Brevet FR2776780A1 — publié le 19991001

Méthode de visualisation en temps réel de paramètres sismiques au cours d'une interprétation La présente invention concerne une méthode de visualisation en temps réel de paramètres sismiques au cours d'une interprétation. L'exploration sismique d'un milieu utilise de plus en plus la technique de la sismique 3D, désignée ainsi, parce qu'elle représente le lo milieu à explorer suivant trois directions perpendiculaires, généralement suivant deux axes spatiaux X, Y et un axe temporel T. En sismique 3D, les données sismiques sont obtenues en mettant en oeuvre un dispositif d'acquisition qui comprend une ou plusieurs sources d'émission d'ondes et une pluralité de lignes de capteurs que l'on déplace à la surface du sol (acquisition sismique terrestre 3D) ou à la surface de la mer ou d'un plan d'eau (acquisition sismique marine 3D). Les dispositifs d'acquisition varient selon que l'acquisition est marine ou terrestre et selon le degré de couverture. Les techniques d'acquisition ainsi que les techniques de traitement des données sismiques résultant de l'acquisition sont bien connues des spécialistes; ces diverses techniques ne sont pas, en conséquence, décrites dans le détail. Il suffit, pour la compréhension de la présente invention, de préciser que, d'une façon générale, des traces sismiques sont enregistrées, traitées et ensuite utilisées pour constituer un bloc de données sismiques qui est habituellement désigné par le terme "bloc 3D" et qui est sensé représenter la structure du milieu exploré, ce bloc étant destiné à l'interprétation sismique. Généralement, les interprétateurs affichent sur l'écran de leur station de travail des sections verticales ou horizontales (à temps constant) extraites du bloc 3D et sur lesquelles il pointe les principales réflexions sismiques représentatives de la géologie du sous-sol et auxquelles peuvent être associés un certain nombre d'attributs. La carte de valeurs de chacun de ces attributs peut-être visualisées à l'écran de la station, en utilisant une palette de couleurs, chaque couleur correspondant à une tranche de valeurs de l'attribut sismique. L'interprétation d'une sismique 3D dépend, entre autres choses, de la qualité de l'acquisition et du traitement de ladite sismique 3D. Les anomalies qui peuvent être observées au cours de l'interprétation peuvent avoir des origines diverses, telles que la géologie du milieu exploré ou l'acquisition et/ou le traitement des données sismiques. Les interprétateurs sont donc souvent confrontés au problème de l'interprétation desdites anomalies qui n'est pas toujours évident à résoudre. Les informations sismiques qui sont actuellement disponibles sur les stations d'interprétation ne permettent pas d'évaluer directement la qualité et la validité des données sismiques 3D. De ce fait, le processus o10 d'interprétation n'est pas optimisé. La Compagnie Générale de Géophysique (CGG) crée des fichiers de différents paramètres, qui sont ensuite cartographiés par l'intermédiaire d'un logiciel approprié et visualisés sur un écran. Mais les paramètres introduits dans ces fichiers sont utilisés uniquement pour le contrôle de la qualité du traitement des signaux enregistrés. Ces paramètres, d'une part, ne sont pas accessibles directement et en temps réel à l'interprétateur et, d'autre part, ne présentent pas toujours un intérêt pour l'interprétateur. La société GECO PRAKLA utilise une station d'interprétation dédiée spécialement au contrôle du traitement. Pour ce faire, un bloc 3D de paramètres est créé, dans lequel les échantillons constitutifs dudit bloc représentent les valeurs échantillonnées des paramètres sélectionnés. Cette solution, d'une part, nécessite de réaliser un bloc spécifique pour les paramètres et, d'autre part, oblige l'interprétateur à manipuler deux blocs distincts, l'un concernant les paramètres et l'autre la sismique 3D. Les inconvénients cités à propos de la station CGG sont également valables dans la station GECO PRAKLA. La présente invention a pour but de remédier aux inconvénients précités et de proposer une solution qui permet, sur une même station de travail et sur le même bloc sismique 3D, d'évaluer instantanément et en temps réel la qualité et la validité des données sismiques 3D; pour ce faire, lesdites données sismiques 3D sélectionnées et au moins un des paramètres (informations complémentaires) jugés utiles pour une meilleure interprétation sont affichés. Par un affichage simultané sur un même écran ou plusieurs écrans, i'interprétateur est en meilleure position pour déterminer l'origine de l'anomalie qui est révélée sur la ou les sections sismiques affichées. Parmi les paramètres pris en compte par l'interprétateur et qui ne sont pas forcément disponibles immédiatement et en temps réel dans les solutions antérieures, on peut citer l'ordre de couverture (proximal, médian, distal, total par bin, le bin étant "l'élément élémentaire" du "bloc 3D"), les déports maximum et minimum, la profondeur de l'eau ou l'altimétrie, la position des points milieux utilisés pour l'analyse de vitesses, les corrections statiques et/ou résiduelles, la position et le temps des carottages sismiques, les vitesses de tranche, les lo directions d'acquisition en marine, les champs de vitesses de sommation (stack) et de migration, le rapport signal sur bruit, etc.... Un objet de la présente invention est une méthode de visualisation en temps réel de paramètres sismiques au cours d'une interprétation, du type consistant à réaliser un bloc 3D à l'aide de traces sismiques enregistrées et concernant un milieu donné, à sélectionner au moins un paramètre (information complémentaire) utile à l'interprétation et à déterminer une valeur dudit paramètre pour chacune des traces sismiques, caractérisé en ce que chaque valeur du paramètre est intégrée en un emplacement libre de la trace sismique correspondante, ledit emplacement libre ayant une même position sur toutes les traces. Selon une autre caractéristique de la présente invention, plusieurs paramètres d'interprétation sont intégrés dans des emplacements libres de chaque trace sismique, chaque paramètre occupant un emplacement déterminé. Selon une autre caractéristique de la présente invention, les emplacements libres sont tous situés dans la partie inférieure de chaque trace. Selon une autre caractéristique de la présente invention, les positions de deux paramètres consécutifs sur une trace sismique sont séparées par un écart qui est égal au pas d'échantillonnage de la trace sismique correspondante ou à un multiple ou sous multiple de ce pas. Selon une autre caractéristique de la présente invention la visualisation de la carte des valeurs d'un paramètre s'effectue par l'affichage de la section horizontale au temps correspondant à l'emplacement déterminé pour ce paramètre. Grâce à la présente invention, I'interprétateur peut procéder à une interprétation plus critique et plus fiable en temps réel car il a la possibilité, au cours de l'interprétation, de savoir rapidement s'il peut corréler la présence d'"anomalies" sismiques (au sens large) et la variation de certains paramètres d'acquisition et/ou de traitement, en comparant par exemple une ou plusieurs sections du bloc 3D et la carte des valeurs du ou des paramètres sélectionnés. Bien entendu, il est possible d'afficher sur le même écran, par exemple, une section verticale ou horizontale du bloc 3D et les cartes des valeurs de plusieurs paramètres sélectionnés. L'accès à o cette information est, de cette manière, immédiate et ne nécessite ni chargement d'un bloc 3D supplémentaire, ni mise en oeuvre d'un logiciel spécifique. D'autres avantages et caractéristiques ressortiront mieux à la lecture de la description de la méthode selon l'invention, ainsi que des dessins annexés sur lesquels: - la figure 1 est une représentation d'un bloc sismique 3D obtenu à partir de traces enregistrées, - la figure 2 est une représentation schématique de trois traces du bloc sismique 3D échantillonnées et comprenant des valeurs de paramètres intégrés à la fin de chaque trace, - la figure 3 est une section verticale du bloc 3D de la figure 1, - la figure 4 est une section horizontale à un temps constant, la figure 5 est une carte des valeurs du paramètre lié à la direction de l'acquisition. Les données sismiques obtenues à partir d'un dispositif d'acquisition déterminé, sont enregistrées sous la forme d'enregistrements sismiques ou traces sismiques. Les milliers de traces sismiques produites sont utilisés pour constituer un bloc 3D (figure 1) et elles sont positionnées aux noeuds (bins) d'une grille régulière et repérées dans un système d'axes rectangulaires X, Y, T, l'axe X étant orienté dans la direction d'acquisition et l'axe Y dans une direction perpendiculaire à ladite direction d'acquisition, le plan X, Y définissant le plan d'acquisition des données sismiques, l'axe T, vertical, étant l'axe des temps. Chaque trace sismique (figure 2) est repérée par un numéro de ligne X et le numéro du point miroir Y sur cette ligne. Selon la présente invention, les valeurs des paramètres sont introduites ou intégrées dans un emplacement libre de la trace sismique. Par emplacement libre, il faut entendre un emplacement o les données sismiques enregistrées ne présentent pas d'intérêt. En sismique terrestre, l'emplacement libre peut être constitué par la fin de la trace, correspondant aux réflecteurs les plus profonds et dont les signaux réfléchis ne présentent pas ou présentent peu d'intérêt pour les interprétateurs car lesdits signaux réfléchis ne sont plus vraiment caractéristiques des réflecteurs sur lesquels ils se réfléchissent. En sismique marine, l'empla- lo cement libre peut être constitué par le début et/ou la fin de chaque trace. Pour autant que la profondeur d'eau soit suffisamment importante, l'emplacement libre peut correspondre à la première partie de la trace (ou début) qui correspond à la hauteur de l'eau séparant le dispositif d'acquisition du fond marin. Comme pour la sismique terrestre, l'emplacement libre peut être encore constitué par la fin de la trace, pour les mêmes raisons qu'indiquées précédemment. Dans l'exemple des traces de la figure 2, des paramètres sont intégrés à la fin de chaque trace, par exemple à partir de 2260 ms car en fin de trace le signal sismique qui est enregistré n'est pas très significatif ou ne présente généralement plus d'intérêt pour les interprétateurs. Chaque trace comprend une valeur, positive ou négative, de chaque paramètre d'interprétation, l'emplacement libre affecté à un paramètre donné occupant une même position sur toutes les traces. Par exemple, le paramètre concernant l'ordre de couverture est situé à 2260 ms sur toutes les traces (figure 2) alors que le paramètre lié à la vitesse de sommation est situé à 2296 ms. Sur les traces de la figure 2, le paramètre concernant l'ordre de couverture et le paramètre concernant la vitesse de sommation, qui sont tous les deux positifs, présentent une valeur qui est différente d'une trace à l'autre mais dans le même sens alors que pour le paramètre relatif aux statiques, qui sont le plus souvent négatives, les valeurs sont dans le sens opposé. Quant au paramètre lié à la direction d'acquisition et situé à 2284 ms, les orientations sont différentes entre, la trace à droite, correspondant à une direction d'acquisition, et les deux autres traces qui, elles, sont dans le même sens et correspondent à une direction d'acquisition opposée. Les positions de deux paramètres consécutifs quelconques peuvent être séparées par un écart qui peut être égal au pas d'échantillonnage des traces qui, dans l'exemple représenté, est de 4 ms, ou par un écart différent pour autant qu'il soit un multiple ou sous- multiple entier du pas d'échantillonnage des traces. Comme très souvent on dispose à la fin de chaque trace d'une partie libre qui est comprise entre 100 et 300 ms, on voit qu'avec un pas d'échantillonnage de 4 ms, on pourrait intégrer, à chaque fin de trace, entre 25 et 75 paramètres. Sur la figure 2, on a représenté quelques paramètres intégrés entre 2260 ms et 2300 ms, à savoir ordre de couverture (2260 ms), profondeur d'eau (2268 ms), statique résiduelle (2280 ms), direction d'acquisition (2284 ms), vitesse de sommation (2296 ms) et amplitude maximum (2300 ms). La figure 3 représente une section sismique verticale du bloc sismique de la figure 1 pour Y=940. Lorsque cette section sismique est affichée sur l'écran par l'interprétateur, ce dernier constate uin phénomène ou une anomalie qui est rectiligne le long d'une "droite" d'abscisse X=280 et qui présente un décalage vertical important en particulier au temps T=1400 ms. Dans ces conditions, l'interprétateur va s'intéresser à la section horizontale à temps constant correspondante et l'affiche sur l'écran; c'est ce qui est représenté sur la figure 4 qui est une section à T=1400 ms. L'interprétateur remarque un décalage latéral le long de la même ligne X=280, ce qui lui permet de conforter son opinion que l'origine de l'anomalie constatée est trop rectiligne pour être attribuée à une caractéristique géologique. L'interprétateur est donc amené à rechercher quelles sont les variations du ou des paramètres qui peuvent expliciter la présence de cette anomalie. A cet effet, plusieurs cartes de paramètres sont affichées sur le même écran ou sur les écrans de la station d'interprétation (ou sur un autre écran situé à proximité de celui de la station de travail). Comme le décalage latéral suivant X=280 est linéaire et dans la direction d'acquisition, l'interprétateur affiche en premier la section horizontale à T=2284 ms qui représente la carte des valeurs du paramètre lié à la direction d'acquisition (figure 5). La carte de ce paramètre fait apparaître des bandes qui sont représentées en noir et blanc pour des raisons de clarté. Les bandes noires correspondent à des zones o l'acquisition sismique a été réalisée dans un sens (par exemple de l'Est vers l'Ouest). Dans les bandes blanches, l'acquisition s'est faite dans le sens opposé (de l'Ouest vers l'Est). Pour X=280, on est sensiblement à la limite entre une bande noire et une bande blanche, c'est-à-dire à un changement de la direction d'acquisition. Dans ces conditions, l'interprétateur est amené à penser que le décalage observé sur les sections des figures 3 et 4 est dû à un positionnement incorrect du dispositif d'acquisition (source + flûte sismique). Le choix et le nombre de paramètres à intégrer dans chaque trace dépendent essentiellement des interprétateurs, étant admis qu'en général, on intègre le plus possible de paramètres utiles. Parmi ces paramètres, on peut citer, à titre d'exemple, l'ordre de couvertures des traces, les déports maximum et minimum dans chaque bin, la profondeur de l'eau ou l'altirnmétrie, la position des points milieux (PM) utilisés pour l'analyse de vitesses, le temps à partir duquel on a une couverture nominale pleine (carte isochrone), les statiques terrain et résiduelles, la position et le temps des carottages, les vitesses de tranche, la direction d'acquisition en sismique marine, les champs de vitesse de sommation et de migration, le rapport signal/bruit, l'amplitude du second pic d'auto-corrélation, etc... Lorsque la qualité de la sismique est médiocre dans une zone d'une section, il est possible de lui attribuer une origine géologique (présence d'un chenal, d'une faille, d'un olitostromrne) ou pétrolière (dismigration de gaz,...), mais elle peutit s'expliquer par exemple par une couverture incomplète et/ou l'absence de certaines gammes de déports. Dans ce cas, on analysera successivement les paramètres constitués par l'ordre de couverture, les déports maximum et minimum dans chaque bin, le temps à partir duquel on a une couverture nominale pleine. Si les variations d'un ou plusieurs de ces paramètres peuvent être corrélés correctement avec l'anomalie observée, alors l'interprétateur prend la décision d'affecter à l'anomalie l'origine corrélée. S'il n'y a aucune corrélation, il testera d'autres paramètres. Si aucune des variations des paramètres ne peutit être correctement corrélée avec l'anomalie observée, l'interprétateur décidera qu'il y a une probabilité plus ou moins grande, compte tenu de son expérience, que l'anomalie soit d'origine géologique ou pétrolière. Les anomalies dues à des variations importantes du fond marin ou de l'altimétrie seront, en principe, explicitées grâce aux paramètres correspondants. De même, la présence de statiques résiduelles mal prises en compte, l'imprécision du pointé des analyses de vitesses ou encore les champs de vitesses de sommation ou de migration trop éloignés des réalités géologiques seront explicités plus facilement par l'affichage de cartes de paramètres correspondantes. lo Contrairement aux méthodes de l'art antérieur qui ne sont dédiées qu'au contrôle de la qualité du traitement des données sismiques enregistrées, la présente invention améliore le processus d'interprétation puisqu'il donne les moyens à l'interprétateur, d'évaluer la qualité et la validité des données sismiques 3D en disposant d'informations complémentaires (paramètres liés à l'acquisition et au traitement) disponibles et visualisables en temps réel sur sa station de travail. Cela permet, en particulier, de mieux discerner les anomalies d'origine géologique ou pétrolière des artefacts d'origines diverses liés aux processus d'acquisition ou de traitement. C'est ainsi qu'un décalage vertical des horizons sismiques peut avoir, dans certaines conditions, une origine tectonique (failles verticales, décrochement,...) mais il peut être d également à: - un mauvais positionnement lors de l'acquisition et alors l'analyse du paramètre lié au sens d'acquisition permettra de lever le 2 5 doute; - une application erronée de statiques et alors le paramètre lié aux statiques terrain et résiduelles sera étudié; ou à - une variation des conditions de surface et alors on affichera les paramètres liés à l'altimétrie et aux statiques terrain. REVENDICATIONS 1 Méthode de visualisation en temps réel de paramètres sismiques au cours d'une interprétation, du type consistant à réaliser un bloc 3D à l'aide de traces sismiques enregistrées et concernant un milieu donné, à sélectionner au moins un paramètre utile à l'interprétation et à déterminer une valeur dudit paramètre pour chacune des traces sismiques, caractérisée en ce que chaque valeur du paramètre est intégrée en un emplacement libre de la trace sismique correspondante, ledit emplacement libre ayant une même position sur toutes les traces. 2. Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que plusieurs paramètres d'interprétation sont intégrés dans des emplacements libres de chaque trace sismique, chaque paramètre d'interprétation occupant un emplacement libre déterminé. 3. Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que les emplacements libres sont tous situés dans la partie inférieure de chaque trace sismique. 4. Méthode selon l'une des revendications I ou 2, caractérisée en ce que les emplacements libres sont situés dans la partie supérieure et/ou la partie inférieure de chaque trace sismique. 5. Méthode selon l'une des revendications 2 à 4, caractérisée en ce que les positions de deux paramètres consécutifs sur une trace sismique sont séparées par uin écart qui est égal au pas d'échantillonnage de ladite trace sismique ou à un multiple ou sous-multiple dudit pas. 6. Méthode selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisée en ce qu'on visualise la carte des valeurs d'un paramètre en affichant la section horizontale au temps correspondant à l'emplacement déterminé pour ce paramètre.