МНОГОПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ ИНВЕРСИЯ ЧЕРЕЗ ЗАВИСЯЩУЮ ОТ СДВИГА УПРУГУЮ ПОЛНОВОЛНОВУЮ ИНВЕРСИЮ (FWI)
MULTIPARAMETER INVERSION THROUGH ELASTIC FULL-WAVE INVERSION (FWI) DEPENDENT ON SHEAR

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННУЮ ЗАЯВКУ
[0001] Эта заявка испрашивает приоритет Предварительной Заявки 61827474 на выдачу патента США, поданной 24 мая 2013 года, озаглавленной "Многопараметрическая Инверсия через Зависящую от Сдвига Упругую Полноволновую Инверсию (FWI)", вся полнота которой включена в материалы настоящей заявки посредством ссылки.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[0002] Изобретение относится в целом к области геофизической разведки, включая разведку углеводородов и, более конкретно, к обработке сейсмических данных. В частности, изобретение представляет собой способ для эластичной полноволновой инверсии ("FWI") сейсмических данных, чтобы получить геологическую модель нескольких физических параметров.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0003] Процесс инверсии в обработке геофизических данных обычно, и в случае настоящего документа в том числе, относится к процессу преобразования данных сейсмического отражения в количественное описание свойств породы пласта в форме геологической модели толщи пород. Такая модель нуждается в трех параметрах, которыми являются плотность (ρ), скорость продольной волны (Vp) и скорость поперечной волны (Vs), чтобы описать ее, если предполагается, что модель будет изотропной. Дополнительные параметры необходимы в более общей геологической модели, которая включает в себя анизотропию и затухание. Существует множество методов, используемых в инверсии в сейсмическом разрешении, таких как инверсия AVO (amplitude variation with offset, зависимость амплитуды отражения от удаления) после суммирования или до суммирования, или Полноволновая Инверсия (FWI).
[0004] Хорошо известно, что отражение PP (продольная волна вниз/продольная волна вверх) при нормальном угле падения в значительной степени определяется акустическим сопротивлением Ip = ρVp. Чтобы оценить Ip из сейсмических данных, обычно достаточно учесть только распространение продольной волны в FWI, чтобы сократить время обработки. С этой целью моделирование распространения волны зависит только от ρ и Vp. Однако одно Ip не всегда является хорошим индикатором типов и пород пласта. Известно, что жидкие типы могут быть лучше извлечены из упругих параметров, таких как Vp/Vs. В результате, многопараметрическая инверсия как для акустических, так и для упругих параметров стала желательной, возможно, почти необходимой, в характеристике пласта.
[0005] Многопараметрическая инверсия через упругую FWI играет уникальную роль в разграничении характеристик пласта, поскольку она основана на точном моделировании распространения упругой волны. Упругая FWI представляет собой очень дорогой процесс по двум основным причинам. Во-первых, моделирование конечной разности становится намного более дорогим, чем под упругим (только продольная волна) предположением, вследствие более плотных вычислительных сеток, необходимых для компьютерного моделирования распространения поперечных волн. Во-вторых, многопараметрическая инверсия требует намного больше итераций, чем акустическая FWI, для достижения сходимости и уменьшения перекрестных помех между различными параметрами. В определении характеристик пласта наиболее важными параметрами для описания свойств породы являются акустическое сопротивление Ip и отношение Vp/Vs скоростей. Следовательно, есть необходимость в способе FWI, который может надежно инвертировать для Ip и Vp/Vs с малым количеством итераций (предпочтительно ~10), чтобы сделать его практичным в бизнес применениях, таких как определение характеристик пласта и скоростное построение модели.
[0006] Существует широкий спектр методов оценки свойств породы по сейсмическим данным. Процедура, предложенная Хэмпсоном и др. (2005), представляет типичный рабочий процесс в инверсии AVO перед суммированием. В их рабочем процессе Ip, Is и плотность оцениваются одновременно на основе AVO в угловых сейсмограммах и уравнениях Аки-Ричардса (Аки и Ричардс, 2002). Их подход основан на линеаризованном приближении для отражательной способности вместо итеративного процесса моделирования упругих волн и сопоставления форм волн. Вычислительная стоимость, следовательно, намного дешевле в инверсии до суммирования вследствие линеаризованного приближения. В противоположность этому, упругая FWI, хотя и является намного более дорогим процессом, имеет потенциал генерирования превосходных результатов.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0007] Настоящее изобретение представляет собой надежный и эффективный реализуемый на компьютере способ для многопараметрической инверсии с использованием упругой FWI. Этот способ разлагает данные на сдвиговые или угловые группы и выполняет упругую FWI на них в последовательном порядке. Этот способ может значительно ускорить сходимость, с коэффициентом примерно 10 в некоторых примерах, по сравнению с упругой FWI, проводимой без улучшений настоящего изобретения. Настоящий изобретательный подход опирается на взаимосвязь между энергией отражения и углом отражения, или, что то же самое, зависимость от сдвига в упругой FWI. Из классической теории AVO Аки и Ричардса (1980) известно, что амплитуды отражений малого угла (близко к сдвигу) в значительной степени определяются одним акустическим сопротивлением, не зависимым по большей части от Vp/Vs. Отражения большого угла (средний и дальний сдвиг) зависят от Ip, Vp/Vs и других земных параметров, таких как плотность и анизотропия. Следовательно, настоящий изобретательный способ разлагает данные на угловые/сдвиговые группы в выполнении многопараметрической FWI, чтобы уменьшить перекрестные помехи между различными параметрами модели, т.е. между неизвестными инверсии. В целях настоящего раскрытия, включая прилагаемую формулу изобретения, нужно подразумевать, что разложение данных на угловые группы эквивалентно разложению данных на сдвиговые группы, и следует понимать, что один термин будет включать в себя другой.
[0008] В одном из вариантов осуществления изобретение представляет собой реализуемый на компьютере способ для инверсии сейсмических данных, чтобы вывести параметры подповерхностных физических свойств, включая скорость продольной волны, скорость поперечной волны, и плотность, состоящий в том, что извлекают только режим PP из сейсмических данных, и инвертируют данные режима PP последовательно в два или более различных диапазона сдвига, при этом каждая инверсия диапазона сдвига определяет по меньшей мере один параметр физического свойства, где во второй и последующих инверсиях параметры, определенные в предыдущей инверсии, фиксированы.
[0009] В другом варианте осуществления изобретение представляет собой способ для инверсии сейсмических данных, чтобы вывести по меньшей мере скорость продольной волны, скорость поперечной волны и плотность, состоящий в том, что: (a) принимают только данные PP-режима из сейсмических данных, и разделяют сейсмические данные на диапазон ближнего сдвига, диапазон среднего сдвига и диапазон дальнего сдвига, при этом диапазоны могут перекрываться или могут не перекрываться; (b) инвертируют диапазон ближнего сдвига для акустического сопротивления Ip продольной волны с использованием компьютера, запрограммированного с помощью алгоритма акустической инверсии; (c) инвертируют диапазон среднего сдвига для акустического сопротивления Is поперечной волны или для скорости Vp продольной волны, деленной на скорость Vs поперечной волны, с Ip, зафиксированным на своем значении из (b), с использованием алгоритма упругой инверсии; (d) инвертируют диапазон дальнего сдвига для плотности, используя алгоритм упругой инверсии, с Ip, зафиксированным на своем значении из (b), и Vp/Vs, зафиксированным на значении, определенном из значения Is из (c); и (e) вычисляют Vp и Vs из Ip и Is, используя определение акустического сопротивления и плотности, как определено в (d).
[0010] В типичном примере диапазон ближнего сдвига мог бы быть <500 м, при этом диапазон дальнего сдвига составляет >2 км, а диапазон среднего сдвига находится между ними.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0011] Преимущества настоящего изобретения более понятны со ссылкой на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи, на которых:
Фигура 1 представляет собой блок-схему, показывающую основные шаги в одном варианте осуществления способа обработки сейсмических данных настоящего изобретения;
Фигура 2 показывает профили истинных Vp, Vs и плотности, используемые для генерирования синтетической сейсмограммы и одной из сейсмограмм общей точки взрыва;
Фигура 3 показывает инверсию Ip с использованием ближнего сдвига и несоответствия данных по сравнению с истинным Ip и синтетическими данными;
Фигура 4 показывает Ip одно без знания о Vp/Vs, не в состоянии объяснить данные среднего сдвига;
Фигура 5 показывает инверсию Vp/Vs с зафиксированным Ip из Фигуры 2, объясняет сейсмические данные до средних сдвигов; и
Фигура 6 показывает результаты инверсии плотности от данных дальнего сдвига, с Ip и Vp/Vs зафиксированными из Фигуры 2 и Фигуры 4.
[0012] Многие из чертежей представляют собой цветные оригиналы, преобразованные в оттенки серого из-за ограничений патентного права на использование цвета.
[0013] Изобретение будет описано в связи с примерными вариантами осуществления. Однако в той степени, в которой последующее подробное описание является специфичным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования изобретения, оно предназначено только для иллюстрации, и не должно быть истолковано в качестве ограничивающего объем изобретения. Напротив, оно предназначено для охвата всех альтернативных вариантов, модификаций и эквивалентов, которые могут быть включены в объем изобретения, как определено прилагаемой формулой изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРИМЕРНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
[0014] Способ упругой FWI, представленный ("SSB" для краткости) Сирс, Сингх и Бартон (Sears, Singh and Barton, 2008), трехэтапный рабочий процесс был предложен для оценки Vp, Vs из сейсмических данных продольной волны и поперечной волны: этап один, инверсия для Vp короткого и промежуточного масштаба с использованием данных продольной волны нормального падения и широкого угла; этап два, инверсия для промежуточной Vs с использованием данных продольной волны широкого угла; и этап три, инверсия для Vs короткого масштаба с использованием данных обменной PS-волны. Короткий и промежуточный масштаб являются терминами, используемыми в работе SSB. Вообще говоря, короткий масштаб относится к пространственным масштабам, которые могут быть выведены непосредственно из высокочастотной энергии отражения в сейсмических данных, а большой масштаб относится к пространственным масштабам, чьи отраженные частоты ниже типичных сейсмических источников (например, 4-6 Гц в морских работах). Следовательно, большой масштаб, как правило, выводится из анализа скорости миграции. Разрыв между большим масштабом и коротким масштабом обычно называется промежуточным масштабом.
[0015] Тогда как способ SSB может показаться, на первый взгляд, похожим на 3-этапный изобретательский способ, который описан в материалах настоящей заявки, есть важные отличительные признаки, которые отличают их. Во-первых, способ SSB использует различные волновые режимы на протяжении 3 этапов. Настоящий изобретательский способ использует один и тот же волновой режим (PP-волна), но различный угол отражения/сдвиг на протяжении трех этапов. Хорошо известно, что данные PP-волны представляют большую часть записанной энергии в типичной сейсмической разведке, и, следовательно, большую часть значения в морских сейсморазведочных работах с буксируемой косой. Во-вторых, способ SSB не разделяет данные нормального падения и широкоугольной продольной волны на этапе 1, а использует их одновременно. Настоящий изобретательский способ использует только данные отражения малого угла на этапе 1, который является критическим этапом ускорения сходимости.
[0016] Синтетический пример используется, чтобы продемонстрировать, что этот метод является очень надежным и эффективным в извлечении Ip и Vp/Vs. Общее число итераций, необходимых для получения Ip и Vp/Vs, составляет ~10. Извлечение информации о плотности на этапе 3 (см. блок схему на Фиг.1) может потребовать дополнительные 10-15 итераций в синтетическом примере. Испытания на эксплуатационных данных показывают, что точная и надежная оценка Ip и Vp/Vs может быть получена также в пределах ~10 итераций. Однако в случае эксплуатационных данных надежность инверсии плотности сильно зависит от точности модели скорости, включая анизотропию, и качества данных на дальних сдвигах.
3
[0017] Синтетический пример следует варианту осуществления настоящего изобретательского способа, проиллюстрированного на блок-схеме на Фиг.1. Синтетические (смоделированные на компьютере) данные используются в этом тестовом примере, чтобы продемонстрировать изобретения. Набор данных генерируется моделированием изотропной упругой конечной разности на пластовой (ID) модели толщи пород, показанной на Фигуре 2, где Vp, Vs и плотность изображены по сравнению с глубиной в недрах. Единицами измерения для скорости и плотности являются м/с и кг/м. Общим образом снятая сейсмограмма синтетических "измеренных" данных также показана обозначением 8 на Фиг.2. Время в секундах изображено на вертикальной оси, а сдвиг в метрах изображен на горизонтальной оси. Максимальная глубина модели толщи пород составляет 2,3 км, а максимальный доступный сдвиг составляет 5 км. Из-за ограничений патентного права на использование цвета, изображенная снятая сейсмограмма 8 представляет собой преобразование в оттенки серого цветного отображения данных, где цвет используется для представления величины сейсмических амплитуд. То же самое справедливо для сравнений смоделированных и измеренных данных, а также несоответствий, показанных на Фиг.3-6.
3
[0018] Шаг 1: Инверсия Ip из данных ближнего сдвига. Во-первых, акустическая FWI выполняется с использованием данных PP ближнего сдвига (сдвиг <500 м), чтобы получить оценку Ip, которая изображена на Фиг.3. Как объяснено выше, данные PP-волны на малых углах отражения (эквивалентно, малых сдвигах в этом примере) определяются акустическим сопротивлением Ip. Упругие параметры оказывают очень маленькое воздействие на данные PP отражения малых углов. Исходные модели Vp и плотности необходимы для выполнения акустической FWI. Исходная модель Vp может быть получена из традиционного анализа скорости миграции, и для этого синтетического теста сглаженная версия "истинного" профиля Vp (используемого для ускорения моделирования синтетических данных) на Фигуре 2 была использована. Исходная модель плотности может быть получена из эмпирической взаимосвязи между плотностью и Vp. Для простоты, модель постоянной плотности (1,000 кг/м) была использована, чтобы с нее начать. Из математического определения
<mrow><msub><mi>I</mi><mi>p</mi></msub><mo>=</mo><mi>ρ</mi><msub><mi>V</mi><mi>p</mi></msub></mrow>
(1)
ясно, что инвертированное Ip с известной плотностью ρ может быть непосредственно переведено в Vp после деления Ip на плотность ρ. Результаты на итерации 5 Ip и Vp показаны как во временной, так и в глубинной областях на Фиг.3, где темные линии представляют собой инвертированную модель, а в меньшей степени затененные линии представляют собой синтетическую модель Инвертированная неизвестная является Ip в этом случае. Оценка Vp может затем быть получена путем деления инвертированного Ip на ρ в соответствии с уравнением (1). На Фиг.3 на инвертированные модели наложены истинные синтетические модели для сравнения. Все инверсии выполнены в глубинной области (метры); результаты показаны на 11 и 12. Для сравнения в определенном частотном диапазоне результаты инверсии преобразуются во время (секунды) посредством преобразования глубина-во-время с использованием сглаженной версии истинной Vp на Фиг.2. Сравнения во временной области (9 и 10) ограничены в пределах 5-40 Гц после применения полосового фильтра. Из 9 и 11 можно увидеть, что инвертированное Ip соответствует синтетической модели очень хорошо. Поскольку Vp была получена из инвертированного Ip на основе предполагаемой постоянной ρ в соответствии с Уравнением (1), хорошее соответствие между полученной Vp и истинной Vp не ожидается (еще не была выполнена обновленная оценка ρ). Таким образом, исходная модель плотности (постоянная) очень отличается от синтетической модели (7 на Фиг.2) плотности, и это различие отражено в Vp из-за уравнения (1). Это, в частности, указано в 10 несоответствием во временной области на примерно 1,75 с, и подобным несоответствием в глубинной области (12) на примерно 1800 м. Можно увидеть на 9 и 11, что несоответствие для Ip намного меньше в это конкретное время и на этой глубине.
[0019] Несоответствие 15 данных, т.е. разница между измеренными данными 13 (из синтетических моделей) и смоделированными данными 14 (из инвертированного Ip, постоянной плотности и полученной Vp в соответствии с (1)) показано на Фигуре 3. Разница на самом деле незначительна. Несоответствие данных представляет собой очень важный критерий для проверки сходимости во время инверсии эксплуатационных (фактических) данных, потому что в применении эксплуатационных данных 'истинная модель' редко известна. Вообще говоря, когда другие условия схожи, более хорошее несоответствие данных обычно, но не всегда, указывает на более высокую уверенность в продукте инверсии. Незначительная величина несоответствия указывает, что данные ближнего сдвига могут быть хорошо объяснены одним Ip.
[0020] Шаг 2: Инверсии Is или Vp/Vs из данных среднего сдвига (< 2 км) c Ip, зафиксированным из предыдущего шага. Следующее известно, простые взаимосвязи:
<mrow><msub><mi>I</mi><mi>s</mi></msub><mo>=</mo><mi>ρ</mi><msub><mi>V</mi><mi>s</mi></msub></mrow>
(2)
<mrow><msub><mi>I</mi><mi>s</mi></msub><mo>=</mo><mfrac><mrow><msub><mi>V</mi><mi>s</mi></msub></mrow><mrow><msub><mi>V</mi><mi>p</mi></msub></mrow></mfrac><msub><mi>I</mi><mi>p</mi></msub></mrow>
(3)
где Уравнение (3) непосредственно вытекает из Уравнений (1) и (2). На этом шаге 2 инверсия должна быть упругой, и неизвестная инверсии была Vp/Vs. Поскольку Ip зафиксировано из предыдущего шага, инвертирование для Vp/Vs эквивалентно инвертированию для Is на этом шаге в соответствии с (3). Альтернативно, неизвестной инверсии могло бы быть Is. Фиг.4 показывает различие между исходной моделью Vs (темная линия, постоянная) и синтетической моделью (в меньшей степени затененная линия) в 18, и отношение Vp/Vs показано в 19. С этой исходной моделью Vs и Vp (показанной на 17) и плотностью (постоянной) из шага 1, большое несоответствие данных может наблюдаться на панели 22 при расширении сдвига до 2 км, как показано на Фигуре 4. Это из-за того, что одного Ip не достаточно, чтобы объяснить данные среднего угла отражения (сдвига). Хорошая оценка для второго параметра, который представляет собой Vp/Vs, нужная для объяснения данных среднего сдвига. Однако, несоответствие данных на ближнем сдвиге все еще так же мало, как на Фигуре 3 (15), потому что Ip зафиксировано (16, 9) из шага 1.
[0021] Следуя тому же расположению, что и на Фиг.3, используемой в отображении результатов инверсии шага 1, Фиг.5 показывает инвертированное Vp/Vs (темная линия, 26) после 5 итераций, на которое наложена синтетическая модель (в меньшей степени затененная линия, 26). Инвертированная модель соответствует синтетической модели очень хорошо. Как показано на панели 29, несоответствие данных в диапазоне среднего сдвига (от 500 м до 2 км, масштаб не показан на рисунке) сильно уменьшено, обладая преимуществом инвертированной модели Vp/Vs. На шаге 2 инверсии Ip (23) и Vp (24) зафиксированы из шага 1. Из уравнения (3) точное Is может быть получено из точных результатов инверсии Ip и Vp/Vs. Но Vs из Уравнения (2) не будет такой же точной, если информация о плотности отсутствует или неточна. Это показано во время ≈ 1,75 с на Фиг.5, где можно увидеть, что Vs, полученная из Vp/Vs, не соответствует синтетической модели в той же степени, что и Vp/Vs.
[0022] Шаг 3: Инверсия плотности из данных дальнего сдвига (до 5 км) с Ip и Vp/Vs, зафиксированными из предыдущих двух шагов. Математические соотношения (1) - (3) показывают, что любое обновление плотности с зафиксированными Ip и Vp/Vs приводит к обновлению Vp и Vs. Следовательно, инверсия плотности с зафиксированными Ip и Vp/Vs эквивалентна инверсии Vp. На шаге 3 все доступные сдвиги до 5 км (в этом примере) используются, чтобы выполнить упругую инверсию для плотности с Ip и Vp/Vs, зафиксированными из шагов 1 и 2. Фигура 6 показывает инвертированную плотность (темная линия, 33) после 10 итераций, на которую наложена синтетическая модель (в меньшей степени затемненная линия, 33), где синтетическая модель - это 7 на Фиг.2, преобразованная во временную область. В то же время, шаг 3 приводит к улучшенному предсказанию Vp (31, темная линия) по сравнению с Фиг.3 (10, темная линия) из-за обновленного профиля 33 плотности. Несоответствие данных находится в основном на дальних смещениях (от 2 км до 5 км), как это показано на 36 на Фиг.3.
[0023] Вышеизложенное описание направлено на конкретные варианты осуществления настоящего изобретения в целях иллюстрирования его. Это будет очевидно, однако, специалистам в данной области техники, что различные модификации и вариации описанных здесь вариантов осуществления возможны. Все такие модификации и изменения подразумеваются быть в рамках настоящего изобретения, как определено в прилагаемой формуле изобретения.
Библиографический список
1. Aki and Richards, Количественная Сейсмология, Теория и Способы, глава 5.20, W.H.Freeman & Co. (1980).
2. Lazaratos S., Chikichev I. и Wang K., 2011, Улучшение скорости сходимости Полноволновой Инверсии (FWI) с использованием спектрального формирования, Публикация заявки на патент РСТ WO2012/134621.
3. Hampson, Russell, и Bankhead, "Одновременная инверсия сейсмических данных до суммирования", 75-й Ежегодная Международная Встреча, SEG, Расширенные Рефераты, 1633-1637 (2005).
4. Sears, Singh и Barton "Упругая полноволновая инверсия многокомпонентных сейсмических данных OBC", Геофизические изыскания 56, 843-862 (2008).