ГИБРИДНЫЙ СПОСОБ ДЛЯ ПОЛНОВОЛНОВОЙ ИНВЕРСИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СПОСОБА ОДНОВРЕМЕННЫХ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Машинореализованный способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
- используют компьютер для того, чтобы инвертировать выбранное околоповерхностное временное окно поступлений из измеренных геофизических данных посредством инверсии одновременных кодированных источников и/или приемников, чтобы получать первую модель физических свойств для области геологической среды;
- используют компьютер для того, чтобы инвертировать измеренные геофизические данные или выбранное глубокое временное окно поступлений из измеренных геофизических данных посредством итеративной инверсии последовательных источников, чтобы получать вторую модель физических свойств для области геологической среды, при этом первая модель физических свойств используется в качестве начальной модели, и набор местоположений источников используется для того, чтобы обновлять вторую модель физических свойств в итеративной инверсии последовательных источников; и
- выводят, отображают или сохраняют в устройстве хранения данных вторую модель физических свойств области геологической среды.
2. Способ по п.1, в котором околоповерхностное временное окно состоит из времен поступления, меньших, чем времена поступления для режимов самого быстрого распространения при выносах наибольшей длины, при этом вынос является разнесением между источниками и приемниками.
3. Способ по п.1, в котором то, сколько местоположений источников используется для того, чтобы обновлять вторую модель физических свойств в итеративной инверсии последовательных источников, определяется, по меньшей мере, частично на основе длины пространственной волны второй модели физических свойств и максимальных доступных выносов в измеренных геофизических данных.
4. Способ по п.1, в котором набор местоположений источников, используемых для того, чтобы обновлять вторую модель физических свойств в итеративной инверсии последовательных источников, состоит из меньшего числа местоположений источников, чем представлено в измеренных геофизических данных или используется в инверсии одновременных кодированных источников и/или приемников.
5. Способ по п.1, в котором:
- отсутствующие данные для отрицательных выносов в выбранном околоповерхностном временном окне поступлений заполнены из данных положительных выносов с использованием обратимости источников-приемников; и
- отсутствующие данные минимальных выносов в выбранном околоповерхностном временном окне поступлений содержат оцененные значения, или, альтернативно, приемники, которые являются минимальным выносом для некоторого взрыва источника, не рассматриваются в способе.
6. Способ по п.1, в котором измеренные геофизические данные обнаружены при съемке с использованием нестационарных приемников.
7. Способ по п.1, дополнительно содержащий этап, на котором используют итеративную инверсию в инверсии одновременных кодированных источников и/или приемников, при этом источники и/или приемники кодируются с использованием выбранного набора функций кодирования, и при этом различный набор функций кодирования выбирается, по меньшей мере, для одной из итераций.
8. Машинореализованный способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
- используют компьютер для того, чтобы инвертировать выбранное околоповерхностное временное окно поступлений из измеренных геофизических данных посредством инверсии одновременных кодированных источников и/или приемников, чтобы получать первую модель физических свойств для области геологической среды;
- используют первую модель физических свойств, чтобы моделировать, с использованием компьютера, синтетические данные для более длинных выносов, соответствующих поступлениям из места глубже упомянутого околоповерхностного временного окна;
- используют компьютер для того, чтобы инвертировать измеренные геофизические данные, при этом данные с более длинными выносами дополняются, причем упомянутая инверсия является инверсией одновременных кодированных источников и/или кодированных приемников, чтобы получать вторую модель физических свойств области геологической среды, при этом упомянутые дополненные данные с более длинными выносами являются суммой синтетических данных для более длинных выносов и измеренных данных при более длинных выносах; и
- выводят, отображают или сохраняют в устройстве хранения данных вторую модель физических свойств области геологической среды.
9. Способ по п.8, в котором измеренные геофизические данные обнаружены при съемке с использованием нестационарных приемников.
10. Способ по п.8, в котором:
- все инверсии одновременных кодированных источников являются итеративными,
- источники кодируются с использованием выбранного набора функций кодирования, и
- различный набор функций кодирования выбирается, по меньшей мере, для одной из итераций.
11. Способ по п.1, в котором измеренные геофизические данные являются сейсмическими данными.
12. Способ по п.1, в котором инверсия одновременных кодированных источников и/или приемников содержит этапы, на которых:
(a) получают группу из двух или более кодированных сейсмограмм измеренных геофизических данных для околоповерхностного временного окна, при этом каждая сейсмограмма ассоциирована с одним обобщенным источником или с одним приемником, и при этом каждая сейсмограмма кодируется с помощью различной формы импульса кодирования, выбранной из набора неэквивалентных форм импульса кодирования;
(b) суммируют кодированные сейсмограммы в группе посредством суммирования всех записей данных в каждой сейсмограмме, которые соответствуют одному приемнику или одному источнику, если используются сейсмограммы приемников, и повторения для каждого различного приемника или источника, что приводит к одновременной кодированной сейсмограмме;
(c) допускают модель физических свойств области геологической среды, причем упомянутая допускаемая модель предоставляет значения, по меньшей мере, одного физического свойства в местоположениях в области геологической среды;
(d) вычисляют обновление допускаемой модели физических свойств, которая является более согласованной с одновременной кодированной сейсмограммой из этапа (b), причем упомянутое вычисление заключает в себе одну или более операций прямого или обратного моделирования на основе кодированных одновременных источников, которые используют допускаемую модель физических свойств, и форм импульса кодированных источников с использованием идентичных функций кодирования, используемых для того, чтобы кодировать соответствующие сейсмограммы измеренных данных, при этом вся одновременная кодированная сейсмограмма моделируется в одной операции моделирования;
(e) повторяют этап (d), по меньшей мере, в еще одной итерации с использованием обновленной модели физических свойств из предыдущей итерации этапа (d) в качестве допускаемой модели, чтобы формировать дополнительно обновленную модель физических свойств области геологической среды, которая является более согласованной с соответствующей одновременной кодированной сейсмограммой измеренных данных, с использованием форм импульса кодирования для форм импульса источников при моделировании, идентичных формам импульса кодирования, используемым при формировании соответствующей одновременной кодированной сейсмограммы измеренных данных; и
(f) принимают дополнительно обновленную модель физических свойств для первой модели физических свойств.
13. Способ по п.1, в котором инверсия одновременных кодированных источников и/или приемников содержит этапы, на которых:
(a) получают группу из двух или более кодированных сейсмограмм измеренных геофизических данных от околоповерхностного временного окна, при этом каждая сейсмограмма ассоциирована с одним обобщенным источником или с одним приемником, и при этом каждая сейсмограмма кодируется с помощью различной функции кодирования, выбранной из набора неэквивалентных функций кодирования;
(b) суммируют кодированные сейсмограммы в группе посредством суммирования всех записей данных в каждой сейсмограмме, которые соответствуют одному приемнику или одному источнику, если используются сейсмограммы приемников, и повторения для каждого различного приемника или источника, что приводит к одновременной кодированной сейсмограмме;
(c) допускают модель физических свойств области геологической среды, причем упомянутая модель предоставляет значения, по меньшей мере, одного физического свойства в местоположениях в области геологической среды;
(d) инвертируют группу из двух или более кодированных сейсмограмм, по одной кодированной сейсмограмме за раз, причем все трассы данных в каждой кодированной сейсмограмме инвертируются одновременно, с использованием допускаемой модели физических свойств в качестве начальной модели, и итеративно обновляют упомянутую модель, чтобы минимизировать функцию затрат, измеряющую степень несоответствия между рассчитанными по модели данными и измеренными геофизическими данными в кодированных сейсмограммах, чтобы формировать обновленную модель физических свойств, при этом регулирования модели проводятся с использованием градиента функции затрат относительно, по меньшей мере, одного параметра модели, причем этот градиент вычисляется из интегрирования во времени произведения данных кодированных одновременных источников, моделированных вперед во времени, и данных кодированных одновременных источников, моделированных назад во времени; и
(e) принимают обновленную модель физических свойств в качестве первой модели физических свойств.
14. Способ по п.12, дополнительно содержащий этап, на котором получают, по меньшей мере, одну дополнительную группу из двух или более кодированных сейсмограмм измеренных геофизических данных, аналогично этапу (a), и выполняют этап (b) для каждой дополнительной группы, затем накапливают соответствующие обновления модели физических свойств из этапа (d), при этом обновленная модель физических свойств, которая должна быть использована на этапе (e), основана на накопленных обновлениях.
15. Способ по п.12, в котором упомянутые кодированные сейсмограммы измеренных данных кодируются посредством временной свертки всех трасс из сейсмограммы с помощью формы импульса кодирования, выбранной для сейсмограммы.
16. Способ по п.13, в котором упомянутые кодированные сейсмограммы измеренных данных кодируются посредством временной свертки всех трасс из сейсмограммы с помощью функции кодирования, выбранной для сейсмограммы.
17. Способ по п.12, в котором две или более кодированных сейсмограммы измеренных данных получаются посредством получения сейсмограмм данных из геофизической съемки, в которой данные обнаруживаются из множества одновременно работающих уникально кодированных устройств источников.
18. Способ по п.13, в котором две или более кодированных сейсмограммы измеренных данных получаются посредством получения сейсмограмм данных из геофизической съемки, в которой данные обнаруживаются из множества одновременно работающих уникально кодированных устройств источников.
19. Компьютерный программный продукт, содержащий энергонезависимый машиноприменимый носитель, имеющий осуществленный машиночитаемый программный код, причем упомянутый машиночитаемый программный код выполнен с возможностью осуществляться для того, чтобы реализовывать способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- инвертируют выбранное околоповерхностное временное окно поступлений из измеренных геофизических данных посредством инверсии одновременных кодированных источников и/или приемников, чтобы получать первую модель физических свойств для области геологической среды;
- инвертируют измеренные геофизические данные или выбранное глубокое временное окно поступлений из измеренных геофизических данных посредством итеративной инверсии последовательных источников, чтобы получать вторую модель физических свойств для области геологической среды, при этом первая модель физических свойств используется в качестве начальной модели, и набор местоположений источников используется для того, чтобы обновлять вторую модель физических свойств в итеративной инверсии последовательных источников; и
- выводят, отображают или сохраняют в устройстве хранения данных вторую модель физических свойств области геологической среды.
20. Компьютерный программный продукт, содержащий энергонезависимый машиноприменимый носитель, имеющий осуществленный машиночитаемый программный код, причем упомянутый машиночитаемый программный код выполнен с возможностью осуществляться для того, чтобы реализовывать способ для инверсии полного волнового поля измеренных геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды, причем упомянутый способ содержит этапы, на которых:
- инвертируют выбранное околоповерхностное временное окно поступлений из измеренных геофизических данных посредством инверсии одновременных кодированных источников и/или приемников, чтобы получать первую модель физических свойств для области геологической среды;
- используют первую модель физических свойств, чтобы моделировать синтетические данные для более длинных выносов, соответствующих поступлениям из места глубже упомянутого околоповерхностного временного окна;
- инвертируют измеренные геофизические данные, при этом данные с более длинными выносами дополняются, причем упомянутая инверсия является инверсией одновременных кодированных источников и/или кодированных приемников, чтобы получать вторую модель физических свойств области геологической среды, при этом упомянутые дополненные данные с более длинными выносами являются суммой синтетических данных для более длинных выносов и измеренных данных при более длинных выносах; и
- выводят, отображают или сохраняют в устройстве хранения данных вторую модель физических свойств области геологической среды.
21. Способ для формирования углеводородов из области геологической среды, содержащий этапы, на которых:
- выполняют геофизическую съемку области геологической среды, приводящую к измеренным геофизическим данным;
- обрабатывают измеренные геофизические данные на компьютере посредством способа по п.1 или п.8, чтобы формировать модель физических свойств области геологической среды;
- оценивают углеводородный потенциал области геологической среды с использованием модели физических свойств; и
- бурят скважину в области геологической среды, по меньшей мере, частично на основе оценки углеводородного потенциала и получают углеводороды из скважины.