Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных

Авторы патента:


Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных
Определение положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных

Владельцы патента RU 2570221:

ЛОДЖИНД Б.В. (NL)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске и разработке месторождений полезных ископаемых. Согласно заявленному предложению определение местоположения геологического слоя в подземной формации включает в себя прием сейсмических данных, представляющих взаимодействие геологического слоя с распространением сейсмической волны, идентификацию сейсмического импульса источника, представляющего часть сейсмической волны, падающей на границу геологического слоя, создание шаблона геологического слоя из геологического слоя, включающего в себя первичную и вторичную отражающие поверхности раздела, связанные с отражательной способностью, на основании свойств материала геологического слоя. Далее формируют шаблон проявления сейсмического импульса путем наложения сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя при использовании математической операции свертывания для моделирования интерференции сейсмических волн, обусловленной первичной и вторичной отражающими поверхностями раздела. Осуществляют идентификацию экстремума сейсмических данных и определяют на основании экстремума местоположения геологического слоя в подземной формации путем использования шаблона проявления сейсмического импульса. Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 табл., 14 ил.

 

Уровень техники

Такие работы, как исследование, бурение, испытание на каротажном кабеле, заканчивание скважины, добыча, планирование и анализ в эксплуатационных условиях, обычно выполняют для определения местоположения ценных скважинных флюидов и сбора сейсмических данных о них. Часто исследования выполняют, используя методологические средства регистрации, такие как сейсмические сканеры или топопривязчики для образования карт подземных формаций. Часто эти формации анализируют, чтобы определить присутствие подземных ресурсов, таких как ценные флюиды или минералы, или чтобы определить, не имеют ли формации характеристик, подходящих для хранения флюидов. Хотя подземные ресурсы не ограничены углеводородами, такими как нефть, на всем протяжении этой заявки термины «нефтяное месторождение» и «работы на нефтяном месторождении» могут использоваться как взаимозаменяемые с терминами «месторождение» и «работы на месторождении» для обозначения месторождения, имеющего ценные флюиды или минералы любых видов, и работ на месторождении, относящихся к любому из таких подземных ресурсов.

Во время работ по бурению и добыче обычно собирают данные, предназначенные для анализа и/или контроля работ. Такие данные могут включать в себя, например, информацию, касающуюся подземных формаций, оборудования, и исторические и/или другие данные.

Данные, касающиеся подземной формации, собирают, используя ряд источников. Такие данные о формации могут быть статическими или динамическими. К статическим данным относятся, например, структура формации и геологическая стратиграфия, которая определяет геологические структуры подземной формации. К динамическим данным относится, например, движение флюидов через геологические структуры подземной формации в динамике во времени. Такие статические и/или динамические данные можно собирать для получения более подробных сведений о формациях и ценных ресурсах, содержащихся в них.

В частности, сейсмическое исследование обычно используют для обнаружение залежей углеводородов (нефти и газа) в геологических формациях. При сейсмическом исследовании источники генерируют сейсмические волны, или сигналы, которые распространяются в геологические формации и создают по пути следования изменения давления и вибрации. Сейсмические волны рассеиваются на изменениях упругих свойств геологических формаций, изменяются направления распространения и другие свойства волн. Часть энергии, которая излучается источниками, достигает сейсмических датчиков. Некоторые сейсмические датчики (гидрофоны) являются чувствительными к изменениям давления, другие (например, геофоны) - к движению частиц, и при промышленной разведке можно развертывать датчики одного вида или обоих видов. В ответ на обнаружение сейсмических волн сейсмические датчики формируют электрические сигналы для получения сейсмических данных. В таком случае анализ сейсмических данных может показать наличие вероятных мест нахождения залежей углеводородов или отсутствие их.

Традиционная обработка сейсмических данных основана на предпосылке, заключающейся в том, что сейсмических измерений недостаточно для разрешения толщины слоя напластования, которая меньше одной четверти длины волны сейсмического сигнала. Однако залежь углеводородов может содержаться в относительно тонком слое напластования, который имеет толщину меньше четвертьволнового порога. Примеры таких тонких слоев напластования включают в себя осадочные слои, которые образуются потоками, реками, бухтовыми осадками, мутными потоками и фрагментированными остатками осыпных склонов, которые образуются при воздействии волн на рифы. Поэтому четвертьволновые ограничения препятствуют различению относительно тонких геологических объектов и в общем случае могут мешать обнаружению некоторых залежей нефти и газа.

Краткое изложение

В одной или нескольких реализациях определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных способ включает в себя прием сейсмических данных, представляющих взаимодействие геологического слоя с распространением сейсмической волны, идентификацию по сейсмическим данным сейсмического импульса источника, представляющего часть сейсмической волны, падающей на границу геологического слоя, создание шаблона геологического слоя из геологического слоя, включающего в себя первичную и вторичную отражающие поверхности раздела, связанные с отражательной способностью, на основании свойств материала геологического слоя, образование шаблона проявления сейсмического импульса путем наложения сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя при использовании математической операции свертывания для моделирования интерференции сейсмических волн, обусловленной первичной и вторичной отражающими поверхностями раздела, идентификацию экстремума сейсмических данных и определение на основании экстремума местоположения геологического слоя в подземной формации при использовании шаблона проявления сейсмического импульса.

Другие аспекты определения местоположения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных станут очевидными из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Прилагаемыми чертежами иллюстрируются несколько осуществлений определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных и они не должны рассматриваться как ограничивающие его объем, при этом могут предполагаться другие, в равной степени эффективные осуществления определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных.

Фиг.1 - схематичный вид, частично в разрезе, месторождения, имеющего множество приборов регистрации данных, расположенных в различных местах на всем протяжении месторождения, предназначенных для сбора данных из подземной формации, в соответствии с которым могут быть реализованы осуществления определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных.

Фиг.2 - представление системы, которой можно реализовать одно или несколько осуществлений определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных.

Фиг.3 - вид примера шаблона геологического слоя, предназначенного для определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям.

Фигуры 4-8 - представления примеров параметров, используемых для образования примера шаблона проявления сейсмического импульса в шаблоне геологического слоя, предназначенного для определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям.

Фиг.9 - представление примера сейсмических данных, по которым определяют положение геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса согласно одному или нескольким осуществлениям.

Фиг.10 - представление примера способа определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям.

Фигуры 11 и 12 - представления примеров применения способа определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям; и

Фиг.13 - представление компьютерной системы, в которой можно реализовать одно или несколько осуществлений определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных.

Подробное описание

Осуществления показаны на определенных выше чертежах и описываются ниже. При описании осуществлений одинаковые или идентичные позиции используются для обозначения общих или аналогичных элементов. Чертежи необязательно выполнены в масштабе и в интересах ясности и выразительности некоторые детали и некоторые виды на чертежах могут быть показаны в увеличенном масштабе или схематично.

Обычно в способах интерпретации сейсмических данных и программно-реализуемых алгоритмах прослеживания, используемых в этой заявке, из массива сейсмических данных выбирают максимальные, минимальные значения сейсмических величин или переходы через нулевой уровень значений сейсмических величин, чтобы находить адекватное представление подстилающей поверхности раздела геологического напластования, например, чтобы прослеживать интерпретируемые горизонты на сейсмическом разрезе (то есть двумерном разрезе массива сейсмических данных). Поскольку размерности поверхностей раздела напластований приближаются к пределам разрешающей способности, характерной для сейсмических волн (то есть ограничениям разрешающей способности сейсмической разведки), обычные способы интерпретации сейсмических данных и программно-реализуемые алгоритмы прослеживания не дают удовлетворительных результатов. В общем случае осуществления определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных расширяют способы интерпретации сейсмических данных и программно-реализуемые алгоритмы прослеживания за счет учета ограничений разрешающей способности сейсмической разведки при прослеживании интерпретируемых горизонтов на сейсмическом разрезе. В частности, геологические сведения относительно геологической среды получают, определяя положение геологического напластования в сейсмических данных почти по критерию Релея, как поясняется в Kallweit R.S. and Wood L.C., “The limits of resolution of zero-phase wavelets”, Geophysics, Vol.47, №7 (July 1982), pp.1035-1046. В соответствии с этим этапы обработки и моделирования используют для определения местоположения интерпретированных тонкослойных геологических объектов и для выявления с большей ясностью, где расположены утончающиеся кверху и книзу последовательности (например, стратиграфические последовательности с высоким содержанием нефти, такие как каналы, оперяющие разрывы, делювиальные склоны на рифах, эоловые, турбидитные осадки и т.д.). На всем протяжении этой заявки термин «сейсмические данные» в зависимости от контекста может относиться к исходным данных, обработанным данных и/или выходным данным, образуемым из различных данных.

На фиг.1 представлен схематичный вид, частично в разрезе, месторождения (100), имеющего приборы (102-1), (102-2), (102-3) и (102-4) регистрации данных, расположенные в различных местах месторождения (100), предназначенные для сбора данных из подземной формации (104). Как показано, данные, собираемые с приборов (с 102-1 по 102-4), можно использовать для построения графиков (с 108-1 по 108-4, соответственно) данных.

Как показано на фиг.1, подземная формация (104) включает в себя несколько геологических структур (с 106-1 по 106-4). Как показано, формация имеет песчаниковый слой (106-1), известняковый слой (106-2), глинистый слой (106-3) и песчаный слой (106-4). Линия (107) разрыва продолжается через формацию. В одном или нескольких осуществлениях приборы регистрации статических данных выполнены с возможностью измерения формации и обнаружения характеристик геологических структур формации.

Как показано на фиг.1, буровые работы представлены как выполняемые буровым инструментом (102-2), подвешенным на буровой установке (101) и продвигающимся в подземную формацию (104) с образованием ствола (103) скважины. Буровой инструмент (102-2) может быть выполнен с возможностью измерения внутрискважинных характеристик благодаря использованию прибора каротажа в процессе бурения.

Наземный блок (не показан) используется для связи с буровым инструментом (102-2) и с оперативной службой за пределами площадки. Наземный блок способен устанавливать связь с буровым инструментом (102-2) для передачи команд к буровому инструменту (102-2) и для приема данных с него. Наземный блок может быть снабжен вычислительным оборудованием для приема, сохранения, обработки и/или анализа данных из месторождения (100). Наземный блок собирает данные, формируемые во время буровых работ, и вырабатывает выходные данные, которые могут сохраняться или передаваться. Вычислительное оборудование, такое как вычислительное оборудование наземного блока, может быть расположено на различных местах в пределах месторождения (100) и/или на удаленных местах.

Датчики, такие как измерительные приборы, могут быть расположены в пределах месторождения (100) для сбора данных, имеющих отношение к различным работам на месторождении, описанным ранее. Например, датчик можно располагать на одном или нескольких местах в буровом инструменте (102-2) и/или на буровой установке (101), чтобы измерять параметры бурения, такие как нагрузка на долото, крутящий момент на долоте, давления, температуры, расходы, составы, частота вращения и/или другие параметры работ на месторождении.

Данные, получаемые датчиками, могут собираться наземным блоком и/или другими средствами сбора данных, предназначенными для анализа или другой обработки. Данные, собираемые датчиками, можно использовать сами по себе или в сочетании с другими данными. Данные можно собирать в одну или несколько баз данных и/или передавать на площадку или за пределы площадки. Все данные или выбранные части данных можно избирательно использовать для анализа и/или прогнозирования работ на месторождении в имеющихся и/или других стволах скважин. Данные могут быть историческими данными, данными реального времени или сочетанием их. Данные реального времени можно использовать в реальном времени или сохранять для последующего использования. Кроме того, данные можно объединять с историческими данными или другими входными данными для дальнейшего анализа. Данные можно сохранять в отдельных базах данных или объединять в единственную базу данных.

Собранные данные можно использовать при выполнении работ, таких как направление ствола скважины. Согласно другому примеру выходные сейсмические данные можно использовать для выполнения геологических, геофизических и/или коллекторных технических работ. В этом примере коллекторные, скважинные, наземные и/или технологические данные могут использоваться для выполнения моделирования коллектора, ствола скважины, геологических, геофизических или других моделирований. Выходные данные работ на месторождении можно формировать непосредственно с датчиков или после некоторой предварительной обработки или моделирования. Эти выходные данные могут служить входными данными при дальнейшем анализе.

Как показано на фиг.1, графики (с 108-1 по 108-4) данных являются примерами графиков статических и/или динамических свойств, которые могут представляться приборами (с 102-1 по 102-4) регистрации данных. Например, графиком (108-1) данных представлен сейсмический сигнал при двойном времени пробега. В другом примере графиком (108-2) данных представлены данные об образцах керна, измеренные по образцам керна формации (104). В еще одном примере графиком (108-3) данных представлена каротажная кривая. В еще одном примере на графике (108-4) данных представлена кривая динамического свойства, расхода флюида с течением времени. Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что также могут быть собраны другие данные, такие как, но без ограничения ими, исторические данные, входные данные пользователя, экономическая информация, данные других измерений и другие параметры, представляющие интерес.

Хотя изображена конкретная подземная формация (104) с конкретными геологическими структурами, должно быть понятно, что формация может содержать разнообразные геологические структуры. Кроме того, флюид, порода, вода, нефть, газ и другие геоматериалы могут присутствовать в различных частях формации. Каждое из измерительных устройств можно использовать для измерения свойств формации и/или нижележащих структур. Хотя каждый регистрирующий прибор показан расположенным на конкретном месте на протяжении формации, должно быть понятно, что для сравнения и/или анализа можно выполнять измерения одного или нескольких видов на одном или нескольких местах на протяжении одного или нескольких месторождений или на других местах заложения скважин, используя один или несколько регистрирующих приборов. Термины «измерительное устройство», «измерительный прибор», «регистрирующий прибор» и/или «промысловые приборы» являются взаимозаменяемыми и используются в этой заявке исходя из контекста.

На следующем шаге можно оценить данные, собранные от различных источников, таких как приборы регистрации данных из фиг.1. Обычно сейсмические данные с прибора (102-2) регистрации данных, отображенные на графике (108-1) данных, использует геофизик для определения характеристик подземной формации (104). Керновые данные, показанные на графике (108-2), и/или каротажные данные из каротажной диаграммы (108-3) обычно использует геолог для определения различных характеристик геологических структур подземной формации (104). Данные о добыче из графика (108-4) добычи обычно использует инженер-промысловик для определения характеристик движения флюидов в коллекторе.

На фиг.2 показана функциональная схема системы (200) для определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям. Система (200) включает в себя прибор (220) анализа геологического слоя, пользовательскую систему (240), систему (210) регистрации сейсмических данных и систему (213) интерпретации сейсмических данных. Прибор (220) анализа геологического слоя включает в себя репозиторий (228), один или несколько прикладных интерфейсов (221), анализатор (222) сейсмического импульса источника, инициализатор (223) шаблона геологического слоя, генератор (224) шаблона проявления сейсмического импульса и модуль (227) корректировки интерпретации сейсмических данных. Пользовательская система (240) включает в себя процессор (241), пользовательский интерфейс (242) и блок (243) отображения. Каждый из этих компонентов подробно описывается ниже. Специалисту в данной области техники должно быть понятно, что осуществления не ограничены конфигурацией, показанной на фиг.2.

В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя выполнен с возможностью взаимодействия с системой (210) регистрации сейсмических данных, системой (213) интерпретации сейсмических данных и пользовательской системой (240) за счет использования одного или нескольких прикладных интерфейсов (221). Прикладные интерфейсы (221) могут быть выполнены с возможностью приема данных с системы (210) регистрации сейсмических данных, системы (213) интерпретации сейсмических данных и пользовательской системы (240) и передачи данных к ним и/или в репозиторий (228) для сохранения.

В одном или нескольких осуществлениях система (210) регистрации сейсмических данных, которая может быть прибором (102-1) регистрации данных, показанным выше на фиг.1, включает в себя сейсмический источник (источники) (211) и сейсмический приемник (приемники) (212). В одном или нескольких осуществлениях сейсмический источник (источники) (211) может быть любым сейсмическим источником, известным специалистам в данной области техники (например, сейсмическим источником на основе взрывчатого вещества, воздушной пушкой, сейсмическим вибратором и т.д.), который выполнен с возможностью генерирования сейсмических волн, распространяющихся через подземную формацию. Сейсмический приемник (приемники) (212) может быть любым сейсмическим приемником, известным специалистам в данной области техники (например, геофоном и т.д.), который выполнен с возможностью обнаружения отражений сейсмических волн и формирования сейсмических данных, представляющих взаимодействие подземных объектов (например, горизонта, разрыва или иного геологического слоя) с распространением сейсмической волны. В одном или нескольких осуществлениях система (210) регистрации сейсмических данных является источником сейсмических данных (например, сейсмических данных (231)), используемых во всей системе (200). Как отмечалось выше, сейсмические данные в форме исходных данных, обработанных данных и/или выходных данных, формируемых на основании различных данных, используются во всей системе (200).

В одном или нескольких осуществлениях система (213) интерпретации сейсмических данных может быть любой системой интерпретации сейсмических данных, известной специалистам в данной области техники, предназначенной для обработки сейсмических данных с оцениванием глубины подземных объектов, которые создают отражения сейсмических волн. Система (210) регистрации сейсмических данных, система (213) интерпретации сейсмических данных и пользовательская система (240) могут быть расположены в одном месте или в отдельных местах, например в наземном блоке, который может быть расположен в различных местах в пределах месторождения (100) и/или в удаленных местах.

В одном или нескольких осуществлениях процессор (например, центральный процессор (ЦП)) (241) пользовательской системы (240) сконфигурирован для выполнения команд на работу компонентов пользовательской системы (240) (например, пользовательского интерфейса (242)).

В одном или нескольких осуществлениях пользовательская система (240) выполнена с возможностью взаимодействия с пользователем (не показан) благодаря использованию пользовательского интерфейса (242). Пользовательский интерфейс (242) может быть выполнен с возможностью приема данных и/или команды (команд) от пользователя. Кроме того, пользовательский интерфейс (242) может быть выполнен с возможностью выдачи команды (команд) пользователю. В дополнение к этому пользовательский интерфейс (242) может быть выполнен с возможностью передачи данных и/или команды (команд) на прибор (220) анализа геологического слоя и/или систему (213) интерпретации сейсмических данных и приема данных и/или команды (команд) от них. Пользователь может представлять собой, но без ограничения ими, отдельного человека, группу, организацию или некоторое другое юридическое лицо.

В одном или нескольких осуществлениях блок (243) отображения может быть предусмотрен в пользовательской системе (240) для просмотра данных (например, сейсмических данных, таких как сейсмические данные (231). Данные, воспроизводимые блоком (243) отображения, могут быть исходными данными, обработанными данными и/или выходными данными, образованными из различных данных. В одном или нескольких осуществлениях блок (243) отображения выполнен с возможностью предоставления гибкого просмотра данных, так что показываемые на экране изображения при желании могут соответствовать требованиям заказчика. Пользователь может планировать, корректировать и/или иным образом выполнять работы на месторождении (например, определять желаемый план действий во время работ на месторождении), основываясь на просмотре отображаемых промысловых данных. Работы на месторождении можно избирательно корректировать в ответ на просмотр данных на блоке (243) отображения. Блок (243) отображения может включать в себя двумерный (2D) индикатор или трехмерный (3D) индикатор для просмотра данных или различных аспектов работ на месторождении.

Пользовательская система (240) может быть устройством связи на основе Интернета или может содержать устройство связи некоторого вида, которое способно осуществлять связь с прикладным интерфейсом (221) прибора (220) анализа геологического слоя. Как вариант прибор (220) анализа геологического слоя может быть частью пользовательской системы (240). Кроме того, пользовательская система (240) может быть способна осуществлять связь с системой (213) интерпретации сейсмических данных. Как вариант система (213) интерпретации сейсмических данных может быть частью пользовательской системы (240). Пользовательская система (240) может представлять собой, но без ограничения ими, настольный компьютер с доступом в Интернет, переносный компьютер с доступом в Интернет, интеллектуальный телефон и персональный цифровой ассистент (PDA) или другое, доступное пользователю устройство.

Как показано, линии связи предусмотрены между прибором (220) анализа геологического слоя, системой (210) регистрации сейсмических данных, системой (213) интерпретации сейсмических данных и пользовательской системой (240). Ряд линий можно предусмотреть для продвижения потока данных через систему (200). Например, можно предусмотреть линии связи для непрерывной, периодической, односторонней, двусторонней и/или избирательной связи на протяжении системы (200). Линии связи могут быть любого вида, включая, но без ограничения ими, проводные и беспроводные.

В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя включает в себя анализатор (222) сейсмического импульса источника, выполненный с возможностью идентификации по сейсмическим данным (231) сейсмического импульса источника, представляющего сейсмическую волну, падающую на границу геологического слоя. Сейсмический импульс источника и анализатор (222) сейсмического импульса источника более подробно описываются ниже с обращением к фигурам 3-12.

В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя включает в себя инициализатор (223) шаблона геологического слоя, выполненный с возможностью инициализации отражательной способности на шаблоне геологического слоя (например, шаблоне (229) геологического слоя) на основании свойств материала, связанного с геологическим слоем. В одном или нескольких осуществлениях шаблон (229) геологического слоя включает в себя первичную и вторичную отражающие поверхности раздела. Шаблон (229) геологического слоя и инициализатор (223) шаблона геологического слоя более подробно описываются ниже с обращением к фигурам 3-12.

В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя включает в себя генератор (224) шаблона проявления сейсмического импульса, выполненный с возможностью образования шаблона проявления сейсмического импульса (например, шаблона (230) проявления сейсмического импульса). В одном или нескольких осуществлениях генератор (224) шаблона проявления сейсмического импульса включает в себя (1) математический вычислитель (225) свертки, выполненный с возможностью образования коллекции моделированных составных сейсмических импульсов путем наложения сейсмического импульса источника на шаблон (229) геологического слоя для моделирования интерференции сейсмических волн, обусловленной первичной и вторичной отражающими поверхностями раздела, и (2) анализатор (226) параметра наклона. Анализатор параметра наклона может быть выполнен с возможностью (1) идентификации моделированных максимумов в коллекции моделированных составных сейсмических импульсов, (2) определения моделированных параметров наклона, связанных с моделированными максимумами, (3) определения удалений от моделированных максимумов до первичной и вторичной отражающих поверхностей раздела из шаблона (229) геологического слоя и (4) включения удалений, индексированных с учетом моделированных параметров наклона, в шаблон (230) проявления сейсмического импульса. Генератор (224) шаблона проявления сейсмического импульса, математический вычислитель (225) свертки, анализатор (226) параметра наклона, шаблон (230) проявления сейсмического импульса, моделированные составные сейсмические импульсы, моделированные максимумы, моделированные параметры наклона и удаления более подробно описываются ниже с обращением к фигурам 3-12.

В одном или нескольких осуществлениях система (213) интерпретации сейсмических данных выполнена с возможностью идентификации, на основании входных данных пользователя, максимума сейсмических данных, связанного с геологическим слоем. В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя включает в себя модуль (227) коррекции интерпретации сейсмических данных, выполненный с возможностью осуществления связи с системой (213) интерпретации сейсмических данных и выполнения корректировок результатов (например интерпретаций сейсмических данных). Например, модуль (227) коррекции интерпретации сейсмических данных может получать идентифицированные максимумы (или интерпретированные максимумы) сейсмических данных, связанных с геологическим слоем, от системы (213) интерпретации сейсмических данных и образовывать поправки к интерпретированным границам и толщине геологического слоя, в частности, когда толщина геологического слоя близка к или меньше четверти длины волны сейсмического импульса источника.

В одном или нескольких осуществлениях модуль (227) коррекции интерпретации сейсмических данных выполнен с возможностью идентификации наклона, связанного с максимумом сейсмических данных, идентификации удаления из удалений в шаблоне (230) проявления сейсмического импульса путем сравнения наклона с моделированными параметрами наклона в шаблоне (230) проявления сейсмического импульса и определения местоположения геологического слоя (в частности, его границы) в подземной формации на основании максимума сейсмических данных и удаления, идентифицированного в шаблоне (230) проявления сейсмического импульса.

В одном или нескольких осуществлениях модуль (227) коррекции интерпретации сейсмических данных также выполнен с возможностью определения толщины геологического слоя на основании максимума сейсмических данных и удаления, идентифицированного в шаблоне (230) проявления сейсмического импульса. Модуль (227) коррекции интерпретации сейсмических данных более подробно описывается ниже с обращением к фигурам 3-12.

В одном или нескольких осуществлениях центральный процессор (ЦП, не показан) прибора (220) анализа геологического слоя сконфигурирован для выполнения команд на работу компонентов прибора (220) анализа геологического слоя (например, репозитория (228), анализатора (222) сейсмического импульса источника, инициализатора (223) шаблона геологического слоя, генератора (224) шаблона проявления сейсмического импульса и модуля (227) коррекции интерпретации сейсмических данных). В одном или нескольких осуществлениях запоминающее устройство (непоказанное) прибора (220) анализа геологического слоя сконфигурировано для сохранения команд программного обеспечения на использование компонентов прибора (220) анализа геологического слоя для определения местоположения и/или толщины подземного геологического слоя. Запоминающее устройство может быть одним из ряда запоминающих устройств, включая, но без ограничения ими, оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), кэш-память и флэш-память. Запоминающее устройство также можно конфигурировать так, чтобы оно служило резервным накопителем информации, сохраняемой в репозитории (228).

В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя выполнен с возможностью получения и сохранения данных в репозитории (228). В одном или нескольких осуществлений репозиторий (228) представляет собой устройство долгосрочного хранения данных (или набор устройств) и сконфигурировано для передачи данных в систему (210) регистрации сейсмических данных и систему (213) интерпретации сейсмических данных, и/или приема данных от них, и/или от пользовательской системы (240) благодаря использованию прикладного интерфейса (221). Репозиторий (228) может быть складом данных (например, базой данных, файловой системой, одной или несколькими структурами данных, сконфигурированными в запоминающем устройстве, файлом расширяемого языка разметки (XML), некоторым другим носителем для сохранения данных или любым подходящим сочетанием из них), который может включать в себя информацию (например, исторические данные, информацию пользователя, информацию о местоположении месторождения), связанную с коллекцией промысловых данных (например, сейсмических данных) для месторождения (100). Репозиторий (228) может быть внутренним устройством по отношению к прибору (220) анализа геологического слоя (220). Как вариант репозиторий (228) может быть внешним устройством хранения данных, функционально связанным с прибором (220) анализа геологического слоя.

В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя выполнен с возможностью взаимодействия с пользовательской системой (240) благодаря использованию прикладного интерфейса (221). Прикладной интерфейс (221) можно конфигурировать для приема данных и/или команды (команд) от пользовательской системы (240). Прикладной интерфейс (221) можно также конфигурировать для передачи команды (команд) в пользовательскую систему (240). Кроме того, прикладной интерфейс (221) можно конфигурировать для передачи данных и/или команды (команды) в репозиторий (228), систему (210) регистрации сейсмических данных, и/или систему (213) интерпретации сейсмических данных, и приема данных и/или команды (команд) от них.

В одном или нескольких осуществлениях данные, передаваемые между прикладным интерфейсом (221), репозиторием (228), системой (210) регистрации сейсмических данных и/или системой (213) интерпретации сейсмических данных, соответствуют промысловым данным, таким как сейсмические данные и/или различные шаблоны/модели месторождения (100). В одном или нескольких осуществлениях прибор (220) анализа геологического слоя выполнен с возможностью подержания данных различных форматов, обеспечиваемых системой (210) регистрации сейсмических данных, системой (213) интерпретации сейсмических данных и/или пользовательской системой (240).

Прибор (220) анализа геологического слоя может включать в себя одну или несколько вычислительных систем, которые могут быть реализованы в виде сервера или любой обычной вычислительной системы. Однако специалистам в данной области техники должно быть понятно, что реализации различных технологий, описываемых в этой заявке, могут быть применены на практике в других конфигурациях вычислительных систем, включая HTTP-серверы, портативные приборы, микропроцессорные системы, микропроцессорная или программируемая бытовая электроника, сетевые персональные компьютеры, микрокомпьютеры, универсальные вычислительные машины и т.п.

Хотя показаны и/или описаны компоненты, предназначенные для использования в блоках и/или модулях прибора (220) анализа геологического слоя, должно быть понятно, что ряд компонентов с различными функциями можно использовать для форматирования, выполнения, обеспечения и координации функций, необходимых для видоизменения шаблона (229) геологического слоя и шаблона (230) проявления сейсмического импульса в приборе (220) анализа геологического слоя. Компоненты могут иметь совместные функциональные возможности и могут быть реализованы в виде программного обеспечения, аппаратного обеспечения, аппаратно-программного обеспечения или сочетаний их.

На фиг.3 изображен пример шаблона геологического слоя, предназначенного для определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям. В общем случае пример шаблона геологического слоя можно использовать для представления песчаникового слоя (106-1), известнякового слоя (106-2), глинистого слоя (106-3) и песчаного слоя (106-4), показанных выше на фиг.1. В соответствии с определением положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных, шаблон геологического слоя можно использовать для вычисления и регистрации параметров наклона сейсмического сигнала, имеющих отношение к определению положения геологического слоя, в частности, в случае когда толщина слоя близка к или меньше одной четверти длины волны сейсмического сигнала. Для иллюстрации этого подхода на фиг.3 выложен шаблон (10) геологического слоя, которым иллюстрируется взаимодействие между падающей сейсмической волной, представленной сейсмическим импульсом (30) источника и примером геологической структуры (11). В одном или нескольких осуществлениях геологическая структура (11) связана со свойствами материала (например, коэффициентами отражения, отражательной способностью, акустическим импедансом и т.д.) представляющего интерес геологического слоя, но предполагается, что заданная геометрия не зависит от фактических форм представляющего интерес геологического слоя. Иначе говоря, геологическая структура (11) является типичным схематичным отображением представляющей интерес геологической структуры.

Как показано на фиг.3, при взаимодействии между сейсмическим импульсом (30) источника и схематичным отображением представляющего интерес геологического слоя создаются первичный отраженный сигнал (32) и вторичный отраженный сигнал (34). На всем протяжении этой заявки термины «волна», «сейсмическая волна», «сигнал» и «сейсмический сигнал» могут использоваться в зависимости от контекста как взаимозаменяемые. При относительно большой толщине слоя первичный отраженный сигнал (32) и вторичный отраженный сигнал (34) принимаются сейсмическими приемниками (или датчиками, не показаны) в виде композита сигнальных волновых форм (50) из двух отраженных сигналов (32) и (34), разделенных временным интервалом, зависящим от конкретной толщины слоя, на котором происходят отражения, и скорости распространения сейсмической волны. Однако первичный отраженный сигнал (32) и вторичный отраженный сигнал (34) конструктивно или деструктивно интерферируют друг с другом при относительно небольшой толщине слоя и в общем случае измерения сейсмическими приемниками (то есть сигнал (50)) необходимо обрабатывать с использованием более детализированной модели для усиления понимания геологической структуры (11). В соответствии с этим характеристики сигнала (50) изменяются в зависимости от точки отражения, где создаются первичный и вторичный отраженные сигналы. Как известно специалистам в данной области техники, термины «относительно большая» и «относительно небольшая» касаются относительного масштаба, основанного на длине волны падающего сейсмического сигнала.

В случае шаблона (10) геологического слоя, который изображен на фиг.3, геологическая структура (11) содержит три типичных слоя: верхний слой (12), клиновидный промежуточный слой (16) и дополняющий клиновидный нижний слой (20). В соответствии с приведенными выше описаниями и показанным выше на фиг.1 клиновидный промежуточный слой (16) может представлять собой часть песчаникового слоя (106-1), известнякового слоя (106-2), глинистого слоя (106-3) и песчаного слоя (106-4), где пересекаются две границы слоя. Задача заключается в вычислении и регистрации параметров наклона (то есть производной по времени) сейсмического сигнала в случае, когда толщина (обозначенная d на фиг.3) промежуточного слоя (16) близка к или меньше четверти длины волны сейсмического импульса (30). Более конкретно, как изображено на фиг.3, граница (14) существует между верхним слоем (12) и промежуточным слоем (16), а граница (18) существует между промежуточным слоем (16) и нижним слоем (20). Вследствие различий в отражательных способностях границ (14) и (18) создаются соответствующие отражающие поверхности раздела, которые влияют на первичный сигнал (32) и вторичный сигнал (34) и, следовательно, влияют на составной сигнал, который образуется из сигналов (32) и (34) и обнаруживается сейсмическими датчиками.

Более конкретно, как изображено на фиг.3, сейсмический импульс (30) источника отражается на отражающей поверхности раздела, которая соответствует границе (14), с образованием соответствующего первичного отраженного сигнала (32), и сейсмический импульс (30) источника отражается на отражающей поверхности раздела, которая соответствует границе (18), с образованием соответствующего вторичного отраженного сигнала (34). Границы (14) и (18) разделены промежуточным слоем (16) толщиной d, которая уменьшается справа налево на протяжении структуры (11) на фиг.3 вследствие наклона слоя (16). При нижеследующем обсуждении предполагается, что верхний слой (12) обычно имеет низкий импеданс, а промежуточный слой (16) имеет положительный коэффициент отражения и относительно высокий импеданс. Нижний слой (20) предполагается имеющим отрицательный коэффициент отражения при относительно низком импедансе или положительный коэффициент отражения при относительно высоком импедансе в ряде различных ситуаций. Хотя пример шаблона (10) геологического слоя связан с конкретной клиновидной геометрией, также можно использовать другие подходящие геометрии (например, пунктированную форму с нелинейными границами). Кроме того, хотя в этой заявке для иллюстрации использованы конкретные типичные свойства материала, в общем случае свойства материала, связанные с шаблоном (10) геологического слоя, определяют на основании представляющего интерес геологического слоя.

Конструктивная интерференция между первичным отраженным сигналом (32) и вторичным отраженным сигналом (34) постепенно возрастает по мере уменьшения толщины (d), так что в конечном счете, когда разделение отсутствует, сигналы (32) и (34) сливаются. Следовательно, предполагается, что составной отраженный сейсмический сигнал, который обнаруживается сейсмическими датчиками, невозможно использовать для разрешения положения геологического слоя, когда соответствующая толщина меньше приблизительно одной четверти длины волны падающей сейсмической волны (в дальнейшем называемой «четвертьволновым порогом»). Однако, как описано в этой заявке, благодаря использованию шаблона (10) геологического слоя параметры наклона, извлекаемые из сейсмических данных, которые определяются взаимодействием падающей сейсмической волны (соответствующей сейсмическому импульсу (30) источника в шаблоне) и отражающими поверхностями (схематично соответствующими клиновидному промежуточному слою (16)) представляющего интерес геологического слоя, можно наблюдать и использовать для разрешения положения слоя и толщины меньше четвертьволнового порога.

Как отмечалось выше, сейсмический импульс (30) источника представляет собой сейсмическую волну, падающую на геологическую структуру (11), что обычно является результатом распространения через подземную формацию от сейсмического источника. С учетом известной модели сейсмического источника (то есть описания изменения давления с течением времени) сейсмический импульс (30) источника является результатом спектральной дисперсии, обусловленной фильтрующим действием подземной формации. В сущности говоря, сейсмический импульс (30) источника, исходящий от сейсмического источника с использованием взрывного механизма, имеет волновую форму, аналогичную модели импульса Рикера. Соответственно, сейсмические трассы и точки данных имеют характеристики импульса Рикера. В других примерах, в которых сейсмический источник основан на других механизмах (например, воздушная пушка, сейсмический вибратор и т.д.), сейсмический импульс (30) источника может иным импульсом, а не импульсом Рикера (например, импульсом Клаудера), и сейсмические трассы и точки данных имеют иные характеристики, а не характеристики импульса Рикера.

С целью изложения неограничивающего примера использования параметров наклона для разрешения положений и толщин небольших слоев ниже предполагается, что сейсмический импульс (30) источника является импульсом Рикера частотой 20 Гц, который можно описать следующим уравнением:

f ( t )   =   ( 1   −   2 π 2 ν M 2 t 2 )   e − π 2 ν M 2 t 2 ,

где ν M представляет собой доминирующую частоту и t представляет собой время.

Два отраженных сигнала (32) и (34) обычно повторяют волновую форму сейсмического импульса (30) источника и поэтому также являются импульсами Рикера, возможно, в разной степени и, как описывалось выше, сигнал (32) (то есть первичный сейсмический импульс) и сигнал (34) (то есть вторичный сейсмический импульс) объединяют для формирования сигнала, называемого составным сейсмическим импульсом (50), в котором сохраняются две индивидуальные волновые формы импульсов Рикера, когда они отделяются друг от друга при относительно большой толщине слоя. Составной сейсмический импульс (50) как комбинация первичного и вторичного сейсмических импульсов обнаруживается одним или несколькими сейсмическими датчиками (не показаны) для формирования сейсмических измерений (например, сейсмических трасс). В зависимости от контекста на всем протяжении этого раскрытия термин «сейсмический импульс» может относиться к первичному сейсмическому импульсу, вторичному сейсмическому импульсу, составному сейсмическому импульсу или части их.

Как можно видеть на фиг.3, границы (14) и (18) наклонены относительно друг друга и поэтому разделены постепенно уменьшающейся толщей d и постепенно уменьшающимся связанным временем разделения (то есть разделением по времени прихода сейсмических сигналов) при перемещении справа налево на протяжении показанной структуры (11).

В общем случае конкретный наклон можно вычислять, используя точки данных, которые извлекают из сейсмической трассы. Затем наклон можно сравнивать с соответствующим наклоном сейсмического импульса (30) источника, чтобы вычислять параметры наклона. Как отмечалось выше, сейсмический импульс (30) источника, исходящий от сейсмического источника с использованием взрывного механизма, имеет волновую форму импульса Рикера. В соответствии с этим конкретный параметр наклона можно вычислять на основании характеристик импульса Рикера. В других примерах, в которых сейсмический источник основан на других механизмах (например, воздушная пушка, удары о грунт и т.д.), сейсмический импульс (30) источника может отличаться от импульса Рикера и конкретный параметр наклона можно вычислять на основании других характеристик, а не характеристик импульса Рикера.

Участок составного сейсмического импульса (50), который обычно измеряется сейсмическими датчиками, изображен на фиг.4. В частности, участок составного сейсмического импульса (50), изображенный на фиг.4, представляет собой одну из упомянутых выше двух индивидуальных волновых форм импульсов Рикера. Как показано, участок составного сейсмического импульса (50) имеет два наклона (то есть две производные по времени сейсмического импульса), которые расположены на основном лепестке составного сейсмического импульса (50): положительный наклон (52) и отрицательный наклон (54), обозначенные как «Макс. наклон 1» и «Макс. наклон 2», соответственно. Составной сейсмический импульс (50) также имеет два наклона, связанные с боковыми лепестками составного сейсмического импульса (50): отрицательный наклон (56) и положительный наклон (58). В одном или нескольких осуществлениях наклон идентифицируют по точке перегиба сейсмического импульса (30) источника и/или составного сейсмического импульса (50), в которой наблюдается наибольшая скорость изменения амплитуды на протяжении соответствующего интервала времени. В других осуществлениях наклон может идентифицироваться при использовании других заданных критериев относительно сейсмического импульса (30) источника и/или составного сейсмического импульса (50).

В частности, в этой заявке описываются способы, в которых рассматривают и анализируют параметры наклонов (52) и (54) составного сейсмического импульса (50). Однако понятно, что наклоны (56) и (58) боковых лепестков также можно рассматривать в дополнение или вместо наклонов (52) и (54) для определения положения и или толщин слоя в соответствии с другими осуществлениями изобретения. Эти параметры относятся к параметрам наклона и включают в себя величину наклона, изменение величины наклона по сравнению с сейсмическим импульсом источника, положение (горизонтальное положение, вертикальное положение или сочетание их) наклона на сейсмическом импульсе, изменение положения наклона по сравнению с сейсмическим импульсом источника или любой другой параметр, представляющий определенные характеристики наклона. Таким образом, многочисленные изменения являются предполагаемыми и находящимися в объеме прилагаемой формулы изобретения.

Как описывалось в этой заявке, параметры (в сравнении с сейсмическим импульсом (30) источника) одного или нескольких наклонов составного сейсмического (50) импульса можно анализировать для разрешения положения и/или толщин геологического слоя напластования ниже четвертьволнового порога. С целью иллюстрации на фиг.5 показаны наклоны (52) и (54) составного сейсмического импульса (50), производная (120) по времени составного сейсмического импульса (50). Заметим, что для представления шкалы времени по горизонтальным осям на фигурах с 5 по 6.2 использованы положения выборок из сейсмических данных. Как известно специалистам в данной области техники, сейсмические данные обычно собирают и представляют, используя соответствующий выборочный интервал, тогда как временную информацию (например, полное время пробега) обычно представляют в относительном масштабе, основанном на соответствующей начальной точке отсчета времени. Кроме того, как известно специалистам в данной области техники, сейсмический импульс и связанный с ним наклон обычно представляют в нормированном формате. Иначе говоря, шкалу амплитуд сейсмического импульса и соответствующий наклон обычно корректируют для учета, например, шума, потерь на распространение, интенсивности сейсмического источника и т.д. Как отмечалось выше, составной сейсмический импульс (50) включает в себя сигнал (32) (то есть первичный сейсмический импульс) и сигнал (34) (то есть вторичный сейсмический импульс), при этом в каждом сигнале сохраняется соответствующая волновая форма импульса Рикера, когда толщина слоя в точке отражения является относительно большой по сравнению с четвертьволновым пределом. Полярности двух импульсов Рикера могут быть одинаковыми или противоположными друг другу вследствие положительных и/или отрицательных полярностей соответствующего коэффициента отражения поверхности.

Когда первичные и вторичные сейсмические импульсы начинают конструктивно или деструктивно интерферировать друг с другом, значительные изменения начинают возникать в наклонах (52) и (54). Первое изменение происходит с участком производной (120) по времени, который соответствует отрицательному наклону (54), и затем за этими изменениями следуют изменения участка производной (120) по времени, который соответствует положительному наклону (52). Изменения продолжают происходить по мере уменьшения расстояния (d) и затем превосходят четвертьволновый порог. Поэтому, как показано ниже для примера, четвертьволновым порогом не определяется наименьшая толщина, при которой может разрешаться положение и/или толщина.

На фиг.6.1 показаны три примера составных сейсмических импульсов (50-1), (50-2), (50-3) и их соответствующих производных (120-1), (120-2), (120-3) для случая, когда конструктивная интерференция становится все в большей степени выраженной на указанных в качестве примеров временных интервалах 20 мс, 16 мс и 12 мс, соответственно, поперек промежуточного слоя (16). В одном или нескольких осуществлениях эти составные сейсмические импульсы образуют, используя математическую операцию свертывания на основе сейсмического импульса (30) источника, свойств материала структуры (11) или геометрии структуры (11). В этой связи, как изображено на фиг.6.1, производная (120) по времени значительно изменяется, когда время разделения (и толщина d) уменьшается. В частности, производная (120) по времени значительно изменяется не только по величине наклона, но также и по относительному положению (например, по вертикали или горизонтали), когда наклон (или точка перегиба) возникает на первичном или вторичном сейсмическом импульсе. На фиг.6.2 изображены два дополнительных примера составных сейсмических импульсов (50-4), (50-5) и их соответствующих производных (120-4), (120-5) для случая, когда четвертьволновый порог, который соответствует времени разделения 12,5 мс, по существу, достигается в пределах узкого диапазона. Как можно видеть из фигур 6.1 и 6.2, наиболее сильные изменения происходят вблизи четвертьволновой границы.

На фиг.7 показаны две кривые (204) и (205), которые представляют величины наклонов (52) и (54) для слоев различной толщины вдоль поверхностей раздела в структуре (11). Заметим, что для представления толщины слоя по горизонтальным осям на фигурах 7 и 8 показан интервал положений выборок. В частности, интервал положений выборок представляет собой разность между положениями выборок сейсмических данных, соответствующими двум отражающим поверхностям раздела. На фиг.7 также изображен момент (206) достижения четвертьволновой границы. Как можно видеть, положительный наклон (204) резко изменяется вблизи границы (206) и отрицательный наклон (205) также резко изменяется вблизи границы (206). Оба этих наклона проявляют резко выраженное изменение вблизи четвертьволновой границы (206), тем самым демонстрируется, каким образом можно определять положение и толщину ниже четвертьволновой границы. Как должен предполагать специалист в данной области техники, для этих двух наклонов обнаруживается асимптотическое направление к линии (202) и линии (207), представляющим одинаковые величины, но противоположные полярности, по мере повышения толщины слоя от момента (206) достижения четвертьволновой границы, что согласуется с фигурами 4 и 5. В частности, линии (202) и (207) представляют положения наклонов первичного сейсмического импульса, на который не действует приближающийся вторичный сейсмический импульс. Эти линии являются отсчетными линиями для демонстрации степени изменения, которую вторичный сейсмический импульс оказывает на наклоны первичного сейсмического импульса.

На фиг.8 показаны величины положительного наклона (52) и отрицательного наклона (54), соответственно, для ситуации, когда нижний слой (20) является положительным отражающим горизонтом. Например, нижний слой (20) может иметь повышенный импеданс, и поэтому будет вести себя как положительный отражающий горизонт. В этой связи для положительного наклона (52) на фиг.8 изображены графики (271), (272), (273) и (274) при относительной отражательной способности 25%, 50%, 75% и 100%, соответственно. Как известно специалистам в данной области техники, относительную отражательную способность определяют на основании свойств материала представляющего интерес геологического слоя и включают в шаблон геологического слоя для определения положения представляющего интерес геологического слоя. Как можно видеть из фиг.8, изменения временных сдвигов становятся более очевидными для положительного наклона (52) в случае, когда превышается четвертьволновый порог (206). Точно так же можно составлять графики для отрицательного наклона (58). Кроме того, резко выраженные изменения отрицательного наклона (54) можно наблюдать до превышения четвертьволнового порога (206).

Таким образом, на фигурах 7 и 8 показаны величины наклонов, извлеченные из составных сейсмических импульсов, образованных наложением сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя путем использования математической операции свертывания. Поэтому такие наклоны и величины наклонов называют моделированными наклонами и моделированными величинами наклонов. Аналогичные графики можно составить для других моделированных параметров наклона (например, вертикальных или горизонтальных положений на составном сейсмическом импульсе, где находится моделированный наклон), извлеченных из составных сейсмических импульсов, образуемых наложением сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя путем использования математической операции свертывания. Кроме того, хотя фигуры 7 и 8 составлены на основе наклона в точке перегиба составного сейсмического импульса, аналогичные графики можно составлять на основании других заданных критериев идентификации моделированных наклонов на составном сейсмическом импульсе.

Как будет описано ниже, параметры наклонов сейсмического импульса, наблюдаемого в сейсмических данных, можно сравнивать с упомянутыми выше моделированными параметрами наклонов с целью определения положения и/или толщины данного геологического слоя напластования ниже четвертьволнового порога.

На фиг.9 изображен пример сейсмических данных, предназначенных для определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям. В частности, на фиг.9 показана коллекция сейсмических импульсов (506), извлеченных из сейсмических измерений. Каждый сейсмический импульс из коллекции сейсмических импульсов (506) можно схематично представить извлеченным сейсмическим импульсом (506.1) с общей волновой формой, изображенной выше на фиг.4. Например, сейсмический импульс (502) является, по существу, таким же, как составной сейсмический импульс (50), соответствующий конкретной точке отражения в структуре (11), при этом точку отражения можно идентифицировать, используя способ, описываемый ниже с обращением к фигурам 10-12, предназначенный для определения положения и/или толщины подстилающего геологического напластования (то есть представляющего интерес геологического слоя), соответствующего сейсмическому импульсу (502). Как показано на фиг.9, сейсмические импульсы (506) в коллекции графически изображены вдоль вертикальной оси и расположены вдоль горизонтальной оси в определенных выборочных положениях сейсмических данных, соответствующих в сейсмических данных точкам отражения вдоль подземной отражающей поверхности (поверхностей). Сейсмические импульсы (506) коллекции показаны в пределах горизонтального диапазона (501), соответствующего представляющему интерес геологическому слою, в котором во время интерпретации сейсмических данных конкретную картину (504) идентифицируют как объект в сейсмических данных. В частности, интерпретированные положения максимумов сейсмических импульсов (506) в коллекции приближаются к прямой линии (505) при наличии возмущения в пределах картины (504), указывающего на относительно небольшую толщину представляющего интерес геологического слоя. Вертикальное положение линии (505) за пределами картины (504) обычно показывает местоположение представляющего интерес геологического слоя, например, в пределах диапазона глубин, соответствующего диапазону (503) выборочных положений сейсмических данных между 1300 мс и 1400 мс. В одном или нескольких осуществлениях определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных, возмущение линии (505) в пределах картины (504) обрабатывают, используя способ, описываемый ниже с обращением к фигурам 10-12. В одном или нескольких осуществлениях сейсмический импульс источника, используемый в этой заявке, извлекают из коллекции сейсмических импульсов (506) за пределами конкретной картины (504). Например, сейсмический импульс (506) можно идентифицировать и обрабатывать, чтобы создавать сейсмический импульс источника для способа, описываемого ниже с обращением к фигурам 10-12.

На фиг.10 представлен пример способа определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям. Например, способ, представленный на фиг.10, можно применять на практике, используя систему (200), описанную выше с обращением к фиг.2, предназначенную для определения положения тонкого слоя (16) формации, описанной выше с обращением к фиг.3. В одном или нескольких осуществлениях изобретения одна или несколько составных частей, показанных на фиг.10, могут не включаться, повторяться и/или выполняться в ином порядке. В соответствии с этим осуществления определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных не должны считаться ограниченными конкретным расположением составных частей, показанным на фиг.10.

Сначала в рамках составной части 1001 принимают сейсмические данные, представляющие взаимодействие геологического слоя с распространением сейсмической волны. В одном или нескольких осуществлениях сейсмические данные принимаются прибором (220) анализа геологического слоя и формируются системой (210) регистрации сейсмических данных, описанных выше с обращением к фиг.2. Например, сейсмическая волна может генерироваться сейсмическим источником на поверхности. В рамках составной части 1002 по сейсмическим данным идентифицируют сейсмический импульс источника (например, сейсмический импульс (30) источника из фиг.3), представляющий сейсмическую волну, падающую на границу геологического слоя. В одном или нескольких осуществлениях сейсмический импульс источника идентифицируют во время интерпретации сейсмических данных на основании входных данных пользователя. Например, сейсмические данные могут обрабатываться системой (213) интерпретации сейсмических данных (описанной выше с обращением к фиг.2), предназначенной для идентификации сейсмического импульса источника на основании входных данных пользователя. В одном или нескольких осуществлениях сейсмический источник основан на взрывном механизме, а сейсмический импульс источника представлен импульсом Рикера. В других осуществлениях сейсмический источник может быть основан на иных механизмах, например может быть воздушной пушкой, сейсмическим вибратором и т.д., а сейсмический импульс источника может быть представлен сейсмическим импульсом других форматов. Пример извлечения сейсмического импульса источника (например, сейсмического импульса (506) источника) из сейсмических данных (например, из коллекции сейсмических импульсов (505)) описан выше с обращением к фигуре 9.

В рамках составной части 1003 создают шаблон геологического слоя. В частности, шаблон геологического слоя включает в себя схематичный вид представляющего интерес геологического слоя без точного определения абсолютного местоположения и геометрии геологического слоя. В частности, шаблон геологического слоя включают в себя отражающие поверхности, соответствующие границам геологического слоя, где расстояние между областями отражающих поверхностей, начиная от относительно большого расстояния и кончая относительно небольшим расстоянием, сравнивают с длиной волны сейсмического импульса источника, извлекаемого из сейсмических данных. Кроме того, отражательную способность отражающих поверхностей определяют на основании свойств материала, имеющего отношение к геологическому слою. Пример шаблона геологического слоя в схематичной форме описан выше с обращением к фиг.3.

В рамках составной части 1004 шаблон проявления сейсмического импульса образуют наложением сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя, используя математическую операцию свертывания. В одном или нескольких осуществлениях шаблон проявления сейсмического импульса образуется генератором (224) шаблона проявления сейсмического импульса в приборе (220) анализа геологического слоя, описанном выше с обращением к фиг.2. Например, математическая операция свертывания может быть одной из ряда заданных операций свертывания, используемых при интерпретации сейсмических данных и известных специалистам в данной области техники. В одном или нескольких осуществлениях шаблон проявления сейсмического импульса образуют путем моделирования взаимодействия отражающих поверхностей раздела в шаблоне геологического слоя с сейсмическим импульсом источника, используя математическую операцию свертывания. В одном или нескольких осуществлениях математическую операцию свертывания выполняют, используя математический вычислитель (225) свертки, описанный выше с обращением к фиг.2. Иначе говоря, отражения сейсмического импульса источника от первичной отражающей поверхности раздела и вторичной отражающей поверхности раздела вычисляют, используя математическую операцию свертывания. Обычно шаблон отклика сейсмического импульса включает в себя коллекцию моделированных сейсмических импульсов (в частности, составных сейсмических импульсов) и связанных с ними атрибутов, таких как моделированные максимумы, моделированные параметры наклона, удаления и т.д. В частности, каждый из коллекции моделированных сейсмических импульсов представляет собой составной сейсмический импульс, образованный с помощью математической операции свертывания, соответствующей конкретному расстоянию между отражающими поверхностями раздела из шаблона геологического слоя. Например, геологическую структуру (11 из фиг.3) можно пересчитать на регулярную сетку, используя выборочные положения сейсмических данных, чтобы идентифицировать точки отражения для образования моделированных сейсмических импульсов. Пример шаблона проявления сейсмического импульса описывается ниже с обращением к фиг.11 и таблице 1.

В рамках составной части 1005 моделированный максимум и связанные с ним моделированные параметры наклона идентифицируют для каждого моделированного сейсмического импульса в шаблоне проявления сейсмического импульса. Например, моделированный максимум и связанные с ним моделированные параметры наклона из примера сейсмического импульса могут быть, по существу, такими же, как описанные выше с обращением к фиг.4. В рамках составной части 1006 удаление от моделированного максимума до соответствующей точки отражения на отражающей поверхности раздела из шаблона геологического слоя определяют для каждого моделированного сейсмического импульса в шаблоне проявления сейсмического импульса. В рамках составной части 1007 удаления моделированных сейсмических импульсов из коллекции индексируют с учетом соответствующих моделированных параметров наклона и включают в шаблон проявления сейсмического импульса. Пример организации моделированных максимумов, моделированных параметров наклона и удалений из упомянутого выше примера шаблона проявления сейсмического импульса описывается ниже с обращением к фиг.11 и таблице 1. В одном или нескольких осуществлениях параметры наклона и удаления образуются генератором (224) шаблона проявления сейсмического импульса, в частности, анализатором (226) параметров наклона в приборе (220) анализа геологического слоя, описанного выше с обращением к фиг.2.

В одном или нескольких осуществлениях шаблон проявления сейсмического импульса, образуемый в рамках составных частей с 1004 по 1007, упомянутых выше, используют во время интерпретации сейсмических данных для коррекции кажущегося положения тонкого слоя. В рамках составной части 1008 максимум и связанные с ним наклоны, относящиеся к геологическому слою, идентифицируют в сейсмических данных во время интерпретации сейсмических данных. В одном или нескольких осуществлениях максимум идентифицируют, используя систему (213) интерпретации сейсмических данных, описанную выше с обращением к фиг.2. В рамках составной части 1009 параметр (например, величину, вертикальное положение на сейсмическом импульсе, горизонтальное положение на сейсмическом импульсе и т.д.) наклона используют для поиска соответствующего удаления на основании шаблона проявления сейсмического импульса. В частности, параметр наклона сравнивают с данными, вводимыми в шаблон проявления сейсмического импульса, чтобы найти значение параметра, согласованное с вводимыми данными, когда удаление извлекают из вводимых данных. В соответствии с этим кажущееся положение геологического слоя, обычно определяемое по максимуму, идентифицированному в сейсмических данных, корректируют, используя удаление, извлеченное из шаблона проявления сейсмического импульса. Используя коррекцию, описанную выше, местоположение геологического слоя можно определять даже в случае, когда толщина почти равна или меньше четверти длины сейсмической волны. В одном или нескольких осуществлениях упомянутую выше коррекцию выполняют, используя модуль (227) коррекции интерпретации сейсмических данных в приборе (220) анализа геологического слоя, описанного выше с обращением к фиг.2.

На фигурах 11 и 12 представлен практический пример определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных согласно одному или нескольким осуществлениям. В частности, на фиг.11 показан шаблон геологического слоя, имеющий первичную границу (511.1) и вторичную границу (511.2) в пределах диапазона глубин, соответствующего диапазону (513) выборочных положений сейсмических данных между 1300 мс и 1400 мс. Как отмечалось выше, в этом примере фактические местоположения глубин 1300 мс и 1400 мс являются произвольными и не влияют на использование шаблона проявления сейсмического импульса. В этом примере первичная граница (511.1) и вторичная граница (511.2) действуют как положительные отражающие горизонты, определяемые свойствами материалов, находящихся выше, в пределах и ниже границ (511.1) и (511.2). Расстояние между границами (511.1) и (511.2), называемое толщиной шаблона, изменяется в диапазоне от 68 мс на правой стороне (514) слоя до 0 мс на левой стороне слоя. Как известно специалистам в данной области техники, расстояние, глубину или толщину можно представлять во временной области или глубинной области, которые являются преобразуемыми на основании скорости распространения сейсмической волны.

Кроме того, как показано на фиг.11, сейсмический импульс источника, имеющий волновую форму импульса (516) Рикера, наложен на шаблон геологического слоя для образования коллекции моделированных сейсмических импульсов, таких как моделированный сейсмический импульс (512), которые представлены графически по вертикали и расположены вдоль горизонтальной оси, соответствующей точке отражения на всем протяжении длины шаблона геологического слоя. В частности, импульс (516) Рикера накладывают на первичный положительный отражающий горизонт (511.1) и вторичный положительный отражающий горизонт (511.2), используя упомянутые выше математические операторы свертки, чтобы вычислить результирующие моделированные сейсмические импульсы, образующиеся при эффектах интерференции между первичным отраженным сигналом и вторичным отраженным сигналом, изображенными для примера выше на фиг.3. В соответствии с этим моделированные максимумы моделированных сейсмических импульсов идентифицируют и представляют в виде двух линейных сегментов (515), из которых один линейный сегмент показан, по существу, совпадающим с первичной границей (511.1). На фиг.11 извлеченные моделированные максимумы и первичный и вторичный отражающие горизонты идентифицированы на основании легенды (517). В таблицу 1, приведенную ниже, сведен ряд извлеченных атрибутов моделированных сейсмических импульсов. В таблице 1 в первом и втором столбцах показаны моделированные величины наклонов, полученные по части первичных отраженных сигналов из моделированных сейсмических импульсов (каждый из которых представляет собой составной сейсмический импульс), где через «Макс.1» обозначен положительный наклон и через «Макс.2» обозначен отрицательный наклон. Иначе говоря, наклоны Макс.1 и Макс.2 являются, по существу, такими же, как наклон (52) и наклон (54), рассмотренные выше с обращением к фиг.4. Кроме того, как видно из таблицы 1, в третьем столбце показаны соответствующие глубинные положения моделированных максимумов, в четвертом столбце показаны соответствующие глубинные положения первичного отражающего горизонта в шаблоне геологического слоя, в пятом столбце показаны удаления между моделированными максимумами до соответствующих глубинных положений на первичном отражающем горизонте, в шестом столбце показано глубинное положение вторичного отражающего горизонта, в седьмом столбце показаны удаления между моделированными максимумами до соответствующих глубинных положений на вторичном отражающем горизонте и в восьмом столбце показана толщина шаблона, которая представляет собой разность между глубинными положениями первичного и вторичного отражающих горизонтов в шаблоне геологического слоя. Например, значения для таблицы 1 можно получать из примера, рассмотренного выше с обращением к фигурам 4-8. В одном или нескольких осуществлениях количество данных, вводимых в таблицу 1 или шаблон проявления сейсмического импульса, определяют на основании заданного критерия, предписываемого способом поиска, описываемым ниже с обращением к фиг.12. Например, хотя каждый ввод данных соответствует выборочному положению сейсмических данных, перекрывающему шаблон геологического слоя, выборочный интервал можно корректировать, имея в качестве результата достаточное количество вводов данных в шаблон проявления сейсмического импульса для содействия выполнению операций способа поиска, описываемого ниже с обращением к фиг.12. Хотя шаблон проявления сейсмического импульса, изображенный в этом примере, включает в себя абсолютные положения моделированных максимумов и первичной и вторичной отражающих границ, моделированные параметры наклона и удаления, индексированные при этом, зависят только от относительных положений и не зависят от абсолютных положений в шаблоне геологического слоя.

Хотя в приведенном выше примере описан сейсмический импульс источника, имеющий волновую форму, представленную импульсом Рикера, и наложенный на шаблон геологического слоя, имеющий форму постепенно утолщающегося клина с линейными границами, специалисту в данной области техники, имеющему выгоду от этого раскрытия, должно быть понятно, что без отступления от сущности этого раскрытия можно предполагать иные формы сейсмического импульса источника и шаблона геологического слоя, а не описанные в этой заявке.

Таблица 1
Наклоны, полученные по первичным отраженным сигналам Положение максимума/минимума для моделированных отражающих горизонтов Толщина шаблона
Макс.1 Макс.2 Максимум Для первичного Различие Для вторичного Различие
10,000 -10,000 1320,000 1319,000 -1,00 1321,000 +1,00 2
8,000 -10,000 1321,000 1319,000 -2,00 1323,000 +2,00 4
7,000 -8,000 1322,000 1319,000 -3,00 1325,000 +3,00 6
6,000 -7,000 1323,000 1319,000 -4,00 1327,000 +4,00 8
5,000 -5,000 1324,000 1319,000 -5,00 1329,000 +5,00 10
4,000 -3,000 1325,000 1319,000 -6,00 1331,000 +6,00 12

На фиг.12 показан пример интерпретации сейсмических данных, где интерпретированные максимумы в сейсмических данных, указывающие на подземный геологический слой, скорректированы на основании удалений, извлеченных из шаблона проявления сейсмического импульса, показанного выше в таблице 1. В частности, сейсмические данные, показанные на фиг.12, включают в себя сейсмические импульсы, представленные графически вдоль вертикального направления и расположенные вдоль выборочных положений сейсмических данных в горизонтальном направлении. Как показано, сейсмические данные из примера расположены большей частью вблизи глубины 2200 мс для случая интерпретированного отражающего горизонта (525), идентифицированного во время выполнения действий по интерпретации сейсмических данных. В одном или нескольких осуществлениях извлекают величины наклонов каждого сейсмического импульса (например, сейсмического импульса (522)), и они включены в первый и второй столбцы таблицы 2, приведенной ниже, совместно с глубинным положением интерпретированного максимума, включенным в третий столбец таблицы 2. Как видно, данные, вводимые в каждую строку таблицы 2, соответствуют одному из сейсмических импульсов из фиг.12. В соответствии с этим величины наклонов для каждого интерпретированного максимума из вводимых в строку данных сравнивают для согласования с вводимыми в таблицу 1 данными, которую используют в качестве таблицы поиска для идентификации соответствующих моделированных удалений от первичной отражающей поверхности и моделированных удалений от вторичной отражающей поверхности. В одном или нескольких осуществлениях, если согласование с вводимыми данными отсутствует (например, вводимые данные не включают в себя моделированного параметра наклона со значением, согласованным с величиной наклона интерпретированного максимума), для облегчения поиска дополнительные вводимые данные можно образовывать в шаблоне проявления сейсмического импульса. Например, дополнительные точки отражения вдоль отражающих поверхностей раздела в шаблоне геологического слоя можно идентифицировать в случае применения сейсмического импульса источника для образования моделированного сейсмического импульса путем использования математической операции свертывания, описанной выше.

Как видно, моделированные удаления от первичной отражающей поверхности и моделированные удаления от вторичной отражающей поверхности, извлеченные при поиске из таблицы 1, включены в четвертый и шестой столбцы таблицы 2. Соответственно, глубинные положения скорректированного первичного отражающего горизонта (521.1) и глубинные положения скорректированного вторичного отражающего горизонта (521.2) вычислены с использованием моделированных удалений из четвертого и шестого столбцов для глубинных положений интерпретированных максимумов из третьего столбца. Результаты включены в пятый столбец и седьмой столбец таблицы 2. Кроме того, значение толщины вычислено путем вычитания значения в пятом столбце из значения в седьмом столбце, и оно после вычисления включено в восьмой столбец таблицы 2. Значения толщины можно использовать в качестве прогнозируемых значений толщины геологического слоя. Значения из пятого столбца и седьмого столбца таблицы 2 представлены графически на фиг.12 как скорректированный первичный отражающий горизонт (521.1) и скорректированный вторичный отражающий горизонт (521.2), соответственно. Скорректированные отражающие горизонты (521.1) и (521.2) можно использовать в качестве прогнозируемых границ геологического слоя.

Таблица 2
Наклоны по первичным отраженным сигналам Положение максимума/минимума для сейсмических отражающих горизонтов Толщина
Макс.1 Макс.2 Максимум Модель
Различие		 Результат для первичного Модель
Различие		 Результат для вторичного
10,0 -10,0 2220,0 -1,0 2219,0 1,0 1321,0 2
8,0 -10,0 2221,0 -2,0 2219,0 3,0 1323,0 4
7,0 -8,0 2222,0 -3,0 2219,0 5,0 1325,0 6
6,0 -7,0 2223,0 -4,0 2219,0 7,0 1327,0 8
8,0 -10,0 2221,0 -2,0 2219,0 5,0 1323,0 4
10,0 -10,0 2220,0 -1,0 2219,0 3,0 1321,0 2

Хотя приведенное выше описание относится к интерпретированным максимумам в сейсмических данных, специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от этого раскрытия, должно быть понятно, что также можно использовать интерпретированные минимумы в сейсмических данных. Соответственно, осуществления определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных можно использовать применительно к интерпретированным максимумам, интерпретированным минимумам и/или сочетаниям их, которые все относятся к интерпретированным экстремумам (единственное число: экстремум).

Осуществления определения положения геологического слоя относительно проявления сейсмического импульса в сейсмических данных можно реализовать на компьютере, по существу, любого типа вне зависимости от используемой платформы. Например, как показано на фиг.13, компьютерная система (1300) включает в себя один процессор или несколько процессоров (1302), таких как интегральная схема, центральный процессор или другой процессор аппаратного обеспечения, связанный с запоминающим устройством (1304) (например оперативным запоминающим устройством (ОЗУ), кэш-памятью, флэш-памятью и т.д.), устройством (1306) хранения данных (например, жестким диском, накопителем на оптических дисках, таким как накопитель на компакт-дисках или накопитель на цифровых видеодисках (DVD), накопителем на флэш-памяти и т.д.) и многочисленными другими элементами и функциональными средствами (не показаны), типичными для современных компьютеров. Компьютер (1300) может также включать в себя средство ввода, такое как клавиатура (1308), мышь (1310) или микрофон (непоказанный). Кроме того, компьютер (1300) может включать в себя средство вывода, такое как монитор (1312) (например, жидкокристаллический индикатор (ЖКД), плазменный индикатор или монитор на электроннолучевой трубке (ЭЛТ)). Компьютерная система (1300) может быть подключена к сети (1314) (например, локальной сети (LAN), глобальной сети (WAN), такой как Интернет, или к любой другой сети подобного типа) через сетевой интерфейс (не показан). Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что существуют компьютерные системы многочисленных различных типов (например, настольный компьютер, переносный компьютер, персональное устройство мультимедиа, мобильное устройство, такое как сотовый телефон или персональный цифровой ассистент, или любая другая вычислительная система, способная выполнять машиночитаемые команды), а упомянутые выше средства ввода и вывода могут иметь иные формы, в настоящее время неизвестные или разрабатываемые. Вообще говоря, компьютерная система (1300) включает в себя по меньшей мере средства минимальной обработки, ввода и/или вывода, необходимые для практического использования одного или нескольких осуществлений.

Кроме того, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что один или несколько элементов упомянутой выше компьютерной системы (1300) можно располагать на удаленном месте и соединять с другими элементами с помощью сети. Кроме того, одно или несколько осуществлений можно реализовать в распределенной системе, имеющей множество узлов, где при реализации каждый блок (например, прибор интерпретации сейсмических данных, серверы) можно располагать в отдельном узле в пределах распределенной системы. В одном или нескольких осуществлениях узел соответствует компьютерной системе. Как вариант узел может соответствовать процессору совместно со связанной с ним физической памятью. Как вариант узел может соответствовать процессору с совместной памятью и/или ресурсами. Кроме того, команды программного обеспечения на выполнение одного или нескольких осуществлений могут сохраняться на постоянных машиночитаемых носителях данных, таких как компакт-диск (CD), дискета, лента или любой другой машиночитаемый носитель данных.

Предложенные способы и системы относятся к сбору данных об углеводородах на нефтяном месторождении. Должно быть понятно, что те же самые системы и способы можно использовать для выполнения подземных работ, таких как горные работы, поиск воды и регистрация данных о других подземных флюидах или других геоматериалов из других месторождений. Кроме того, части систем и способов можно реализовывать в виде программного обеспечения, аппаратного обеспечения, аппаратно-программного обеспечения или сочетания их.

Хотя изобретение было описано применительно к ограниченному числу осуществлений, специалистам в данной области техники, имеющим выгоду от этого раскрытия, должно быть понятно, что можно разработать другие осуществления, которые могут быть реализованы без отступления от объема изобретения, раскрытого в этой заявке. В соответствии с этим изобретение должно ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ определения местоположения геологического слоя в подземной формации по сейсмическим данным, содержащий этапы, на которых:
принимают сейсмические данные с сейсмических датчиков, при этом сейсмические данные представляют взаимодействие геологического слоя с распространением сейсмической волны;
идентифицируют по сейсмическим данным сейсмический импульс источника, представляющий часть сейсмической волны, падающей на границу геологического слоя;
создают шаблон геологического слоя из геологического слоя, содержащего первичную и вторичную отражающие поверхности раздела, связанные с отражательной способностью, на основании свойств материала геологического слоя;
образуют шаблон проявления сейсмического импульса путем наложения сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя, используя математическую операцию свертывания, для моделирования интерференции сейсмических волн, обусловленной первичной и вторичной отражающими поверхностями раздела;
идентифицируют экстремум сейсмических данных, связанный с геологическим слоем;
определяют на основании экстремума сейсмических данных местоположение геологического слоя в подземной формации, используя шаблон проявления сейсмического импульса;
разрабатывают проект скважины для работ на месторождении на основании местоположения геологического слоя; и
выполняют работы на месторождении, основываясь на проекте скважины.

2. Способ по п.1, в котором шаблон проявления сейсмического импульса содержит множество моделированных составных сейсмических импульсов, образованных математической операцией свертывания, дополнительно содержащий:
идентификацию множества моделированных экстремумов во множестве моделированных составных сейсмических импульсов;
определение множества моделированных параметров наклона, связанных с множеством моделированных экстремумов;
определение множества удалений между множеством моделированных экстремумов и по меньшей мере одним из первичной или вторичной отражающих поверхностей раздела шаблона геологического слоя; и
включение множества удалений, индексированных с учетом множества моделированных параметров наклона, в шаблон проявления сейсмического импульса.

3. Способ по п.2, также содержащий:
идентификацию наклона, связанного с экстремумом сейсмических данных;
идентификацию удаления из множества удалений путем сравнения наклона для множества моделированных параметров наклона в шаблоне проявления сейсмического импульса; и
определение местоположения границы геологического слоя в подземной формации на основании экстремума сейсмических данных и удаления.

4. Способ по п.2, в котором моделированный параметр наклона из множества моделированных параметров наклона содержит величину наклона, амплитуду сейсмической волны, связанную с наклоном, или положение выборки сейсмической волны, связанной с наклоном, в котором наклон идентифицируют, основываясь на заданном критерии моделированного составного сейсмического импульса из множества моделированных составных сейсмических импульсов.

5. Способ по п.4, в котором моделированный параметр наклона определяют относительно соответствующего наклона на сейсмическом импульсе источника.

6. Способ по п.1, в котором наложение сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя при использовании математической операции свертывания содержит моделирование отражений сейсмического импульса источника от первичной и вторичной отражающих поверхностей раздела.

7. Способ по п.1, в котором толщина геологического слоя меньше одной четверти длины волны сейсмического импульса источника.

8. Система для определения местоположения геологического слоя в подземной формации по сейсмическим данным, содержащая:
сейсмический источник, выполненный с возможностью возбуждения сейсмической волны, распространяющейся через подземную формацию;
сейсмический приемник, выполненный с возможностью обнаружения сейсмической волны и образования сейсмических данных, представляющих взаимодействие геологического слоя с распространением сейсмической волны;
анализатор сейсмического импульса источника, осуществленный на процессоре и выполненный с возможностью идентификации по сейсмическим данным сейсмического импульса источника, представляющего часть сейсмической волны, падающей на границу геологического слоя;
инициализатор шаблона геологического слоя, осуществленный на процессоре и выполненный с возможностью инициализации отражающей способности в шаблоне геологического слоя на основании свойств материала, связанного с геологическим слоем, при этом шаблон геологического слоя содержит первичную и вторичную отражающие поверхности раздела;
генератор шаблона проявления сейсмического импульса, осуществленный на процессоре и содержащий:
математический вычислитель свертки, осуществленный на процессоре и выполненный с возможностью образования множества моделированных составных сейсмических импульсов путем наложения сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя для моделирования интерференции сейсмических волн, обусловленной первичной и вторичной отражающими поверхностями раздела; и
анализатор параметров наклона, осуществленный на процессоре и выполненный с возможностью
идентификации множества моделированных экстремумов во множестве моделированных составных сейсмических импульсов;
определения множества моделированных параметров наклона, связанных с множеством моделированных экстремумов;
определения множества удалений между множеством моделированных экстремумов и по меньшей мере одной из первичной или вторичной отражающей поверхности раздела шаблона геологического слоя; и
включения множества удалений, индексированных с учетом множества моделированных параметров наклона, в шаблон проявления сейсмического импульса; и
запоминающее устройство, сохраняющее команды, которые при выполнении процессором содержат функциональные возможности для
идентификации экстремума сейсмических данных, связанных с геологическим слоем;
определения по экстремуму сейсмических данных местоположения геологического слоя на основании шаблона проявления сейсмического импульса;
разработки проекта скважины для работ на месторождении на основании местоположения геологического слоя; и
выполнения работ на месторождении на основании проекта скважины.

9. Система по п.8, в которой команды при выполнении процессором также содержат функциональные возможности для
идентификации наклона, связанного с экстремумом сейсмических данных;
идентификации удаления из множества удалений путем сравнения наклона для множества моделированных параметров наклона в шаблоне выявления сейсмического импульса; и
определения местоположения границы геологического слоя в подземной формации на основании экстремума сейсмических данных и удаления.

10. Система по п.8, в которой наложение сейсмического импульса источника на шаблон геологического слоя содержит моделирование отражений сейсмического импульса источника от первичной и вторичной отражающих поверхностей раздела.

11. Система по п.8, в которой моделированный параметр наклона из множества моделированных параметров наклона содержит величину наклона, амплитуду сейсмической волны, связанную с наклоном, или положение выборки сейсмической волны, связанной с наклоном, в которой наклон идентифицируется на основании заданного критерия моделированного составного сейсмического импульса из множества моделированных составных сейсмических импульсов.

12. Система по п.11, в которой моделированный параметр наклона определяется относительно соответствующего наклона на сейсмическом импульсе источника.

13. Система по п.8, в которой толщина геологического слоя меньше одной четверти длины волны сейсмического импульса источника.

14. Считываемый компьютером носитель данных, сохраняющий команды на определение местоположения геологического слоя в подземной формации по сейсмическим данным, причем команды при выполнении побуждают процессор выполнять этапы способа по любому из пп. 1-7.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вибросейсмической разведке, в частности к корреляторам для преобразования вибросейсмических данных в импульсную форму. .

Изобретение относится к промысловой геофизике, геофизическим методам исследования скважин, в частности к аппаратуре акустического, индукционного и волнового диэлектрического каротажа.

Изобретение относится к средствам технического обеспечения обработки сейсморазведочной информации на ЭВМ в частности к устройствам построения в видимой форме результатов машинной обработки.

Изобретение относится к сейсмической разведке месторождений полезных ископаемых и может быть использовано на этапах регистрации и обработки сейсмической информации.

Изобретение относится к сейсмическим методам исследования Земли и предназначено для преобразования информации , регистрируемой от невзрьюных источников сейсмических волн, работающих в режиме импульсных посылок в форме дополнительных последовательностей .

Изобретение относится к устройствйм регистрации фазокорреляционных диаграмм акустического каротажа. .

Изобретение относится к промысловой геофизике и, в частности к каротажным ос- Щ1ллографам, которые используются при промыслово-геофизических исследованиях скважин .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки сейсмических данных. Предложен способ идентификации события цифрового сигнала с помощью характеристики, указывающей, что события цифрового сигнала в основном зависят от фазы сигнала.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска и разведки углеводородов (УВ). Заявлен способ обработки и интерпретации сейсмических данных, включающий получение временного сейсмического разреза, отображение сейсмического разреза в виде набора сейсмических трасс, определение спектральных и энергетических характеристик отраженных и рассеянных волн по выборкам данных на сейсмическом разрезе в перемещающемся скользящем окне и вынесение суждения об отражающих свойствах и локальных неоднородностях объектов геологической среды.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Получены данные о вращательном и поступательном движении, принятые по меньшей мере одним датчиком движения.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при компьютерной обработке данных сейсморазведки для определения детальных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и типа их насыщения в геофизической разведке месторождений углеводородов.

Изобретение относится к области сейсмической разведки и может быть использовано при поиске нефтяных и газовых месторождений со сложно построенными кавернозно-трещиновато-пористыми коллекторами.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Измеренные сейсмические данные принимаются от сейсмического датчика.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения микросейсмического мониторинга. Настоящее изобретение предусматривает волоконно-оптическую систему сейсмического мониторинга, включающую в себя источник света, который возбуждает оптическое волокно, расположенное в стволе скважины.

Изобретение относится к сейсмической разведке и может использоваться при разведке нефтяных и газовых залежей. Согласно заявленному решению выбирают и устанавливают фиксированную приемную базу, располагают источники возбуждения сейсмических колебаний и приемники на этой базе симметрично относительно ее центра, принятого за начало координат.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска и разведки углеводородов (УВ). Согласно способу оценки низкочастотной резонансной эмиссии (НРЭ) для поиска УВ прогнозирование УВ осуществляется в процессе анализа геодинамического шума непосредственно по временному разрезу метода общей глубинной точки (МОГТ) в широком диапазоне частот (5-130 Гц).

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке данных сейсмических исследований. Заявлен способ перестроения моделей (110) Q геологической среды на основании сейсмических данных (10) путем осуществления лучевой Q томографии сдвига центроидных частот.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения эффективных геометрических размеров зоны разлома, заполненной флюидами. Заявленный способ включает инструментальную регистрацию сейсмических волн, обработку данных с выделением в процессе обработки информативных спектров колебаний, анализ спектров и оценку на основе анализа эффективных геометрических размеров зоны разлома. Причем используют данные сейсмического мониторинга зоны разлома с частотой дискретизации 100 Гц и производят обработку данных по выборке с частотой 0,00833 Гц. Строят спектры низкочастотных микросейсмических колебаний и по анализу графика спектральных отношений определяют эффективную длину зоны разлома по зависимости частот и периодов основной моды резонансных колебаний от длины разлома. Ширину зоны определяют через частоту или период выделенной волны Стоунли. Технический результат - повышение точности данных исследований. 2 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-12-10 2015-12-09T19:57:18
Наверх