EA005228B1 - Способ обработки сейсмических данных - Google Patents
Способ обработки сейсмических данных Download PDFInfo
- Publication number
- EA005228B1 EA005228B1 EA200300191A EA200300191A EA005228B1 EA 005228 B1 EA005228 B1 EA 005228B1 EA 200300191 A EA200300191 A EA 200300191A EA 200300191 A EA200300191 A EA 200300191A EA 005228 B1 EA005228 B1 EA 005228B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- seismic
- model
- velocity
- waves
- data
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 90
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 12
- 238000004880 explosion Methods 0.000 claims description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005056 compaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 51
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 13
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 10
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 7
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 description 5
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 2
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000002356 single layer Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/303—Analysis for determining velocity profiles or travel times
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Способ обработки сейсмических данных, например наземных сейсмических данных, таких как многокомпонентные сейсмические данные морской донной сейсмической косы, заключается в том, что используют сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования для определения модели зависимости между глубиной внутри грунта и скоростью сейсмической энергии. В одном варианте осуществления способа модель зависимости между глубиной и скоростью сейсмической энергии для продольных волн калибруют, используя сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования. Затем, используя сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования, калибруют модель зависимости между глубиной и скоростью сейсмической энергии для поперечных волн. Первоначально модели калибруют для вертикальной скорости продольных волн и поперечных волн, используя данные вертикального сейсмического профилирования при нулевом или небольшом удалении источника. Затем модели можно подвергнуть дополнительным этапам калибровки, например, калибровке для учета анизотропии и неупругого затухания на основе вертикальной поперечно-изотропной модели. После завершения калибровки модели используют для обработки наземных сейсмических данных.
Description
Область техники
Настоящее изобретение относится к способу обработки сейсмических данных, например, наземных сейсмических данных, то есть сейсмических данных, собранных с использованием одного или нескольких датчиков, расположенных на поверхности грунта. Датчик (датчики) может (могут) быть размещен (размещены) на суше, на морском дне или в переходной зоне между сушей и морем. Кроме того, изобретение может быть использовано для обработки сейсмических данных, собранных с использованием буксируемого множества датчиков.
Предшествующий уровень техники
Наземными сейсмическими данными одного типа являются сейсмические данные, собранные методом сейсмической разведки с использованием морской донной сейсмической косы. При сейсмической разведке с использованием морской донной сейсмической косы сейсмические датчики в большом количестве прикрепляют к несущему кабелю на заданных интервалах вдоль кабеля. Затем кабель опускают на морское дно для развертывания датчиков в нужных местах на морском дне. Сейсмические датчики морской донной косы обычно регистрируют в качестве сейсмических данных давление и поле упругой волны. Давление является скалярной величиной, тогда как поле упругой волны является векторной величиной, и поэтому необходимо измерять компоненты поля упругой волны в трех некомпланарных направлениях - х, у и ζ (вертикальном). Поэтому в сумме измеряют четыре компоненты сейсмических данных. Доказано, что запись многокомпонентных сейсмических данных на морском дне представляет собой удачный способ получения изображений характеристик коллекторов углеводородов через насыщенные газом наносы.
Другой системой сейсмической разведки является буксируемая система морской сейсмической разведки. В такой системе используют сейсмический датчик или группу сейсмических датчиков, которые размещают на несколько десятков метров ниже поверхности моря и которые перемещают через толщу воды посредством буксирующего судна. Сейсмический датчик или группу обычно подвешивают к бую, соединенному с буксирующим судном. Буксируемая морская система сейсмической разведки также содержит один или несколько сейсмических источников, расположенных ниже поверхности моря, обычно подвешенных к буксирующему судну.
Проблема, неожиданно встречающаяся при обработке наземных сейсмических данных, например, сейсмических данных морской донной сейсмической косы, заключается в наличии отражений с преобразованием типа волны. Отражение с преобразованием типа волны является отражением, при котором падающая продольная волна (Р-волна) преобразуется при отражении в восходящую поперечную волну (8-волну). Данные, полученные из отражения, при котором падающая продольная волна (Р-волна) преобразуется при отражении в восходящую поперечную волну, известны как Ρ-8-данные, а данные, полученные из отражения, при котором падающая продольная волна не преобразуется при отражении, известны как Р-р-данные. Существование отражений с преобразованием типа волны (также известных в качестве обменных волн) приводит к необходимости определения отдельной зависимости скорости от глубины, или поля скоростей, для поперечных волн в дополнение к определению поля скоростей для продольных волн. Другие проблемы, которые возникают в результате отражений с преобразованием типа волны, включают асимметричные траектории сейсмической энергии, более сильные эффекты анизотропии и повышенное затухание сейсмической энергии.
Проблема определения анизотропных полей скоростей является особенно важной. Анизотропное поле скоростей, используемое при обработке сейсмических данных, влияет на коррекцию приращения времени в данных, то есть на коррекцию данных из-за наличия горизонтального расстояния, известного как «удаление», между источником сейсмической энергии и приемником. Анизотропное поле скоростей, используемое при обработке сейсмических данных, также влияет на сдвиг общей точки преобразования от средней точки.
Один способ из уровня техники заключается в моделировании поля скоростей для продольных волн и поля скоростей для поперечных волн с использованием моделей эффективной скорости. В модели эффективной скорости изменения скорости распространения сейсмической энергии, которые происходят во внутренней области грунта, моделируются эффективной скоростью распространения сейсмической энергии. В одной хорошо известной модели эффективной скорости предполагается, что среда, через которую проходит сейсмическая энергия, является изотропной, а скорость распространения сейсмической энергии в среде является постоянной. Это известно как «гиперболическое допущение». В попытке учесть анизотропию грунта в другие модели эффективной скорости включают негиперболические члены.
Однако, даже после определения анизотропных моделей эффективной скорости для продольных волн и поперечных волн и использования этих моделей для коррекции приращения времени и суммирования сейсмических Р-ри Ρ-8-данных остается проблема корреляции геологических событий в одном наборе данных с геологическими событиями в другом наборе данных. Для этой корреляции требуется получать отношение Ур/У§, отношение вертикальной скорости продольных волн к вертикальной скорости поперечных волн, которое необходимо для сортировки сейсмических данных относительно общей точки преобразования. В свою очередь, результаты сортировки сейсмических данных относительно общей точки преобразования оказывают влияние на анализ скорости обменной Р-к-волны. Поэтому для известных способов требуется итерационная процедура, в соответствии с которой результаты сортировки сейсмических данных относительно общей точки преобразования, полученные с использованием исходного анализа скорости, применяют для уточнения модели скорости, пересчета отношения Ур/Ук и повторения сортировки сейсмических данных относительно общей точки преобразования. Эта процедура отнимает много времени и, кроме того, сильно зависит от правильной интерпретации наборов Р-р- и Р-кданных в процессе корреляции.
Еще одна проблема, связанная с известным способом, заключается в том, что в некоторых случаях невозможно определить достоверные поля скоростей. Например, это может происходить при наличии газовых облаков или в случае, если имеется сильное загрязнение сейсмических данных многократными отражениями. Кроме того, даже если из наземных сейсмических данных или из сейсмических данных буксируемой морской системы, таких как сейсмические данные морской донной сейсмической косы, можно определить достоверные анизотропные поля эффективных скоростей как для продольных волн, так и для поперечных волн, то невозможно получить единственную состоятельную анизотропную модель эффективной скорости только из наземных данных или из сейсмических данных буксируемой морской системы.
Дальнейшая проблема, связанная с обработкой наземных сейсмических данных или сейсмических данных буксируемой морской системы, заключается в том, что преобразование типа волны не ограничено отражением. Например, преобразование типа волны может происходить, когда падающая волна проходит из одного слоя внутренней области грунта в другой слой, имеющий иные свойства, и особенно тогда, когда падающая волна проходит в слой, в котором скорость сейсмической энергии высокая. Поэтому падающая продольная волна может быть преобразована в падающую поперечную волну на границе слоя в грунте, а не при отражении. Падающая продольная волна, которая преобразовалась в поперечную волну и впоследствии отразилась с получением восходящей обменной 8-волны, обозначается как обменная Р-8-к-волна или Р-8-к-вступление. Наличие обменных Р-8-к-волн усложняет интерпретацию сейсмических данных, относящихся к отражающей границе объекта поиска, которая расположена ниже высокоскоростного слоя.
В одном известном способе получения изображения отражающей границы объекта поиска под высокоскоростным слоем принимают ся во внимание связь между продольными волнами и поперечными волнами в высокоскоростном слое и распространение только продольной волны ниже высокоскоростного слоя (см., например, С.У. Ригпе11, Сеорйущек, νοί. 57, № 11, 1992, стр. 1444-1452). В альтернативном способе рассматривается Р-к-отражение, при котором падающая продольная волна при отражении преобразуется в восходящую поперечную волну (см., например, К..К Кепба11 е! а1 в: Ехрапбеб ЛЬк1тае1к о£ 684Ь Аппиа1 1п1егпаИопа1 Меейпд о£ 8ое1е1у о£ Ехр1огайоп СеорНу κίοίκΐκ, 1998, стр. 2052-2055).
Однако в настоящее время этот способ неприемлем для выполнения операций со вступлениями обменной Р-8-к-волны.
Краткое изложение существа изобретения
В основу настоящего изобретения поставлена задача создания способа обработки сейсмических данных, который позволяет построить более точную модель зависимости скорости сейсмической энергии от глубины.
Согласно первому объекту настоящего изобретения разработан способ обработки наземных сейсмических данных или сейсмических данных буксируемой морской системы. Указанный способ содержит этап использования сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования для получения модели скорости сейсмической энергии. Согласно второму объекту изобретения разработан способ обработки наземных сейсмических данных. Указанный способ содержит этап использования сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования для получения модели скорости сейсмической энергии. Изобретение дает возможность определить более точную модель зависимости скорости сейсмической энергии от глубины.
В предпочтительном варианте осуществления способ содержит этап калибровки модели скорости для наземных сейсмических данных с использованием сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования.
В этом варианте исходную модель скорости калибруют, используя сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования. Исходная модель скорости может быть получена, например, из сейсмических данных дипольного акустического каротажа. Калибровка исходной модели скорости с использованием сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования обеспечивает возможность получения точной модели скорости в начале процесса анализа.
Это сокращает или даже исключает итерационный процесс, описанный выше. Изобретение обеспечивает возможность получения достоверной модели скорости даже в случае, если наземные сейсмические данные загрязнены многократными отражениями или газовыми облаками.
В предпочтительном варианте осуществления способ содержит дополнительный этап калибровки модели скорости с использованием наземных сейсмических данных. Дополнительный этап калибровки используется для повышения точности модели скорости на глубинах, находящихся над наиболее мелко расположенным датчиком системы вертикального сейсмического профилирования. В качестве варианта на этом этапе калибровки можно использовать сейсмические данные буксируемой морской системы.
В предпочтительном варианте осуществления первую модель скорости для продольных волн и вторую модель скорости для поперечных волн получают, используя сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования. Поэтому настоящее изобретение обеспечивает возможность точной обработки сейсмических данных, которые содержат обменные волны.
Дальнейший вариант осуществления изобретения включает этап обработки сейсмических данных с использованием одной или каждой модели скорости, полученной с использованием сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования.
Изобретение может быть использовано для сейсмических данных морской донной сейсмической косы. Однако оно не ограничено этим применением, а может быть использовано для всевозможных наземных сейсмических данных или сейсмических данных буксируемой морской системы, а также для многокомпонентных сейсмических данных или однокомпонентных сейсмических данных.
Краткое описание чертежей
В дальнейшем предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения поясняются описанием со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых фиг. 1 изображает схему осуществления сейсмической разведки;
фиг. 2 - диаграммы модели зависимости скорости от глубины, полученной с использованием способа обработки сейсмических данных, согласно изобретению;
фиг. 3 - диаграммы трассовых данных, полученных с использованием указанной модели зависимости, согласно изобретению;
фиг. 4 - диаграмму сравнения результатов, полученных путем обработки сейсмических данных с использованием изотропной модели зависимости скорости от глубины, и результатов, полученных при использовании заявленной модели зависимости скорости от глубины, согласно изобретению;
фиг. 5 - диаграмму результатов обработки сейсмических данных с использованием модели зависимости скорости от глубины, согласно изобретению.
Описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения
Система сейсмической разведки с морской донной сейсмической косой содержит сейсмический источник 1 (фиг. 1) и сейсмический датчик 2 (приемник), при совместном использовании которых осуществляется наземная сейсмическая разведка. В описываемом варианте осуществления сейсмический датчик 2 представляет собой многокомпонентный датчик морской донной сейсмической косы, который образует часть группы датчиков морской донной сейсмической косы и расположен на морском дне 3. Для ясности исключены другие датчики из группы датчиков морской донной сейсмической косы и несущий кабель датчиков морской донной сейсмической косы. Изобретение, тем не менее, не ограничено применением для обработки данных, собранных при сейсмической разведке с морской донной сейсмической косой.
Сейсмический источник 1 и датчик 2 морской донной сейсмической косы используют для получения данных относительно отражающей границы 4 объекта поиска, расположенной ниже морского дна. Траектория 5 является траекторией первичного отражения сейсмической энергии, обусловленного отражающей границей 4 на участке от сейсмического источника 1 до датчика 2 морской донной сейсмической косы.
Геологическая структура грунта выше отражающей границы 4 объекта поиска является неоднородной. Внутренняя область грунта между морским дном 3 и отражающей границей 4 объекта поиска содержит слой 6, в котором скорость сейсмической энергии значительно выше, чем в слое 7 над высокоскоростным слоем 6 или в слое 8 под высокоскоростным слоем 6. На фиг. 1 показаны только три слоя 6, 7, 8 между морским дном и отражающей границей 4 объекта поиска, но на практике между морским дном и отражающей границей 4 объекта поиска в геологическом разрезе имеется большое количество различных слоев. Высокоскоростным слоем 6 может быть, например, подвергавшийся атмосферным воздействиям меловой слой. Одно действие высокоскоростного слоя 6 заключается в том, что падающая сейсмическая энергия претерпевает преобразование типа волны на верхней поверхности высокоскоростного слоя 6. На верхней поверхности высокоскоростного слоя 6 падающая продольная волна претерпевает преобразование типа волны с получением падающей поперечной волны, а затем отражается на отражающей границе объекта поиска с получением восходящей поперечной волны. На практике на границах слоев будут происходить несколько отражений и преломление, и вполне могут существовать траектории сейсмической энергии, которые включают в себя многократные отражения. Отражения и преломление на границах слоев исключены.
Как пояснено выше, известные способы обработки наземных сейсмических данных, собранных датчиком 2, требуют применения трудоемкого итерационного метода даже при отсутствии преобразования типа волны на верхней поверхности высокоскоростного слоя 6. Для геологической структуры, показанной на фиг. 1, обработка сейсмических данных, относящихся к отражающей границе 4 объекта поиска, усложняется преобразованиями типа волны с образованием обменной Ρ-δ-8-волны, которая возникает из-за наличия высокоскоростного слоя 6.
Согласно настоящему изобретению данные сейсмической разведки с вертикальным сейсмическим профилированием используют при обработке данных, полученных посредством наземного датчика 2. Точнее, в варианте осуществления изобретения данные вертикального сейсмического профилирования используют для определения модели зависимости скорости сейсмической энергии от глубины, и эту модель скорости затем используют при обработке сейсмических данных, собранных посредством датчика 2.
Система сейсмической разведки, предназначенная для получения сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования, также показана на фиг. 1. Система сейсмической разведки с вертикальным сейсмическим профилированием содержит сейсмический источник 9, расположенный чуть ниже поверхности моря (обычно погруженный с поискового судна), и сейсмические датчики 10, расположенные на различных глубинах внутри ствола 11 скважины. Сейсмическая энергия, излученная сейсмическим источником 9 системы вертикального профилирования, может проходить к одному из датчиков 10 либо по прямолинейной траектории 12 через наносы, либо по траектории 13 с отражением на отражающей границе 4 объекта поиска. Под «наносами» подразумевается часть внутренней области грунта от морского дна 3 вниз до глубины наиболее мелко расположенного сейсмического датчика 10 системы вертикального сейсмического профилирования. Из траекторий 12 и 13 исключены эффекты преломления и отражения на границе 8 раздела.
В стволе 11 скважины показаны три сейсмических датчика 10, которые расположены на трех различных глубинах, но изобретение не ограничено этой компоновкой системы сейсмической разведки с вертикальным сейсмическим профилированием.
На фиг. 1 показана также съемка сейсмического вертикального профиля при наличии удаления, когда имеется фиксированное ненулевое расстояние между источником 9 и датчиками 10, но можно также осуществлять съемку вертикального сейсмического профиля при удалении, приблизительно равном нулю. Кроме того, можно осуществлять съемку вертикального сейсмического профиля при двух и более различных значениях удаления. Съемка вертикального сейсмического профиля при более чем одном значении удаления известна как сейсмическая съемка вертикального сейсмического профиля «с перемещением источника».
Предполагается, что общий термин «сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования», использованный в настоящей заявке, охватывает данные вертикального сейсмического профилирования при нулевом удалении, данные вертикального сейсмического профилирования при фиксированном удалении и данные вертикального сейсмического профилирования при переменном удалении (с перемещением источника).
На начальном этапе способа обработки согласно изобретению осуществляют разработку исходной модели для зависимости скорости сейсмической энергии от глубины для продольных волн. В описываемом варианте это осуществляют путем извлечения данных из диаграммы дипольного акустического каротажа через наносы, используя по меньшей мере одни данные, выбранные из группы, состоящей из общего характера изменения скорости, информации, полученной при контрольном взрыве в районе, или поверхностных скоростей Дикса для сейсмических волн. После создания расширенной модели для скорости продольных волн ее калибруют, используя стандартный процесс акустической калибровки, то есть используя времена прямых вступлений на вертикальном сейсмическом профиле, полученные из сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования при нулевом удалении и при небольшом удалении.
После разработки удовлетворительной модели для скорости сейсмической энергии продольных волн на следующем этапе получают модель для скорости сейсмической энергии поперечных волн. Исходную модель скорости, используемую для поперечных волн, получают на основании сдвиговой акустической волны и поэтому калибруют, используя скорости поперечных волн, выделенные из горизонтальных составляющих данных вертикального сейсмического профиля при нулевом удалении или данных вертикального сейсмического профиля при наличии удаления.
Обнаружено, что для вертикального ствола скважины имеется небольшая разница между зависимостью скорости поперечной волны от глубины, определенной из диаграммы дипольного акустического каротажа, и зависимостью скорости поперечной волны от глубины, полученной из сейсмических данных вертикального сейсмического профилирования. Однако этот эффект не наблюдается для скважины, которая отклонена от вертикали. Для скважины, которая отклонена от вертикали, полярная анизотропия может быть причиной того, что скорость поперечной волны, определенная из диаграммы ди польного акустического каротажа, будет значительно выше истинной скорости поперечной волны. В этом случае вместо скорости поперечной волны, определенной из диаграммы дипольного акустического каротажа, используют значение скорости поперечной волны, полученной из данных вертикального сейсмического профилирования.
Недоступно достоверное непосредственное измерение скорости поперечной волны для глубин над наиболее мелко расположенным датчиком 10 системы вертикального сейсмического профилирования, поскольку из данных вертикального сейсмического профилирования не всегда можно идентифицировать преобразование продольных волн в поперечные обменные волны на морском дне. Скорость продольной волны для глубин над наиболее мелко расположенным датчиком 10 системы вертикального сейсмического профилирования можно оценить из скорости продольной волны, измеренной для наносов, используя известную или рассчитанную зависимость между скоростью продольной волны и скоростью поперечной волны. В предпочтительном варианте осуществления зависимость между глубиной и скоростью поперечной волны для глубин над наиболее мелко расположенным датчиком 10 системы вертикального сейсмического профилирования определяют, используя экстраполированный общий характер изменения отношения Ур/Уз. Характер изменения отношения Ур/Уз подчиняется ограничению, заключающемуся в прохождении через определенное значение на морском дне 3. Изменение значения Ур/Уз позволяет получить способ калибровки вертикальной скорости поперечной волны для глубин над наиболее мелко расположенным датчиком 10 системы вертикального сейсмического профилирования. В этой калибровке используют близкое к удалению приращение времен из отражений в верхней части разреза с образованием обменной Р-8волны, имеющихся в радиальных данных морской донной сейсмической косы. Коррекцию приращения времени на основе лучей используют для исключения близкого к удалению приращения времени отражения путем изменения отношения Ур/Уз и, следовательно, путем изменения скорости поперечной волны в наносах. Это быстро приводит к модели скорости поперечной волны в наносах.
Предпочтительно затем осуществляют сравнение полученной модели для вертикальной скорости поперечной волны с вступлениями обменной Р-8-волны в данных вертикального сейсмического профилирования с удалением, при необходимости выполняют уточнения.
Предпочтительно способ включает дополнительный этап калибровки скорости поперечной волны для глубин, находящихся над наиболее мелко расположенным датчиком 10 системы вертикального сейсмического профилирования.
На этом дополнительном этапе калибровки маркерные вступления, отраженные в верхней части разреза, на выборке трасс с общим пунктом приема, полученной с помощью морской донной сейсмической косы, сравнивают с данными вертикального сейсмического профиля для отражений обменной Р-8-волны или с имитированными данными отражений обменной Р-зволны. При необходимости, для улучшения результатов этого сравнения дополнительно уточняют модель для скорости поперечной волны в наносах. Чтобы осуществить этот этап путем сравнения данных морской донной сейсмической косы с имитированными данными для отражений обменной Р-8-волны, необходима модель плотности геологической структуры в районе проведения сейсмической разведки, и ее можно разработать на основе отредактированной диаграммы плотностного каротажа и на основе калиброванной зависимости Гарднера (калиброванной эмпирической зависимости между скоростью продольной волны и плотностью) для наносов.
Настоящее изобретение позволяет осуществлять разработку модели скорости для поперечных волн путем использования данных вертикального сейсмического профилирования и наземных сейсмических данных (сейсмических данных морской донной сейсмической косы в этом варианте осуществления) для калибровки исходной модели, разработанной на основе сейсмических данных из ствола скважины. После этого модель скорости можно использовать для обработки наземных сейсмических данных.
Затем модель скорости дополнительно уточняют, учитывая полярную анизотропию. Полярную анизотропию определяют путем минимизации, при условии большого удаления, остаточного приращения времени отражений обменных Р-р- и Р-8-волн по данным морской донной сейсмической косы. В качестве варианта, если доступны данные вертикального сейсмического профилирования с перемещением источника, полярную анизотропию можно определить путем использования времен вступления прямых сейсмических импульсов, записанных при вертикальном сейсмическом профилировании с перемещением источника.
Этап калибровки модели скорости в случае полярной анизотропии, определяемой с использованием данных вертикального сейсмического профилирования с перемещением источника, осуществляют, используя простую временную инверсию по двум параметрам. Параметр эллиптичности и параметр, отражающий отсутствие эллиптичности, предполагают изменяющимися линейно с глубиной, имеющей нулевое значение на морском дне. Параметры эллиптичности и отсутствия эллиптичности изменяют и выбирают значения, при которых минимизируется разность между моделированным временем прямого вступления и измеренным временем прямого вступления продольной волны.
В приведенном выше описании наносы обрабатывались как один слой. Однако наносы обычно состоят более чем из одного слоя, и каждый из слоев, проходящих по глубине скважины, калибруют, используя сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования, то есть осуществляют акустическую калибровку. Кроме того, используя приращения времен, предположив градиент кусочным, предпочтительно прокалибровать по анизотропии каждый слой, который проходит по глубине скважины, чтобы получить истинные параметры для слоя на основе вертикальной поперечно-изотропной модели.
Предпочтительно предположить, что слой является изотропным, если отношение Ур/Ук для этого слоя ниже порогового значения. Это обеспечивает возможность точного моделирования слоя, который является изотропным или только слабо анизотропным, например, слой песчаного коллектора.
Предпочтительно корректировать времена прямого пробега, учитывая угол наклона ствола скважины, например, используя способ, раскрытый в С.М. 8ауегк в Оеорйукюк, т. 62, № 3, 1997, стр. 723-729.
Многослойная вертикальная поперечноизотропная модель, разработанная в соответствии с заявленным способом, является справедливой для преобразованных волн типа 8ν, поскольку при условии, что вертикальные скорости продольных волн и поперечных волн найдены правильно, приращения времени при большом удалении достаточно для оценки параметров вертикальной поперечно-изотропной модели, определяющих распространение волны типа 8ν. Если данные вертикального сейсмического профилирования при перемещении источника имеются на приемниках, находящихся более чем на одной глубине, можно получить модель кусочного градиента в параметрах анизотропии.
В дальнейшем модель скорости дополнительно калибруют, чтобы учесть неупругое затухание, обычно известное как О (безразмерный параметр). Эту калибровку можно осуществить путем инвертирования сигналов прямого вступления волны, используя когерентный метод инверсии О. раскрытый в XV.8. Ьеапеу в ^а1ка\тау О 1№еткюп, Ехрапбеб АЬк1гас1к оГ 69‘ь Аппиа1 1п1егпа11опа1 Меейпд оГ 8ос1е1у оГ Ехр1огайоп Оеорйук1с1к1к, 1999, стр. 6-52.
При исследованиях было обнаружено, что единственное значение О, равное 54, обеспечивает хорошую компенсацию сигналов в вертикальном сейсмическом профиле на всех глубинах, хотя меловой интервал служит признаком несколько меньшего значения О для мелового слоя, чем для других слоев. Если данные вертикального сейсмического профилирования могут быть получены при достаточном удалении, что бы вызвать существенные преобразования типов волн, то также станет возможной надежная оценка О для поперечных волн (Ο, ../ ..-..-) во всем интервале глубин данных вертикального сейсмического профилирования.
На фиг. 2 показаны диаграммы анизотропной модели скорости, полученной заявленным способом. Модель имеет 160 слоев и детализирована до глубины 2900 м. Начиная слева, показаны вертикальная скорость Ук поперечных волн, отношение Ур(у)/Ур(11) вертикальной скорости продольных волн и горизонтальной скорости продольных волн, отношение Ур/Ук вертикальной скорости продольных волн к вертикальной скорости поперечных волн, параметр εκ анизотропии Шонберга и плотность. В модели использовано постоянное значение О, равное 54, как для продольных волн, так и для поперечных волн.
Эта модель была использована для имитации данных, хотя более простая модель, имеющая всего 25 слоев, была использована при обработке для компенсации О и геометрического расхождения, для коррекции нормального приращения времени, для сортировки сейсмических данных относительно общей точки преобразования и для расчета углового диапазона временной отсечки.
Описанный выше способ, основанный на вертикальной поперечно-изотропной модели скорости, дает хорошие результаты при обработке вступлений обменной Р-к-волны. Модель можно также использовать для обработки вступлений обменной Р-8-к-волны. Имитации с использованием указанной модели показали, что наиболее эффективное преобразование типа волны от падающей продольной волны до падающей поперечной волны происходит на верхней поверхности высокоскоростного слоя, такого, как меловой слой. Это преобразование типа волны является выгодным, поскольку меньшая скорость после происшедшего преобразования типа волны должна приводить к лучшему разрешению по вертикали и к меньшему загрязнению данных многократными отражениями.
На фиг. 3 показаны диаграммы трассовых данных, имитированные с использованием указанной модели. Начиная слева, представлены диаграммы вертикальной скорости поперечных волн, вертикальной скорости продольных волн и имитированные сейсмические трассы, иллюстрирующие только первичные отражения. По оси у представлено полное время пробега в секундах. Ось х размечена в метрах в секунду для скорости поперечных волн и продольных волн и в метрах для имитированных сейсмических трасс. Наблюдается высокая скорость в меловом слое, при этом верхняя поверхность высокоскоростного слоя соответствует времени пробега 3,12 с. Выше верхней поверхности мелового слоя вступлениями являются отражения обменной Р-к-волны, а ниже верхней поверхности ме лового слоя вступлениями являются отражения обменной Ρ-δ-8-волны. Чтобы исключить изменение полярности, которое происходит при отражении падающей поперечной волны, данные имитировались в диапазоне углов 10-45° при суммировании записей обменной Ρ-8-волны, а при суммировании записей обменной Ρ-8-8волны для удаления вклада выбранных сейсмических трасс использовалась внутренняя временная отсечка 20°.
На фиг. 4 видно влияние анизотропии на вступления отражений обменной Ρ-δ-8-волны, происходящие под высокоскоростным слоем. По оси х отложено горизонтальное расстояние (в метрах), при этом ствол скважины расположен в точке х=0. По оси у представлены полные времена пробега (в секундах) обменной Ρ-8волны. Имеется высокоскоростной меловой слой, при этом верхняя поверхность мелового слоя соответствует времени пробега 3,12 с.
Слева от ствола скважины показаны результаты коррекции приращения времени вступлений обменной Ρ-δ-8-волны с использованием изотропной модели, а справа от ствола скважины показаны результаты коррекции приращения времени вступлений обменной Ρ-δ-8-волны при использовании вертикальной поперечноизотропной модели настоящего изобретения, калиброванной с помощью скважинных измерений. Калиброванная по скважинным измерениям вертикальная поперечно-изотропная модель содержит геометрическое расхождение и при этом имеет компенсацию О (при использовании значения 0=54 как для поперечных волн, так и для продольных волн). Показано также остаточное приращение времени в сравнении с вертикальной поперечно-изотропной моделью настоящего изобретения, калиброванной по скважинным измерениям. Остаточное приращение времени для изотропной модели сильно возрастает с увеличением удаления.
После коррекции приращения времени в наземных сейсмических данных с использованием модели скорости согласно изобретению осуществляют сортировку сейсмических данных относительно общей точки отражения. Это обычно делают аналогично сортировке сейсмических данных относительно общей точки преобразования для вступления обменной Ρ-8волны. Кроме того, можно применить другие операции обработки, например, конволюцию, и ввести статические поправки на пункт приема.
На фиг. 5 представлены результаты, полученные на основании модели скорости согласно настоящему изобретению. По горизонтальной шкале отложена общая точка преобразования, а по вертикальной шкале - глубина в километрах. Вступления обменной Ρ-8-волны, обусловленные отражениями на верхней поверхности высокоскоростного мелового слоя, начинаются около глубины 1,7 км, а вступления, обусловленные отражениями на основании мелового слоя или отражениями ниже мелового слоя, являются ясно видимыми. Разрез ниже мелового слоя представлен с большим вертикальным разрешением, чем разрез выше мелового слоя. Использование настоящего изобретения обеспечивает высококачественное изображение ниже высокоскоростного слоя.
Белая трасса представляет собой диаграмму каротажа относительного сдвига импеданса в месте расположения ствола скважины.
Описанные выше варианты осуществления изобретения относятся к калибровке модели скорости с использованием одномерной вертикальной поперечно-изотропной модели скорости. Эта модель строго справедлива только в местах вблизи ствола скважины. Имеется несколько способов, которыми модель можно распространить на расстояния, далекие от ствола скважины. В одном способе вертикальная поперечно-изотропная модель зависимости скорости от глубины может быть усреднена по эффективным временным параметрам для просмотра параметров на расстоянии от места расположения скважины, например, как указано в статье I. Тзуапкш е! а1 в Оеоркузюз, том 59, 1994, стр. 1290-1304, или использовать способ, предложенный Т. Скеге! е! а1 в докладе, представленном на конференции 70!Ь Аппиа1 1п!егпа!юпа1 Меейид о£ 8ос1е!у о£ Ехр1ога!юп СеорйумсЬК
В случае, если доступны скважинные данные в объеме грунта, охваченном наземными сейсмическими данными, описанный выше способ может быть повторен в дополнительных контрольных пунктах, а между контрольными пунктами может быть введена локальная одномерная модель.
Дополнительный способ распространения модели заключается в использовании одномерной модели для наложения условий на трехмерный процесс глубинной миграции сейсмических данных до суммирования в анизотропной области.
Вариант осуществления изобретения, описанный выше, относится к использованию данных вертикального сейсмического профилирования при обработке наземных сейсмических данных, например, сейсмических данных морской донной сейсмической косы, которые охватывают случаи преобразования типа волны. Однако изобретение не ограничено этим конкретным применением, а может быть использовано для обработки всевозможных наземных сейсмических данных или сейсмических данных морской буксируемой системы, а также для обработки многокомпонентных сейсмических данных или однокомпонентных сейсмических данных.
Затем осуществляют обработку наземных сейсмических данных, полученных при большом удалении. Обработка сейсмических данных при большом удалении требует точного знания параметров анизотропии, эффективного значе ния параметра О отсутствия упругости и зависимости амплитуды отражения от удаления. Эта информация может быть получена при вертикальном сейсмическом профилировании с переменным удалением при использовании трехкомпонентного сейсмического приемника, расположенного внутри ствола скважины, и применена для корректировки исходной модели скорости для повышения точности. После этого, используя уточненную модель скорости, можно обработать данные.
Согласно заявленному способу, обеспечивают глубинную миграцию сейсмических данных до суммирования. Для точной миграции необходима точная модель скорости, которую известные способы не всегда могут обеспечить. После получения исходной модели скорости способ согласно изобретению можно использовать для повышения точности этой модели скорости путем наложения такого условия на модель скорости, при выполнении которого она бы воспроизводила времена пробега, полученные из данных вертикального сейсмического профилирования. Это повышает точность модели скорости, особенно в окрестности ствола скважины, используемого для получения данных вертикального сейсмического профилирования. После коррекции модели скорости ее можно дополнительно скорректировать, например, путем включения в модель анизотропии (информацию об анизотропии также берут из данных вертикального сейсмического профилирования). Этот способ особенно эффективен в случае, если данные трехмерного вертикального сейсмического профилирования используют для наложения условия на исходную модель скорости.
Claims (21)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ обработки сейсмических данных, заключающийся в том, что используют сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования (ВСП) для определения модели скорости сейсмической энергии для одной или более Р-волн, используют указанную модель скорости сейсмической энергии Р-волн для обработки сейсмических данных.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что использование сейсмических данных ВСП для определения модели скорости сейсмической энергии содержит расширение сейсмических данных ВСП от дипольного акустического каротажа через донные наносы.
- 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что расширение сейсмических данных ВСП осуществляют при использовании по меньшей мере одной операции, выбранной из группы, состоящей из тенденции сжатия скорости, информации, полученной при контрольном взрыве в районе или поверхностных скоростей Дикса для сейсмических волн.
- 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии для Р-волн, для чего используют сейсмические данные ВСП.
- 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что используют сейсмические данные ВСП для определения модели скорости сейсмической энергии для одной или более 8-волн.
- 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют сейсмические данные ВСП для определения модели скорости сейсмической энергии для одной или более 8-волн.
- 7. Способ по п.5, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии для 8-волн, для чего используют сейсмические данные ВСП.
- 8. Способ по п.5, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии для 8-волн, для чего используют сейсмические данные ВСП.
- 9. Способ по п.7, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии по меньшей мере для одной из 8-волн или Р-волн, для чего используют либо сейсмические данные поверхности или сейсмические данные морской донной сейсмической косы.
- 10. Способ по п.8, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии по меньшей мере для одной из 8-волн или Р-волн, для чего используют либо сейсмические данные поверхности или сейсмические данные морской донной сейсмической косы.
- 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что модель скорости сейсмической энергии представляет собой анизотропную модель скорости.
- 12. Способ по п.6, отличающийся тем, что модель скорости сейсмической энергии представляет собой анизотропную модель скорости.
- 13. Способ по п.7, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии по меньшей мере для одной из 8-волн или Р-волн, при этом учитывают неупругое затухание сейсмической энергии.
- 14. Способ по п.1, отличающийся тем, что модель скорости сейсмической энергии представляет собой вертикальную поперечноизотропную модель скорости.
- 15. Способ по п.6, отличающийся тем, что модель скорости сейсмической энергии представляет собой вертикальную поперечноизотропную модель скорости.
- 16. Способ по п.1, отличающийся тем, что модель скорости сейсмической энергии представляет собой одномерную модель скорости.
- 17. Способ по п.6, отличающийся тем, что модель скорости сейсмической энергии представляет собой одномерную модель скорости.
- 18. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмические данные представляют собой многокомпонентные сейсмические данные.
- 19. Способ обработки сейсмических данных, заключающийся в том, что используют сейсмические данные вертикального сейсмического профилирования (ВСП) для определения модели скорости сейсмической энергии для одной или более Р-волн и модели скорости сейсмической энергии для одной или более 8-волн, калибруют модель скорости сейсмической энергии по меньшей мере для одной из Р-волн и 8-волн, для чего используют сейсмические данные ВСП, используют указанную модель скорости сейсмической энергии для обработки сейсмических данных.
- 20. Способ по п.19, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии по меньшей мере для одной из 8-волн или Р-волн, для чего используют либо сейсмические данные поверхности.
- 21. Способ по п.19, отличающийся тем, что дополнительно калибруют модель скорости сейсмической энергии по меньшей мере для одной из 8-волн или Р-волн, для чего используют сейсмические данные морской донной сейсмической косы.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0018480.4A GB0018480D0 (en) | 2000-07-27 | 2000-07-27 | A method of processing surface seismic data |
| PCT/GB2001/003363 WO2002010798A1 (en) | 2000-07-27 | 2001-07-26 | A method of processing seismic data |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200300191A1 EA200300191A1 (ru) | 2003-06-26 |
| EA005228B1 true EA005228B1 (ru) | 2004-12-30 |
Family
ID=9896465
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200300191A EA005228B1 (ru) | 2000-07-27 | 2001-07-26 | Способ обработки сейсмических данных |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6917564B2 (ru) |
| EP (1) | EP1320768A1 (ru) |
| AU (2) | AU2001275708B2 (ru) |
| BR (1) | BR0113025A (ru) |
| EA (1) | EA005228B1 (ru) |
| GB (1) | GB0018480D0 (ru) |
| MX (1) | MXPA03000755A (ru) |
| NO (1) | NO20030426L (ru) |
| WO (1) | WO2002010798A1 (ru) |
Families Citing this family (46)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB0020072D0 (en) * | 2000-08-16 | 2000-10-04 | Geco As | A housing for a seismic sensing element and a seismic sensor |
| GB0125713D0 (en) * | 2001-10-26 | 2001-12-19 | Statoil Asa | Method of combining spatial models |
| GB2384557B (en) * | 2002-01-25 | 2005-06-29 | Westerngeco Ltd | A method of and apparatus for processing seismic data |
| UA72581C2 (en) * | 2002-08-30 | 2005-03-15 | Method for investigating oil-and-gas deposits by seismic waves | |
| US6704244B1 (en) * | 2002-10-08 | 2004-03-09 | Pgs Americas, Inc. | Method for acquiring and processing seismic survey data using ocean bottom cables and streamers |
| US6904368B2 (en) * | 2002-11-12 | 2005-06-07 | Landmark Graphics Corporation | Seismic analysis using post-imaging seismic anisotropy corrections |
| GB2398124B (en) * | 2003-02-08 | 2006-10-25 | Abb Offshore Systems Ltd | Estimating the time of arrival of a seismic wave |
| US8995224B2 (en) * | 2003-08-22 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time velocity and pore-pressure prediction ahead of drill bit |
| US7027354B2 (en) * | 2003-09-22 | 2006-04-11 | 4Th Wave Imaging Corp. | Method of obtaining pore pressure and fluid saturation changes in subterranean reservoirs by forward modeling |
| US20050128874A1 (en) * | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
| US7274990B2 (en) * | 2003-12-24 | 2007-09-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole library of master wavelets for VSP-while-drilling applications |
| GB2409900B (en) | 2004-01-09 | 2006-05-24 | Statoil Asa | Processing seismic data representing a physical system |
| US7800977B2 (en) * | 2004-06-01 | 2010-09-21 | Westerngeco L.L.C. | Pre-stack combining of over/under seismic data |
| US7535800B2 (en) * | 2005-05-11 | 2009-05-19 | Schlumberger Technology Corporation | Seismic imaging and tomography using seabed energy sources |
| GB2435693A (en) | 2006-02-09 | 2007-09-05 | Electromagnetic Geoservices As | Seabed electromagnetic surveying |
| US7911878B2 (en) * | 2006-05-03 | 2011-03-22 | Baker Hughes Incorporated | Sub-salt reflection tomography and imaging by walkaway VSP survey |
| GB2439378B (en) | 2006-06-09 | 2011-03-16 | Electromagnetic Geoservices As | Instrument for measuring electromagnetic signals |
| US7773456B2 (en) * | 2006-10-02 | 2010-08-10 | Bp Corporation North America Inc. | System and method for seismic data acquisition |
| GB2442749B (en) | 2006-10-12 | 2010-05-19 | Electromagnetic Geoservices As | Positioning system |
| US20080137480A1 (en) * | 2006-12-07 | 2008-06-12 | Woodside Energy Limited | Method of Building a Subsurface Velocity Model |
| US7382683B1 (en) * | 2006-12-14 | 2008-06-03 | Westerngeco L.L.C. | Computing an absorption parameter for a mode-converted seismic wave |
| GB2445582A (en) | 2007-01-09 | 2008-07-16 | Statoil Asa | Method for analysing data from an electromagnetic survey |
| US7633834B2 (en) * | 2007-07-30 | 2009-12-15 | Baker Hughes Incorporated | VSP pattern recognition in absolute time |
| WO2009108432A1 (en) * | 2008-02-28 | 2009-09-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Rock physics model for simulating seismic response in layered fractured rocks |
| GB2473591B (en) * | 2008-07-10 | 2013-02-27 | Schlumberger Holdings | System and method for generating true depth seismic surveys |
| WO2011150387A2 (en) * | 2010-05-27 | 2011-12-01 | Geco Technology B.V. | Determining a quantity of a given material in a subterranean structure |
| FR2963833B1 (fr) * | 2010-08-16 | 2013-05-17 | Total Sa | Procede de determination de la correction en temps pour un detecteur dispose au fond de la mer |
| US9250344B2 (en) * | 2010-10-13 | 2016-02-02 | The Petroleum Institute | Method to acquire seismic data in shallow sea water environment |
| US20120099396A1 (en) * | 2010-10-22 | 2012-04-26 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for characterization with non-unique solutions of anisotropic velocities |
| US20130028048A1 (en) * | 2011-07-25 | 2013-01-31 | Soellner Walter | Methods and apparatus for seismic imaging which accounts for sea-surface variations |
| EP2737343A2 (en) | 2011-07-27 | 2014-06-04 | Schlumberger Technology B.V. | Multi-well anisotropy inversion |
| WO2013085616A2 (en) | 2011-12-06 | 2013-06-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Removal of fracture-induced anisotropy from converted-wave seismic amplitudes |
| CN103376464B (zh) * | 2012-04-13 | 2016-04-06 | 中国石油天然气集团公司 | 一种地层品质因子反演方法 |
| US9733371B2 (en) | 2013-09-05 | 2017-08-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Creating seismic images using expanded image gathers |
| US20150185363A1 (en) * | 2013-12-26 | 2015-07-02 | Baker Hughes Incorporated | Data visualization in borehole systems |
| AU2014407527B2 (en) * | 2014-10-01 | 2018-08-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Integrating vertical seismic profile data for microseismic anisotropy velocity analysis |
| US10019541B2 (en) * | 2015-09-02 | 2018-07-10 | GCS Solutions, Inc. | Methods for estimating formation pressure |
| US10732311B2 (en) | 2016-10-19 | 2020-08-04 | Pgs Geophysical As | Method for adjusting attributes of marine seismic survey data |
| GB2571452B (en) * | 2016-10-25 | 2021-09-01 | Landmark Graphics Corp | Estimating interval anisotropy parameter for pre-stack depth migration using a least-squares method |
| US11467305B2 (en) * | 2017-06-09 | 2022-10-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Anisotropic NMO correction and its application to attenuate noises in VSP data |
| CN107831541B (zh) * | 2017-11-17 | 2019-09-10 | 中国石油天然气集团公司 | 基于高密度vsp数据的薄地层识别方法及装置 |
| CN111239811B (zh) * | 2018-11-28 | 2022-07-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种判断储层流体趋势与压实趋势的方法及装置 |
| CN111060969B (zh) * | 2019-12-25 | 2022-03-18 | 恒泰艾普（北京）能源科技研究院有限公司 | 一种井控q补偿方法 |
| CN111596355B (zh) * | 2020-06-02 | 2022-04-01 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 一种零偏移距vsp时频分析划分地层及层速度确定方法 |
| CN112433251B (zh) * | 2020-10-30 | 2024-04-30 | 中国石油天然气集团有限公司 | 倾斜地层vsp走廊叠加剖面的校正方法及装置 |
| US11573346B2 (en) | 2021-04-15 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Determining a seismic quality factor for subsurface formations for marine vertical seismic profiles |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA1315191C (en) * | 1988-10-31 | 1993-03-30 | Chandra Shekhar Rai | Method and system for geophysical exploration |
| US5596548A (en) * | 1994-05-12 | 1997-01-21 | Exxon Production Research Company | Seismic imaging using wave equation extrapolation |
| US5583825A (en) * | 1994-09-02 | 1996-12-10 | Exxon Production Research Company | Method for deriving reservoir lithology and fluid content from pre-stack inversion of seismic data |
| US5696735A (en) * | 1994-10-19 | 1997-12-09 | Exxon Production Research Company | Seismic migration using offset checkshot data |
| US6002642A (en) * | 1994-10-19 | 1999-12-14 | Exxon Production Research Company | Seismic migration using offset checkshot data |
| IT1277377B1 (it) * | 1995-07-28 | 1997-11-10 | Agip Spa | Metodo per l'aggiornamento continuo dell'immagine sismica bidimensionale e tridimensionale in profondita' mediante |
| GB2307554B (en) * | 1995-11-27 | 1999-12-22 | Geco Prakla | Method of monitoring quality of seismic data processing and method of processing vertical seismic profile data |
| US6131071A (en) * | 1996-12-06 | 2000-10-10 | Bp Amoco Corporation | Spectral decomposition for seismic interpretation |
| US6128580A (en) * | 1998-04-17 | 2000-10-03 | Bp Amoco Corporation | Converted-wave processing in many-layered anisotropic media |
| US6388947B1 (en) * | 1998-09-14 | 2002-05-14 | Tomoseis, Inc. | Multi-crosswell profile 3D imaging and method |
| US6246637B1 (en) * | 1998-09-28 | 2001-06-12 | Pgs Tensor, Inc. | Method and system for combining three component seismic data |
| US6263284B1 (en) * | 1999-04-22 | 2001-07-17 | Bp Corporation North America Inc. | Selection of seismic modes through amplitude characteristics |
| US6292754B1 (en) * | 1999-11-11 | 2001-09-18 | Bp Corporation North America Inc. | Vector recomposition of seismic 3-D converted-wave data |
-
2000
- 2000-07-27 GB GBGB0018480.4A patent/GB0018480D0/en not_active Ceased
-
2001
- 2001-07-26 AU AU2001275708A patent/AU2001275708B2/en not_active Ceased
- 2001-07-26 AU AU7570801A patent/AU7570801A/xx active Pending
- 2001-07-26 WO PCT/GB2001/003363 patent/WO2002010798A1/en active IP Right Grant
- 2001-07-26 EP EP01953212A patent/EP1320768A1/en not_active Withdrawn
- 2001-07-26 MX MXPA03000755A patent/MXPA03000755A/es unknown
- 2001-07-26 EA EA200300191A patent/EA005228B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2001-07-26 BR BR0113025-0A patent/BR0113025A/pt not_active Application Discontinuation
- 2001-07-26 US US10/333,482 patent/US6917564B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-01-27 NO NO20030426A patent/NO20030426L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20040008578A1 (en) | 2004-01-15 |
| EA200300191A1 (ru) | 2003-06-26 |
| NO20030426D0 (no) | 2003-01-27 |
| BR0113025A (pt) | 2003-12-30 |
| WO2002010798A1 (en) | 2002-02-07 |
| MXPA03000755A (es) | 2004-01-29 |
| NO20030426L (no) | 2003-03-27 |
| EP1320768A1 (en) | 2003-06-25 |
| AU7570801A (en) | 2002-02-13 |
| AU2001275708B2 (en) | 2005-08-04 |
| US6917564B2 (en) | 2005-07-12 |
| GB0018480D0 (en) | 2000-09-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA005228B1 (ru) | Способ обработки сейсмических данных | |
| US7336560B2 (en) | Method for determination of sufficient acquisition coverage for a marine seismic streamer survey | |
| AU2001275708A1 (en) | A method of processing seismic data | |
| US5596548A (en) | Seismic imaging using wave equation extrapolation | |
| US7768870B2 (en) | Method for adjusting a seismic wave velocity model according to information recorded in wells | |
| US6894949B2 (en) | Walkaway tomographic monitoring | |
| WO2002008792A1 (en) | A method of processing vertical seismic profile data using effective vti models | |
| CN1571930A (zh) | 动态水速度校正 | |
| Bell | AAPG Memoir 76, Chapter 18: Velocity Estimation for Pore-Pressure Prediction | |
| US4415997A (en) | Method for determining source and receiver statics in marine seismic exploration | |
| Stoffa et al. | Deepwater high‐resolution expanding spread and split spread seismic profiles in the Nankai Trough | |
| EA001707B1 (ru) | Способ обработки сейсмических данных | |
| CA1106957A (en) | Seismic delineation of oil and gas reservoirs using borehole geophones | |
| GB1569582A (en) | Seismic delineation of oil and gas reservoirs using borehole geophones | |
| US6128581A (en) | Dynamic datumming for land and marine multicomponent seismic data processing | |
| Blackburn | Seismic static corrections in irregular or steeply dipping water-bottom environments | |
| CA1114937A (en) | Seismic delineation of oil and gas reservoirs using borehole geophones | |
| Gonçalves et al. | Study of the Serra do Mel in the Potiguar Basin: static correction vs. redatuming of the seismic data | |
| Raza | 2-d Seismic Reflection Interpretation of Line TJ90-700 & TJ90-709 Tajjal Area, Sindh, Pakistan | |
| Mari et al. | Tying surface seismic data6 | |
| Fried et al. | Removing distortions caused by water velocity variations: Water velocity determination | |
| Leaney et al. | Borehole-calibrated anisotropic processing of converted modes—A sub-chalk imaging study | |
| Beresford et al. | Using layer replacement to improve velocity analysis beneath near-surface reefs | |
| McBarnet | Why anisotropy can no longer be ignored | |
| Alkhalifah et al. | Can high resolution seismic data correct for the near surface static's issue in Saudi Arabia? |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |