ИТЕРАТИВНАЯ ИНВЕРСИЯ ДАННЫХ ОТ ОДНОВРЕМЕННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИСТОЧНИКОВ

1. Машинореализуемый способ для инверсии измеряемых геофизических данных для определения модели физических свойств для области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
(a) получают группу из двух или более кодированных сейсмограмм измеряемых геофизических данных, при этом каждая сейсмограмма ассоциируется с единственным обобщаемым источником или, используя взаимность источника-приемника, с единственным приемником, и при этом каждая сейсмограмма кодируется с различной кодируемой формой импульса, выбираемой из набора неэквивалентных кодируемых форм импульса;
(b) суммируют кодируемые сейсмограммы в группе с помощью суммирования всех записей данных в каждой сейсмограмме, которые соответствуют единственному приемнику (или источнику, если используется взаимность), и повторяют для каждого отличного приемника, что приводит к синхронно кодируемой сейсмограмме;
(c) допускают модель физических свойств области геологической среды, упомянутая модель, предоставляющая значения, по меньшей мере, одного физического свойства в положениях по всей области геологической среды;
(d) вычисляют обновление для предполагаемой модели физических свойств, которая более совместима с синхронно кодируемой сейсмограммой от этапа (b), упомянутое вычисление, которое включает одну или более операций прямого (или обратного) моделирования кодированных синхронных источников, которые используют предполагаемую модель физических свойств и кодированные формы импульса источника, использующие те же самые функции кодирования, используемые для кодирования соответствующих сейсмограмм измеряемых данных, при этом полная синхронная кодированная сейсмограмма моделируется в единственной операции моделирования;
(e) повторяют этап (d), по меньшей мере, еще одной итерации, используя обновляемую модель физических свойств из предыдущей итерации этапа (d) как предполагаемой модели для создания дополнительной обновляемой модели физических свойств области геологической среды, которая больше согласуется с соответствующей синхронной кодированной сейсмограммой измеряемых данных, используя те же самые кодированные формы импульса для форм импульса источника в модели, которые использовались в формировании для соответствующей синхронной кодированной сейсмограммы измеряемых данных; и
(f) загружают дополнительно обновляемую модель физических свойств или сохраняют ее на запоминающее устройство.
2. Способ по п.1, в котором функция затрат оптимизирована для обновления модели на этапе (d), упомянутая функция затрат, которая измеряет степень несоответствия между синхронно кодируемой сейсмограммой и моделируемой синхронно кодируемой сейсмограммой.
3. Способ по п.1, дополнительно содержащий после этапа (d) и до этапа (e): изменяют формы импульса кодирования, назначаемые на этапе (a), и повторяют этап (b) для получения отличной синхронно кодируемой сейсмограммы измеряемых данных, затем используют ее в осуществлении этапа (e).
4. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором получают, по меньшей мере, одну дополнительную группу из двух или более кодированных сейсмограмм измеряемых геофизических данных как на этапе (a), и осуществляют этап (b) для каждой дополнительной группы, затем накапливают соответствующие обновления для модели физических свойств из этапа (d), при этом модель обновляемых физических свойств, которая должна использоваться на этапе (e), основана на накапливаемых обновлениях.
5. Способ по п.1, в котором упомянутые кодированные сейсмограммы измеряемых данных кодируются с помощью временного сворачивания всех трасс из сейсмограммы с помощью формы импульса кодирования, выбираемой для сейсмограммы.
6. Способ по п.1, в котором две или более кодированных сейсмограммы измеряемых данных получены с помощью получения сейсмограмм данных из геофизического исследования, в котором данные получены от множества синхронно действующих, уникально кодируемых устройств источников.
7. Способ по п.1, в котором измеряемыми геофизическими данными являются данные сейсморазведки.
8. Способ по п.7, в котором обобщенные сейсмические источники являются либо всеми точечными источниками, или всеми источниками с плоской волной.
9. Способ по п.5, в котором измеряемые геофизические данные включают в себя измеряемые или оцениваемые формы импульсов включения каждого источника и формы импульсов кодированных источников, используемых в операциях моделирования, являющиеся формами импульсов, осуществляемых с помощью временного сворачивания форм импульсов измеряемых или оцениваемых источников с теми же самыми функциями кодирования, используемыми для кодирования соответствующей измеряемой сейсмограммы в этапе (a).
10. Способ по п.5, в котором функции кодирования являются типом, выбираемым из группы, состоящей из линейного, со случайной фазой, радиоимпульсного, модифицированного радиоимпульсного, со случайным временным сдвигом и частотнонезависимого фазового кодирования.
11. Способ по п.5, в котором функции кодирования являются одного типа для некоторых источников и другого типа для других источников.
12. Способ по п.2, в котором функции кодирования оптимизированы для улучшения качества выбранной функции затрат.
13. Способ по п.1, в котором операции прямого или обратного моделирования на этапе (d) осуществляются с помощью конечной разницы, конечного элемента или кода моделирования конечной величины.
14. Способ по п.7, в котором модели физических свойств являются моделями сейсмической волновой скорости, параметров сейсмической упругости, сейсмических анизотропных параметров или параметров сейсмической неупругости.
15. Способ по п.2, в котором глобальный способ оптимизации функции затрат, например Монте-Карло, модельный "отжиг", генетический или эволюционный алгоритм используются для обновления модели.
16. Способ по п.2, в котором локальный способ оптимизации функции затрат, например линейный поиск градиента, сопряженные градиенты или метод Ньютона используются для обновления модели.
17. Способ по п.2, в котором функция затрат является функцией затрат критерия L1 или функцией затрат критерия L2, и функция затрат может содержать члены регуляризации.
18. Способ по п.1, в котором этап (d) осуществляется с помощью этапов, на которых:
(i) выбирают решение с итеративными рядами для уравнения рассеивания, которое описывает волну, рассеивающую в упомянутой области геологической среды;
(ii) начинают с первых n членов упомянутых рядов, где n≥1, упомянутые первые n членов, которые соответствуют допущенной модели физических свойств области геологической среды;
(iii) вычисляют следующий член в рядах, упомянутое вычисление, которое включает в себя одну или более операций прямого (или обратного) моделирования кодированных синхронных источников, которые используют предполагаемую модель физических свойств и кодируемые формы импульса источников, используя те же самые функции кодирования, используемые для кодирования соответствующих сейсмограмм измеряемых данных, при этом полная синхронная кодированная сейсмограмма моделируется в единственной операции моделирования, и моделированная кодированная сейсмограмма и измеряемая кодированная сейсмограмма объединяются образом, совместимым с итеративными рядами, выбираемыми на этапе (i); и
(iv) обновляют модель с помощью добавления следующего члена в рядах, вычисленных на этапе (iii), к предполагаемой модели.
19. Способ по п.18, дополнительно содержащий этап, на котором повторяют этапы (iii) и (iv) для, по меньшей мере, одного члена в рядах.
20. Машинореализуемый способ для инверсии измеряемых геофизических данных для определения модели физических свойств для области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
(a) получают группу из двух или более кодированных сейсмограмм измеряемых геофизических данных, при этом каждая сейсмограмма ассоциируется с единственным обобщаемым источником или, используя взаимность источника-приемника, с единственным приемником, и при этом каждая сейсмограмма кодируется с различной кодируемой формой импульса, выбираемой из набора неэквивалентных кодируемых форм импульса;
(b) суммируют кодируемые сейсмограммы в группе с помощью суммирования всех записей данных в каждой сейсмограмме, которые соответствуют единственному приемнику (или источнику, если используется взаимность), и повторяют для каждого отличного приемника, что приводит к синхронно кодируемой сейсмограмме;
(c) допускают модель физических свойств области геологической среды, упомянутая модель, предоставляющая значения, по меньшей мере, одного физического свойства в положениях по всей области геологической среды;
(d) моделируют синтетическую синхронно кодируемую сейсмограмму для синхронной кодируемой сейсмограммы измеряемых данных, которые используют предполагаемую модель физических свойств, при этом модель использует кодированные формы сигнала источника, используя те же самые функции кодирования, используемые для кодирования синхронно кодируемой сейсмограммы измеряемых данных, при этом полная синхронная кодированная сейсмограмма моделируется в единственной операции моделирования;
(e) вычисляют функцию затрат, измеряющую степень несоответствия между синхронной кодируемой сейсмограммой измеряемых данных и моделируемой синхронно кодируемой сейсмограммой;
(f) повторяют этапы (a), (b), (d) и (e) для, по меньшей мере, еще одного цикла, накапливая затраты от этапа (e);
(g) обновляют модель физических свойств с помощью оптимизации накопленных затрат;
(h) повторяют этапы (a)-(g), по меньшей мере еще раз используя обновляемую модель физических свойств от предыдущей итерации как допускаемую модель физических свойств на этапе (c), при этом различные установленные кодируемые неэквивалентные формы импульса могут использоваться для каждой итерации, что приводит к дополнительно обновляемой модели физических свойств; и
(i) загружают дополнительно обновляемую модель физических свойств или сохраняют ее на запоминающее устройство.
21. Машинореализуемый способ для инверсии измеряемых геофизических данных для определения модели физических свойств для области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
(a) получают группу из двух или более кодированных сейсмограмм измеряемых геофизических данных, при этом каждая сейсмограмма ассоциируется с единственным обобщаемым источником или, используя взаимность источника-приемника, с единственным приемником, и при этом каждая сейсмограмма кодируется с различной кодируемой формой импульса, выбираемой из набора неэквивалентных кодируемых форм импульса;
(b) суммируют кодируемые сейсмограммы в группе с помощью суммирования всех записей данных в каждой сейсмограмме, которые соответствуют единственному приемнику (или источнику, если используется взаимность), и повторяют для каждого отличного приемника, что приводит к синхронно кодируемой сейсмограмме;
(c) допускают модель физических свойств области геологической среды, упомянутая модель, предоставляющая значения, по меньшей мере, одного физического свойства в положениях по всей области геологической среды;
(d) выбирают решение с итеративными рядами для уравнения рассеивания, которое описывает волну, рассеивающую в упомянутой области геологической среды;
(e) начинают с первых n членов упомянутых рядов, где n≥1, упомянутые n членов, которые соответствуют допущенной модели физических свойств области геологической среды;
(f) вычисляют следующий член в рядах, упомянутое вычисление, которое включает в себя одну или более кодированных операций прямого (или обратного) моделирования синхронных источников, которые используют предполагаемую модель физических свойств и кодируемые формы импульса источника, используя те же самые функции кодирования, используемые для кодирования соответствующих сейсмограмм измеряемых данных, при этом полная синхронная кодированная сейсмограмма моделируется в единственной операции моделирования, и моделированная кодированная сейсмограмма и измеряемая кодированная сейсмограмма объединяются образом, совместимым с итеративными рядами, выбираемыми на этапе (d);
(g) обновляют модель с помощью добавления следующего члена в рядах, вычисленных на этапе (f), к предполагаемой модели;
(h) повторяют этапы (f) и (g), по меньшей мере, один раз для добавления, по меньшей мере, еще одного члена к рядам для дополнительного обновления модели физических свойств; и
(i) загружают дополнительно обновляемую модель физических свойств или сохраняют ее на запоминающее устройство.
22. Машинореализуемый способ для инверсии измеряемых геофизических данных для определения модели физических свойств для области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
(a) получают измеряемые геофизические данные из геофизического исследования области геологической среды;
(b) инвертируют измеряемые данные с помощью итеративной инверсии, включающей в себя синхронное моделирование данных исследования, представляющих собой множество источников исследования (или приемников, если взаимность источник-приемник используется), при этом формы импульса источника в моделировании кодируются, что приводит к моделируемой синхронной кодируемой сейсмограмме геофизических данных, процесс инверсии, который включает в себя обновление допускаемой модели физических свойств для уменьшения несоответствия между моделируемой синхронной кодируемой сейсмограммой и соответствующей синхронной кодируемой сейсмограммой, создаваемой суммированием сейсмограмм измеряемых данных исследования, кодируемых с помощью тех же самых функций кодирования, используемых в моделировании; и
(с) загружают обновляемую модель физических свойств или сохраняют ее на запоминающее устройство.
23. Способ добычи углеводородов из области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
(a) осуществляют сейсморазведку области геологической среды;
(b) получают модель скорости области геологической среды, определяемую с помощью способа, который содержит этапы, на которых:
инвертируют измеряемые данные исследования с помощью итеративной инверсии, включающей в себя синхронное моделирование данных сейсмического исследования, представляющих собой множество источников исследования (или приемников, если взаимность источник-приемник используется), при этом формы импульса источника в моделировании кодируются, что приводит к моделируемой синхронной кодируемой сейсмограмме геофизических данных, процесс инверсии, который включает в себя обновление допускаемой модели скорости для уменьшения несоответствия между моделируемой синхронной кодируемой сейсмограммой и соответствующей синхронной кодируемой сейсмограммой измеряемых данных исследования, кодируемых с помощью тех же самых функций кодирования, используемых в моделировании;
(c) интерпретируют структуру в области геологической среды, используя модель скорости;
(d) бурят скважину в уровне области геологической среды, определяемую, по меньшей мере, частично из интерпретируемой структуры; и
(e) добывают углеводороды из скважины.