от угла отражательной способности 312, логарифмическую подсистему 314 показателей упругости для определения логарифмов 316 показателей упругости, включающих в себя скорость V _P сжатия (продольной волны), скорость V _s сдвига (поперечной волны), и плотность ρ, подсистему 318 разрешения показателей упругости для получения антилогарифмов или фактических величин V _P , V _s , и ρ, и подсистему 322 комплексной сейсмики для генерирования комплексной сейсмограммы 324, т.е. рассчитанной через акустическую жесткость и с использованием импульса 326 Рикера, нуль-фазовый импульс, свернутый с трассой отражательной способности для получения комплексной сейсмограммы 324.

Функции данных компонентов описаны более подробно ниже.

ПРИМЕР ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ

Инверсия после суммирования трансформирует одиночный объем сейсмических данных в акустический импеданс 222 через интегрирование данных сейсморазведки (и, в некоторых случаях, данных скважин и/или базовой стратиграфической интерпретации). Полученный в результате объем акустического импеданса 222 является полезным для прогнозирования подземных свойств, не относящихся к управлению скважиной.

Подсистема 202 инверсии после суммирования Фиг.2 выполняет как прямое моделирование ("сейсмический способ"), так и инверсию данных сейсморазведки. В средстве 204 прямого моделирования, после приема данных 122 сейсморазведки и импульса 200, в качестве входных данных, подсистема 208 отражательной способности рассчитывает группу коэффициентов 210 отражения на трассе Rpp, согласно Уравнению (1):

где Z _i , Z _i+1 являются значениями акустического импеданса для трассы.

В предельном случае, когда кривую акустического импеданса можно считать непрерывной, тогда Уравнение (1) выражает разность для логарифма импеданса, как в Уравнении (2):

Подсистема 212 свертки частотной области в средстве 204 прямого моделирования выполняет свертку коэффициентов 210 отражения и импульса 200 для получения спектра 214 сейсмотрассы. В частотной области, подсистема 212 свертки может исполнить Уравнение (3):

где Seis(w) является спектром 214 сейсмотрассы,

Rpp(w) является (спектром) коэффициентов 210 отражения, Wavelet(w) является спектром импульса 200, и

w является заданной частотой.

В одном варианте реализации подсистема 212 свертки частотной области объединяет приведенные выше Уравнение (2) и Уравнение (3) в частотной области, и получает окончательное одномерное (1D) уравнение прямого сейсмического моделирования в частотной области, такое как Уравнение (4):

где F[] оператор преобразования Фурье, и

член iw уравнения представляет дифференцирование в частотной области, и где .

В подсистеме 206 инверсии, для инвертирования Уравнения (4) для расчета спектра lnZ(t) подсистема 216 обратной свертки может применять обратную свертку согласно теории Винера, и подхода регуляризации Тихонова (Wiener N., The Extrapolation. Interpolation, and Smoothing of Stationary Time Series with Engineering Applications. Wiley, New York, 1949; and Tikhonov A.N., Arsenin V.Y., Methods of solving for ill-defined problem. Moscow, Science, 2nd-edition, pp. 288, 1979 (на русском языке). Данные две методики можно объединять в частотной области, в одном уравнении, таком как Уравнение (5):

где []* является комплексно сопряженным оператором,

Z₀ является неизвестным средним уровнем импеданса, который можно отбросить или потерять во время дифференцирования,

член αM(w) уравнения является оператором регуляризации Тихонова, который можно рассчитать, например, согласно рекомендации Тихонова как

αM(w)=αw ², или может являться константой,

α является коэффициентом регуляризации Тихонова, и

член уравнения представляет интегрирование в частотной области.

Объединение в одном проходе вычислений для обратной свертки и интегрирования делает инверсию более стабильной и надежной, поскольку обратная свертка увеличивает высокую частоту, но интегрирование уменьшает высокую частоту и увеличивает низкую частоту, вместе, они компенсируют увеличение высокой частоты.

Уравнение (5) имеет некоторое сходство с работой в частотной области на основе Байесовского подхода, такого как у Broadhead (Broadhead M.K., Frequency Domain Bayesian Inversion and Impedance Uncertainty Estimates. Amsterdam, EAGE, 2009).

На Фиг.4 показана взаимосвязь между средством 204 прямого моделирования и подсистемой 206 инверсии, и, в общем, между прямым моделированием и моделированием с инверсией, для одномерной (1D) сейсморазведки. Как показано на Фиг.4, средство 204 прямого моделирования выполняет дифференцирование 402 (вычисление коэффициентов 210 отражения по кривой акустического импеданса 222) и свертку 404 (сглаживание ряда коэффициентов 210 отражения с использованием фильтра, т.е. формы импульса). Подсистема 206 инверсии выполняет два типа операций, обратную свертку 406 (инвертную свертку) и интегрирование 408 (вычисление акустического импеданса 222 по коэффициентам 210 отражения).

Уравнение (5) основано на методике инверсии после суммирования и рассчитывает логарифм lnZ(t) акустического импеданса. Подсистема 220 интегрирования может рассчитывать результат акустического импеданса 222 как в Уравнении (6):

где Z₀ ранее существовавшая информация, входной параметр.

На Фиг.5 показан комплексный пример инверсии после суммирования в частотной области. На панели A показан акустический импеданс исходной модели. На панели В показан результат псевдосейсмики. На панели С показан результат инверсии с коэффициентом Тихонова 0,1. На панели D показан результат инверсии с коэффициентом Тихонова 0,01.

Уравнение (5) является весьма полезным не только для практических вычислительных схем и моделирования, но также для предложенных им концептуальных правильных представлений. Математическая мнимая единица в делителе Уравнения (5) указывает на чередование фаз на -90 градусов. Такой сдвиг 306 фаз между начальным волновым полем и инверсией наблюдают и используют в конструкциях инверсии, и в некоторых технологиях используют напрямую. Одним примером такой технологии является "цветная" инверсия (Lancaster и Whitcombe), где фазы чередования в -90 градусов используют напрямую в конструкции преобразования инверсии. Также, преобразование инверсии согласно Уравнению (5) и его соответствующему спектру, такому как показанный на Фиг.6, оказывается весьма сходным "цветному" преобразованию инверсии, показанному Lancaster и Whitcombe (Lancaster, S., и D. Whitcombe, Fast track "coloured" inversion, 70th Annual International Meeting, SEG, Expanded Abstracts, 1572-1575, 2000). На Фиг.6 показаны A: преобразование инверсии частотной области и его спектр согласно различным коэффициентам Тихонова (0,01, 0,1, и 1,0); и B: "цветное" преобразование инверсии и его спектр.

Если использованный импульс 200 основан на функции Дирака, т.e. является импульсом Дирака (одиночный всплеск), имеющим постоянный спектр, тогда Уравнение (5) может принимать форму:

полностью соответствующую выражению для расчета относительного акустического импеданса (т.е. интегралу измеренных величин сейсмического поля).

Другой важный случай происходит, когда амплитудно-частотный спектр импульса 200 является эквивалентным амплитудно-частотному спектру данных 122 сейсморазведки. Указанное может являться случаем, когда группа коэффициентов 210 отражения имеет постоянные амплитудно-частотные спектры. В данном случае только фазовый спектр данных 122 сейсморазведки работает для получения результата, как в Уравнении (7):

где A _avrg является средним значением амплитуды данных 122 сейсморазведки, и

член е ^iФ является сдвигом фаз 306 для ненулевой фазы данных 122 сейсморазведки, и

|Seis(w)| является абсолютной величиной спектра 214 сейсмотрассы.

Подсистема 220 интегрирования и/или подсистема 224 выбеливания могут применять Уравнение (7), как инструмент выбеливания данных сейсморазведки, белой инверсии, ограниченной полосой сейсмической частоты.

На Фиг.7 показано сравнение результатов инверсии, основанных на Уравнении (5) для реальных данных 122 сейсморазведки (правая сторона) и основанных на Уравнении (7), "белая инверсия", для тех же данных (левая сторона). Разрешение результатов "белой инверсии" гораздо выше. На Фиг.7 показано сечение куба акустического импеданса и диаграмма акустического каротажа. На панели A показаны результаты инверсии на основе Уравнения (5) для реальных данных, и сравнение указанных результатов с каротажной диаграммой скважины (вертикальные вставки 700 и 702); и на панели В показаны результаты инверсии на основе уравнения (7), белой инверсии, для тех же данных.

Инверсия до суммирования является способом оценки упругих свойств (скорости продольной волны или сжатия, скорости поперечной волны или сдвига, и плотности) по данным сейсморазведки до суммирования. Инверсия до суммирования обычно обеспечивает более точное прогнозирование подземных свойств, но обычно, требует большего объема вычислительной работы и больше времени.

В одном варианте реализации подсистема 302 инверсии до суммирования имеет устройство 308 оценки зависимой от угла отражательной способности, основанное на алгоритме 310 Aki-Richards для отражательной способности падающей продольной волны/отраженной продольной волны (PP) как функции угла (Aki, K., and Richards, P.G., Quantitative Seismology, 2nd Edition: W.H. Freeman and Company, 2002). Таким образом, зависящая от угла отражательная способность 312 может быть показана в Уравнении (8):

где ,

где ,

где , и

где Z(θ) является акустической жесткостью, соответствующей углу θ, и где ρ, V _p , V _S плотность и скорость волн P и S (продольной и поперечной), соответственно.

Уравнение (1) можно использовать для упрощения Уравнения (8) (Hampson D.P., and Russell В.H., Simultaneous inversion of pre-stack seismic data, SEG/Houston, 2005 Annual Meeting, Expanded Abstracts, 1633-1637, 2005). Таким образом, Уравнение (8) можно переписать в Уравнение (9):

Для варианта непрерывного акустического импеданса, Уравнение (9) можно записать, как и соответственно, его формула по Aki-Richards может представлять собой Уравнение (10):

Уравнение (10) и Уравнение (5) основаны на методиках инверсии до суммирования. Согласно Уравнению (5) подсистема 314 логарифмов показателей упругости может рассчитывать логарифмы 316, такие как для акустической жесткости для каждого углового суммирования. В одном варианте реализации, подсистема 314 логарифмов применяет Уравнение (10) по меньшей мере, к трем угловым суммированиям, тогда подсистема 314 логарифмов может решить систему уравнений формы Уравнения (10), для расчета трех неизвестных логарифмических величин для ρ, V _p, и V _s для каждого образца трассы.

Подсистема 318а разрешения показателей упругости может затем применять методику, осуществленную в Уравнении (6) к логарифмам, и рассчитывает величины показателей 320 упругости, т.е.: ρ, V _p, и V _s . Постоянные уровни для данных параметров следует также определять.

На Фиг.8 показаны комплексные примеры инверсии до суммирования на основе применения подсистемой 302 инверсии до суммирования Уравнений, приведенных выше. На панелях A, B, и С показаны каротажные диаграммы скважин с отображением V _p , ρ, и V _s. Упорядоченная вертикальная каротажная диаграмма, включенная в состав A, B, и С, отображает исходную диаграмму, диаграммы, показанные черной линией, отображают результаты инверсии. На четвертой панели, D, показаны результаты прямого моделирования: акустическую жесткость для углов от 0 до 50 градусов, рассчитанную по исходным каротажным диаграммам V _p , ρ, V _s с использованием уравнений Aki-Richards 310. Пятая панель E отображает псевдосейсмику 324 для углов от 0 до 50 градусов, рассчитанную по акустической жесткости 320 и с использованием импульса 326 Рикера.

На Фиг.9 показаны результаты инверсии до суммирования для реальных данных сейсморазведки. В показанных сравнениях, отличная согласованность между результатами инверсии и данными независимых каротажных диаграмм скважин показывает надежность систем и способов, являющихся примерами. На панелях A, B, и C, Фиг.9 показан результат инверсии до суммирования на сечениях куба скорости продольной волны на панели A, куба плотности на панели B и куба скорости поперечной волны на панели С. На каждой из трех панелей, на упорядоченной центральной шкале показана соответствующая каротажная диаграмма скважины.

ПРИМЕР СПОСОБА

На Фиг.10 показан пример способа 1000 инверсии данных сейсморазведки в частотной области. В блок-схеме операции последовательности способа обобщены в индивидуальных блоках. Способ 1000 примера можно выполнять с аппаратным обеспечением или с комбинацией аппаратного обеспечения и программного обеспечения, например, подсистемы 120 инверсии данных сейсморазведки.

В блоке 1002 принимают данные сейсморазведки.

В блоке 1004, выполняют прямое моделирование или инверсию данных сейсморазведки в частотной области, основанную на применении алгоритма быстрого преобразования Фурье к данным акустического импеданса.

В блоке 1006, моделируют подземный объем на основе прямого моделирования или инверсии данных сейсморазведки.

Прямое моделирование может включать в себя определение набора коэффициентов отражения по данным сейсморазведки, и свертку коэффициентов отражения в частотной области с импульсом для получения спектра сейсмотрассы. Способ может включать в себя применение импульса Дирака с одним всплеском и расчет затем относительного акустического импеданса. Инверсия с выбеливанием также может быть включено в состав способа для увеличения разрешения. Инверсия с выбеливанием инверсии данных сейсморазведки может включать в себя использование импульса с амплитудно-частотным спектром, эквивалентным амплитудно-частотному спектру данных сейсморазведки.

Когда кривая акустического импеданса является непрерывной, свертка для получения спектра сейсмотрассы может включать в себя дифференцирование в частотной области произведения алгоритма быстрого преобразования Фурье, примененное к логарифмам акустического импеданса, умноженным на импульс и частоту.

В способе можно получать заданную сейсмотрассу напрямую без необходимости в последовательных приближениях для улучшения данной сейсмотрассы. Способ обратной свертки Винера и преобразования регуляризации Тихонова можно реализовать в одном уравнении для создания напрямую логарифма акустического импеданса, не требующего последовательных приближений для улучшения результатов.

Хотя примеры систем и способов описаны конкретно для структурных признаков и/или методологии, следует понимать, что объект изобретения, определенный в прилагаемой формуле изобретения не обязательно ограничен конкретными описанными признаками или действиями. Напротив, конкретные признаки и действия описаны, как примеры форм реализации заявленных систем, способов и структур.