EP1196791A1 - Verfahren zur seismischen datenverarbeitung - Google Patents

Verfahren zur seismischen datenverarbeitung

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Publication number
EP1196791A1
EP1196791A1 EP00954275A EP00954275A EP1196791A1 EP 1196791 A1 EP1196791 A1 EP 1196791A1 EP 00954275 A EP00954275 A EP 00954275A EP 00954275 A EP00954275 A EP 00954275A EP 1196791 A1 EP1196791 A1 EP 1196791A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
data
seismic
reference section
similarity
local
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP00954275A
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Henning Trappe
Carsten Hellmich
Marc FÖLL
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Individual
Original Assignee
Individual
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Individual filed Critical Individual
Publication of EP1196791A1 publication Critical patent/EP1196791A1/de
Withdrawn legal-status Critical Current

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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
    • G01V1/32—Transforming one recording into another or one representation into another

Definitions

  • the invention relates to a method for processing a seismic 3-D measurement data set consisting of a multiplicity of seismic traces, each of which has a series of data points occupied with amplitude values.
  • Seismic exploration methods are used worldwide to obtain information about the spread of geological structures underground in addition to information from sunk wells. Information from seismic data can often be used to dispense with further costly exploration drilling or to limit the number to a minimum.
  • Sensors are used for seismic exploration of the subsurface, which receive sound waves in a row (2D seismic). These waves are excited by a seismic source, such as explosive charge, vibration excitation or air pulses (airguns), and z. T. reflected back to the surface. There they are registered by the sensors and recorded in the form of a time series.
  • This time series represents the incoming seismic energy in the form of amplitude fluctuations. It is stored digitally and consists of evenly arranged data points (samples), which are characterized by the time and the associated amplitude value.
  • a Such a time series is also referred to as a seismic trace. The series of measurements moves over the area to be examined, so that a 2D seismic profile is recorded with this arrangement.
  • the subsequent processing has a noise suppression z. B. to the target by stacking or filtering.
  • the resulting results are vertical profiles in which amplitudes and transit times as well as attributes derived from amplitudes are shown, which serve as the basis for the further geological evaluation.
  • the geological layers can be tracked on a profile by the lateral alignment of the amplitudes.
  • the vertical direction is measured in time (sound propagation time).
  • the measurement data are corrected, filtered and, if necessary, converted.
  • the result is a seismic volume in the form of an SD data set, which shows the physical properties of the examined subsurface in a seismic image.
  • a method for seismic data processing is known from WO 96/18915, in which a 3D seismic volume is divided into a plurality of vertically stacked and spaced horizontal slices, at least one slice being divided into a plurality of cells.
  • Each cell has at least 3 track sections, the first and second track sections being arranged in a vertical plane in the profile direction (inline) and the third track section with the first track section in a vertical plane being essentially perpendicular to the profile direction (crossline). Then a cross-correlation is carried out between two track sections in each of the two vertical planes, which result in inline and crossline values that are dependent on the slice inclination.
  • EP 0 832 442 A1 discloses a method and a device for seismic data processing by means of coherence characteristics, in which a seismic volume is divided into horizontal disks in a manner similar to the above-mentioned document and these are in turn divided into cells. In the simplest case, these cells are cube-shaped. From the at least two track sections located in a cell, a correlation matrix formed as the sum of the differences between the inner and outer product of the value tuple from the track sections. The quotient of the largest eigenvalue of the matrix and the sum of all eigenvalues is then calculated as a measure of the coherence. The result is a 3D volume consisting of coherence values.
  • EP 0 796 442 AI relates to a method and a system for seismic data processing, in which a coherence method based on a semblance analysis is carried out. Similar to the two aforementioned methods, a seismic data volume is divided into at least one horizontal time slice and this into a large number of three-dimensional ones
  • Analysis cells divided, each cell having two predetermined, mutually perpendicular lateral directions and at least five seismic track sections arranged next to one another therein.
  • a semblance value of the track sections located in the cell is assigned to the corresponding data point in the respective cell.
  • the semblance is a known measure for the correspondence of seismic track sections.
  • the incidence and the direction of incidence of the analyzed reflector are determined by the best coherence by searching different layer inclinations and directions.
  • the calculated inclination data are then displayed for each cell.
  • EP 626 594 AI discloses a method for determining the physical properties of the subsurface, in which a comparison of a seismic reference track recorded at a drilling location with one obtained synthetically from log data of a drilling is known Reference track is carried out. Modified synthetic seismograms are then generated, which are compared with the other seismic traces. However, only two track segments, namely a track segment of a seismic track and a track segment of a synthetically generated seismic track, are compared with each other. Lateral environments are therefore not taken into account.
  • the object of the invention is therefore to provide a method for seismic data processing in which the data is classified over an entire volume of measurement data according to absolute criteria.
  • the similarity of the seismic signals in the entire measurement data volume to the signal at this location is determined by known geology. It is assumed that similar geological conditions produce a similar seismic signal in order to be able to use the similarity determination to transfer the geological conditions known at the drilling location to other areas or to find them there again.
  • Essential to the invention is the comparison of the local section considered in each case with a predetermined reference section, which likewise consists of adjacent track sections of several seismic tracks. This creates an absolute reference to a reference pattern that, in addition to the temporal extent along a seismic trace (time series), also has a lateral extent.
  • the consideration of lateral changes in the pattern comparison based on the reference pattern can also provide probability statements for geological conditions in the lateral direction. This allows both lateral small-scale changes and based on the absolute comparison based on a
  • Reference patterns can also detect changes over long distances with a high degree of probability. Furthermore, it is also possible to detect laterally slowly changing structures based on the absolute comparison with the reference pattern by decreasing or increasing similarity.
  • the selection of a volume-shaped section thus has the advantage that, in addition to the vertical distribution of the amplitude information as a characteristic variable, the lateral change in the seismic signal for characterizing the background is also taken into account. It is scientifically demonstrated that based on the knowledge of the lateral change in geology, statements can be made regarding the thickness of sand bodies or the sedimentological environment. Motivated by these observations, the similarity of the local seismic data to the global reference is determined for the entire data volume. On A measure of this similarity is z. B. the dispersion of reference data and local data, but also an average-optimized semblance function on the combined reference data and the local data is used.
  • the size of the reference section and the local sections comprises 3 to 7 data points in each dimension direction
  • small-scale structures in the signal image can be recognized with the analysis.
  • hydrocarbon-bearing layers often have a vertical thickness in the seismic signal that is well below 10 samples. It is important here that a sufficient number of adjacent tracks are included in the sections considered in each case, in order to take the lateral characteristics of the environment into account in comparison. In order to be able to also detect small-scale changes laterally, a maximum of 10 data points should also be included in each lateral direction.
  • the reference pattern section and the local sections are, in the simplest case, rectangular sections of the seismic data at the respective 3-D measurement data set
  • the local preferred directions are determined, for example, in that before determining the similarity between the reference section and local sections, iterative determination of the similarity according to the inclination and inclination direction of adjacent track sections offset with respect to one another for the reference section and in each case for the local section that inclination and inclination direction which results in the greatest similarity of the track sections of the reference section and of the local section in each case.
  • the inclination and inclination direction can also be determined by searching for the inclination and inclination direction with the greatest similarity of the track sections belonging to the reference section when selecting the reference section, the determination of the similarity between the reference section and local sections then in each case that relative inclination between the reference section and the local section is determined which corresponds to the greatest similarity between the two sections.
  • a data volume with the determined inclination values and a further data volume with the determined inclination direction values are formed as a result.
  • the reference section is preferably selected on a well with secured lithological information, so that the geological conditions secured by the well can be transferred with great similarity to corresponding areas of the examined data volume.
  • a reference section can be synthesized by folding a preselected acoustic impedance, e.g. B. from the relevant log, with a representative wavelet, if the seismic data quality at the well, z. B. due to near interference, in the quality is impaired.
  • a preselected acoustic impedance e.g. B. from the relevant log
  • a representative wavelet if the seismic data quality at the well, z. B. due to near interference, in the quality is impaired.
  • the method of the reference pattern described above is also to be used if, instead of the seismic data set, an acoustic volume, e.g. B. is used by a seismic inversion process.
  • an acoustic volume e.g. B. is used by a seismic inversion process.
  • FIG. 2 schematically shows a 3-D data volume with an inclined local data section
  • 3 shows a horizontal section along a layer boundary from seismic data processed according to the invention
  • FIG. 4 shows a horizontal section along a further layer boundary to the data according to FIG. 3.
  • FIG. 1 schematically shows a 3-D data volume 1 which comprises a large number of seismic traces which are not explicitly shown.
  • a cuboid section 2 is shown in the data volume 1, on which three time series in the form of seismic track sections 21, 22, 23 are arranged by way of example.
  • the local data section 2 preferably has three to seven adjacent seismic traces in each lateral direction, for example 5 ⁇ 5 traces with a temporal length of likewise 5 data points (sample), which results in a sampling rate of 4 msec. a time slice of 20 msec. equivalent.
  • FIG. 2 there is a schematic representation in the 3-D data volume 1 corresponding to FIG. 1
  • Deformed data section 2 ' likewise exemplarily shown with three time series in the form of seismic track sections 21, 22, 23, is shown.
  • the deformation of the local data section 2 ' reflects the preferred inclination 31 and direction 32 determined at this location and depth area.
  • the data section shown in FIG. 1 is formed in a parallelepiped shape.
  • the map shows the greatest possible correspondence, characterized by the very high similarity values close to 1.
  • the determined similarity values can be assigned in accordance with the gray scale scaling shown on the right in FIG. 3.
  • a check could be carried out on the basis of a reference hole b, which demonstrated the same lithological features of the horizon, namely an anhydride.
  • An exception is the northern part of the study area, shown in the upper left quarter of the map, which reflects the influences of a salt dome in the hanging area, which has had a negative impact on the seismic data quality. In addition to this disturbed area, linear fault zones can also be seen.
  • FIG. 4 shows a less troubled lithology for the same examination area.
  • This one The selected layer boundary is to be assigned to a sandstone storage horizon that is suitable for hydrocarbons. Similarity features were calculated on the basis of a reference pattern section derived from hole a, the magnitude of the similarity values corresponding to the gray scale shown on the right being significantly smaller than in FIG. 3. While, as expected, high similarity values are found in the vicinity of borehole a, there are differences to the eastern part of the study area shown on the map on the right. Hole b has encountered a dense sandstone in this area of lesser similarity, which is unsuitable as a storage horizon. It should be noted that some of the fault zones that can be seen in FIG. 3 can also be seen in the area of this layer boundary in FIG. 4.

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Abstract

Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bearbeitung eines seismischen 3-D Messdatensatzes bestehend aus einer Vielzahl von seismischen Spuren, die jeweils eine Reihe von mit Amplitudenwerten bzw. akustischen Impendanzen belegten Datenpunkten aufweisen. Durch Auswählen eines Referenzausschnittes an einer vorbestimmten Lokation und Tiefe, der benachbarte Spurabschnitte mehrerer seismischer Spuren umfasst; Bestimmen der Ähnlichkeit zwischen dem ausgewählten Referenzausschnitt und lokalen Ausschnitten seismischer Daten aus dem Messdatensatz und Erzeugen eines dem Messdatensatz entsprechenden Datenvolumens mit den ermittelten, jedem Datenpunkt zugeordneten Ähnlichkeitswerten als Attribut wird bei der Verarbeitung eine Klassifizierung des Untergrundbildes durch einen absoluten Vergleich der Messdaten mit einem Referenzmusterausschnitt als Interpretationsinstrument ermöglicht.

Description

BESCHREIBUNG
Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung
Die Erfindung betrifft ein Verfahren zur Bearbeitung eines seismischen 3-D Meßdatensatzes bestehend aus einer Vielzahl von seismischen Spuren, die jeweils eine Reihe von mit Amplitudenwerten belegten Datenpunkten aufweisen.
Seismische Erkundungsverfahren werden weltweit genutzt, um neben Informationen aus abgeteuften Bohrungen zusätzliche Erkenntnisse über Verbreitung von geo- logischen Strukturen im Untergrund zu erhalten. Oftmals kann aufgrund von Informationen aus seismischen Daten auf weitere kostenintensive Erkundungsbohrungen verzichtet oder ihre Zahl auf ein Minimum eingeschränkt werden .
Bei der seismischen Erkundung des Untergrundes werden Sensoren (Geophone/Hydrophone) benutzt, die hintereinander aufgereiht (2D-Seismik) Schallwellen empfangen. Diese Wellen werden von einer seismischen Quelle, beispielsweise Sprengladung, Vibrationsanregung oder Luftpulsern (airguns) , angeregt und von den Erdschichten z. T. an die Oberfläche zurückreflektiert. Dort werden sie von den Sensoren registriert und in Form einer Zeitreihe aufgezeichnet. Diese Zeitreihe stellt die ankommende seismische Energie in Form von Amplitudenschwankungen dar. Sie wird digital gespeichert und besteht aus gleichmäßig angeordneten Datenpunkten (Samples) , die durch die Zeit und den zugehörigen Amplitudenwert gekennzeichnet sind. Eine solche Zeitreihe wird auch als seismische Spur bezeichnet. Die Meßreihe wandert über das zu untersuchende Gebiet, so daß mit dieser Anordnung ein 2D seismisches Profil aufgenommen wird.
Die nachfolgende Weiterverarbeitung (Processing) hat eine Rauschunterdrückung z. B. durch Stapeln oder Filtern zum Ziel. Resultierende Ergebnisse sind Vertikalprofile, in denen Amplituden und Laufzeiten sowie aus Amplituden abgeleitete Attribute dargestellt sind, die als Grundlage für die weitere geologische Auswertung dienen. Die geologischen Schichten lassen sich auf einem Profil durch die laterale Amplitudenaneinanderreihung verfolgen.
Werden die Daten nicht nur entlang einer Linie sondern in einem flächenmäßigen Raster aufgenommen, ergibt sich ein dreidimensionales Datenvolumen. Im Fall des SD- Volumens wird einem beliebigen Punkt im Untergrund, beschrieben z. B. durch kartesische Koordinaten, ein
Amplitudenwert zugeordnet. Die vertikale Richtung wird in Zeit (Schallaufzeit) gemessen.
Bei der weiteren Datenverarbeitung werden die Meßdaten korrigiert, gefiltert und ggf. konvertiert. Das Ergebnis ist ein seismisches Volumen in Form eines SD-Datensatzes, der in einem seismischen Abbild physikalische Eigenschaften des untersuchten Untergrundes darstellt.
Aus diesem Datensatz können beliebige Schnitte, wie z. B. vertikale Profile und horizontale Karten aus verschiedenen Teufen extrahiert werden, die im weiteren Verlauf von Geophysikern und Geologen interpretiert werden. Da diese Interpretation der gewonnenen seismischen Abbilder im wesentlichen eine optische Korrelation umfaßt, sind Versuche unternommen worden, diese von einem oder mehreren Interpreten abhängige, subjektive Auswertung zu automatisieren.
Aus der WO 96/18915 ist ein Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung bekannt, bei dem ein seismisches 3D- Volumen in eine Vielzahl von vertikal übereinander- stehenden und beabstandeten horizontalen Scheiben aufgeteilt wird, wobei wenigstens eine Scheibe in eine Vielzahl von Zellen geteilt wird. Dabei weist jede Zelle wenigstens 3 Spurabschnitte auf, wobei der erste und zweite Spurabschnitt in eine Vertikalebene in Profilrichtung (inline) und der dritte Spurabschnitt mit dem ersten Spurabschnitt in einer Vertikalebene im wesentlichen senkrecht zur Profilrichtung (crossline) angeordnet sind. Dann wird eine Kreuzkorrelation zwischen jeweils zwei Spurabschnitten in den beiden Vertikalebenen durchgeführt, die von der Schichtneigung abhängige inline- und crossline-Werte ergeben. Die
Kombination dieser Werte in einer Zelle ergibt einen Kohärenzwert für die Zelle, der einem Datenpunkt der Zelle zugeordnet wird. Das Endergebnis ist wiederum ein 3D-Datenvolumen, aus dem beliebige Schnitte extrahiert und dargestellt werden können.
Aus der EP 0 832 442 AI ist ein Verfahren und eine Vorrichtung zur seismischen Datenverarbeitung mittels Kohärenzcharakteristik bekannt, bei dem in zur o.g. Druckschrift ähnlichen Weise ein seismisches Volumen in horizontale Scheiben und diese wiederum in Zellen unterteilt werden. Diese Zellen sind im einfachsten Fall würfelförmig. Aus dem in einer Zelle befindlichen wenigstens zwei Spurabschnitten wird eine Korrelations- matrix als Summe der Differenzen jeweils des inneren und des äußeren Produkts der Wertetupel aus den Spurabschnitten gebildet. Als Maß für die Kohärenz wird dann der Quotient aus dem größten Eigenwert der Matrix und der Summe aller Eigenwerte berechnet. Als Ergebnis entsteht wiederum ein 3D-Volumen bestehend aus Kohärenzwerten.
Desweiteren betrifft die EP 0 796 442 AI ein Verfahren und eine Anlage zur seismischen Datenverarbeitung, bei dem ein Kohärenzverfahren, basierend auf einer Semblanceanalyse, durchgeführt wird. Ähnlich zu den beiden vorgenannten Verfahren wird ein seismisches Datenvolumen in wenigstens eine horizontale Zeitscheibe und diese in eine Vielzahl von dreidimensionalen
Analysezellen eingeteilt, wobei jede Zelle zwei vorbestimmte, zueinander senkrechte Lateralrichtungen und wenigstens fünf nebeneinander angeordnete seismische Spurabschnitte darin aufweist. In der jeweiligen Zelle wird dem entsprechenden Datenpunkt ein Semblancewert der in der Zelle befindlichen Spurabschnitte zugeordnet . Die Semblance ist hierbei ein bekanntes Maß für die Übereinstimmung seismischer Spurabschnitte. Dabei wird durch ein Absuchen verschiedener Schichtneigungen und Richtungen das Einfallen und die Einfallsrichtung des analysierten Reflektors durch die beste Kohärenz ermittelt. Neben dem Semblancewert werden dann für jede Zelle auch die berechneten Neigungsdaten angezeigt .
Ferner ist aus der EP 626 594 AI ein Verfahren zur Bestimmung physikalischer Eigenschaften des Untergrundes bekannt, bei dem ein Vergleich einer an einer Bohrlokation aufgenommenen seismischen Referenzspur mit einer aus Logdaten einer Bohrung synthetisch gewonnenen Referenzspur durchgeführt wird. Anschließend werden modifizierte synthetische Seismogramme erzeugt, die mit den weiteren seismischen Spuren verglichen werden. Dabei werden jedoch jeweils nur zwei Spursegmente, nämlich ein Spursegment einer seismischer Spur und ein Spursegment einer synthetisch erzeugten seismischen Spur miteinander verglichen. Laterale Umgebungen werden somit nicht berücksichtigt .
Ferner ist von C. Hellmich, H. Trappe und J. Fertig mit dem Titel "Bildverarbeitung seismischer Attribute und Geostatistik im Oberkarbon" aus DGMK Tagungsbericht (1996) eine Bildverarbeitungsmethode bekannt, die eine quantitative Charakterisierung seismischer Darstel- lungen ermöglicht und somit weitere Interpretationen der Lithologie zuläßt. Dabei werden unterschiedliche Bildverarbeitungsfilter auf Amplitudenkarten angewandt und die Schwankungen bzw. die Kontinuität der Amplitudenwerte der näheren Umgebung quantifiziert. Diese Filter stellen 2D-Mehrspurfilter dar, mit denen die lokale Umgebung um einen Datenpunkt herum ausgewertet wird. Verwendete Operatoren hierfür sind u.a. Entropie und Dispersion. Mit allen Attributen können Karten zur Interpretation erzeugt werden. Dabei sind die Größen "Entropie" oder "Dispersion" Maßzahlen, die Schwankungen bzw. Kontinuitäten der Amplitude in der lokalen Umgebung quantifizieren.
Dabei ist hervorzuheben, daß in den vorgenannten Ver- fahren nur relative Vergleiche in der lokalen Umgebung eines Datenpunktes betrachtet werden. Somit fallen beispielsweise lateral kontinuierlich und sich langsam ändernde Umgebungsbedingungen bei den vorgenannten Auswerteverfahren nicht auf . Auch in der Ausführung gemäß Anspruch 19 der WO 96/18915 wird zunächst nur eine relative, d. h. auf die einzelne Zelle bezogene Ähnlichkeit bestimmt. Die so berechneten Ähnlichkeitswerte werden mit ebenso berechneten Ähnlichkeitswerten von einem Volumen mit bekannter Kohlenwasserstofflager- stätte verglichen und die Bohrlokation in dem neu untersuchten Volumen aus dem Vergleich der Kohärenz- werte mit den Kohärenzwerten des Volumens der bekannten Kohlenwasserstofflagerstätte bestimmt. Gleichwohl gehen auch hier in den Vergleich nur relativ in einer lokalen Umgebung (Zelle) ermittelte Kohärenzwerte ein.
Aufgabe der Erfindung ist es daher, ein Verfahren zur seismischen Datenverarbeitung anzugeben, bei dem eine Klassifizierung der Daten über ein gesamtes Meßdatenvolumen nach absoluten Kriterien erfolgt .
Gelöst wird diese Aufgabe mit einem Verfahren gemäß Patentanspruch 1.
Sind die geologischen Verhältnisse des zu untersuchenden Untergrundes an einer Lokation innerhalb des vom seismischen Datenvolumen überdeckten Gebietes bekannt, beispielsweise aus Bohrlochinformationen, wird die Ähnlichkeit der seismischen Signale im gesamten Meßdatenvolumen mit dem Signal an dieser Lokation von bekannter Geologie bestimmt. Dabei wird angenommen, daß ähnliche geologische Verhältnisse ein ähnliches seismisches Signal hervorrufen, um so über die Ähnlich- keitsbeStimmung die an der Bohrlokation bekannten geologischen Verhältnisse auf andere Bereiche übertragen bzw. dort wiederfinden zu können. Erfindungswesentlich ist dabei der Vergleich des jeweilig betrachteten lokalen Ausschnittes mit einem vorbestimmten Referenzausschnitt, der ebenfalls aus benachbarten Spurabschnitten mehrerer seismischer Spuren besteht. Damit wird zu einem Referenzmuster, daß neben der zeitlichen Ausdehnung entlang einer seismischen Spur (Zeitreihe) auch eine laterale Ausdehnung aufweist, ein absoluter Bezug hergestellt.
Somit kann die Berücksichtigung auch lateraler Veränderungen bei dem Mustervergleich bezogen auf das Referenzmuster Wahrscheinlichkeitsaussagen für geologische Gegebenheiten in lateraler Richtung liefern. Somit lassen sich sowohl lateral kleinräumige Änderungen und aufgrund des absoluten Vergleichs bezogen auf ein
Referenzmuster auch Änderungen über weite Entfernungen mit hoher Wahrscheinlichkeit erkennen. Weiter ist es aber auch möglich, lateral sich langsam verändernde Strukturen aufgrund des absoluten Vergleichs mit dem Referenzmuster durch abnehmende oder wieder zunehmende Ähnlichkeit nachzuweisen.
Damit hat die Auswahl eines volumenförmigen Ausschnittes den Vorteil, daß neben der vertikalen Vertei- lung der Amplitudeninformation als kennzeichnende Größe auch die laterale Änderung des seismischen Signals zur Charakterisierung des Untergrundes berücksichtigt wird. Es ist wissenschaftlich dargelegt, daß aufgrund der Kenntnisse der lateralen Änderung der Geologie Aussagen bezüglich der Mächtigkeit von Sandkörpern bzw. des sedimentologischen Umfeldes gemacht werden können. Motiviert durch diese Beobachtungen wird für das gesamte Datenvolumen die Ähnlichkeit der lokalen seismischen Daten mit der globen Referenz bestimmt. Ein Maß für diese Ähnlichkeit ist z. B. die Dispersion von Referenzdaten und lokalen Daten, aber auch eine mittelwertoptimierte Semblancefunktion auf den kombinierten Referenzdaten und den lokalen Daten kommt zum Einsatz .
Insgesamt ist somit eine Klassifizierung der Datenpunkte des seismischen Volumens nach absoluten Kriterien gegeben.
Wenn die Größe des Referenzausschnittes und der lokalen Ausschnitte je Dimensionsrichtung 3 bis 7 Datenpunkte umfaßt, ist einerseits eine für die Datenauswertung ausreichende Anzahl von Datenpunkten gegeben und andererseits können auch kleinräumige Strukturen im Signalbild mit der Analyse erkannt werden. So haben beispielsweise kohlenwasserstofführende Schichten häufig eine vertikale Mächtigkeit im seismischen Signal, die deutlich unter 10 Sample liegt. Wichtig dabei ist, daß auch eine ausreichende Anzahl benach- barter Spuren in den jeweilig betrachteten Ausschnitten umfaßt sind, um die laterale Charakteristik des Umfeldes im Vergleich mit zu berücksichtigen. Um hier ebenfalls lateral kleinräumige Veränderungen erfassen zu können, sollten auch in jeder Lateralrichtung höchstens 10 Datenpunkte umfaßt werden.
Der Referenzmusterausschnitt und die lokalen Ausschnitte sind bei einem bevorzugt zu verwendenden 3-D Meßdatensatz im einfachsten Fall quaderförmige Aus- schnitte der seismischen Daten an der jeweiligen
Lokation und Teufe. Gleichwohl sind weitere volumen- förmige Ausschnittstormen für 3-D Daten denkbar. Wenn die lokalen Ausschnitte und/oder der Referenz- ausschnitt entsprechend einer jeweils lokalen Vorzugsneigung und -neigungsrichtung verformt werden, sind die zur Analyse verwendeten Ausschnitte besser den jeweiligen geologischen Verhältnissen angepaßt.
Die lokalen Vorzugsrichtungen werden beispielsweise dadurch ermittelt, daß vor dem Bestimmen der Ähnlichkeit zwischen Referenzausschnitt und lokalen Aus- schnitten durch iteratives Bestimmen der Ähnlichkeit nach Neigung und Neigungsrichtung gegeneinander versetzter benachbarter Spurabschnitte für den Referenz- ausschnitt und jeweils für den lokalen Ausschnitt diejenige Neigung und Neigungsrichtung gesucht wird, die die größte Ähnlichkeit der Spurabschnitte des Referenz- ausschnittes und jeweils des lokalen Ausschnittes ergibt .
Alternativ kann die Neigung und Neigungsrichtung auch dadurch bestimmt werden, daß bei der Auswahl des Referenzausschnittes dort nach der Neigung und Neigungs- richtung mit der größten Ähnlichkeit der zum Referenz- ausschnitt gehörenden Spurabschnitte gesucht wird, wobei dann beim Bestimmen der Ähnlichkeit zwischen Referenzausschnitt und lokalen Ausschnitten jeweils diejenige relative Neigung zwischen Referenzausschnitt und lokalen Ausschnitt ermittelt wird, die der größten Ähnlichkeit zwischen beiden Ausschnitten entspricht.
Bei beiden alternativen Verfahren wird als Ergebnis neben dem Datenvolumen mit den gefundenen Ähnlichkeits- werten zusätzlich ein Datenvolumen mit den ermittelten Neigungswerten und ein weiteres Datenvolumen mit den ermittelten Neigungsrichtungswerten gebildet. Bevorzugt wird der Referenzausschnitt an einer Bohrung mit gesicherten lithologischen Informationen ausgewählt, so daß die durch die Bohrung gesicherten geo- logischen Verhältnisse auf entsprechende Bereiche des untersuchten Datenvolumens mit großer Ähnlichkeit übertragbar sind.
Ein Referenzausschnitt kann synthetisch durch Abfalten einer vorgewählten akustischen Impedanz, z. B. aus dem betreffenden Bohrlochlog, mit einem repräsentativen Wavelet gebildet werden, falls die seismische Datenqualität an der Bohrung, z. B. aufgrund von Störungsnähe, in der Qualität beeinträchtigt ist. Durch die Erstellung eines detaillierten Modells, z. B. mittels geostatistischen Methoden, kann ein beliebig kompliziertes Referenzmuster gebildet werden. Seismische Modellierungstechniken, wie z. B. seismisches Ray Tracing, können hieraus ein seismisches Referenzmuster erstellen. Das eröffnet die Möglichkeit spezielle
Situationen zu suchen, z. B. Auskeilen von Schichten oder Störungszonen, die zur Erschließung von Lagerstätten von Bedeutung sein können. Die Erstellung eines Referenzmusterkataloges für 3-D-Strukturen ist damit möglich. Dieser Katalog kann zur Zuordnung von lokalen seismischen Signalcharaktern zu geologischen Kenngrößen, wie petrologischen Eigenschaften, Ablagerungs- bedingungen, tektonischen Merkmalen etc. genutzt werden. Diese Zuordnung kann für jeden Punkt im ge- samten Datennetz durchgeführt werden. Die Untersuchung erlaubt darüber hinaus die Optimierung der verwendeten Daten. Dadurch, daß die Datenpunkte entsprechend der ermittelten Ähnlichkeitswerte klassifiziert werden, kann eine automatische Zuordnung bestimmter Untergrundbereiche des untersuchten Meßdatensatzes zu einer be- stimmten geologischen Struktur erreicht werden.
Dadurch, daß mehrere Referenzausschnitte, beispielsweise Bohrlokationen, mit den lokalen Ausschnitten verglichen werden und somit mehrere Ähnlichkeitswerte zu jedem Datenpunkt berechnet werden, kann die Aussagekraft über die geologischen Verhältnisse im untersuchten Meßdatensatz erhöht werden. Mit einer entsprechenden Klassifizierung können einander ähnliche Strukturen lateral bestimmten in Bohrungen aufge- schlossenen geologischen Verhältnissen zugeordnet werden.
Das oben beschriebene Verfahren der Referenzmuster ist ebenfalls anzuwenden, wenn anstelle des seismischen Datensatzes ein akustisches Volumen, erstellt z. B. durch einen seismischen Inversionsprozeß, verwendet wird.
Nachfolgend wird die Erfindung beispielhaft unter Bezugnahme auf die beiliegenden Figuren beschrieben.
Darin zeigt :
Fig. 1 schematisch ein 3-D Datenvolumen mit einem lokalen Ausschnitt,
Fig. 2 schematisch ein 3-D Datenvolumen mit einem geneigten lokalen Datenausschnitt, Fig. 3 einen Horizontalschnitt entlang einer Schichtgrenze aus erfindungsgemäß verarbeiteten seismischen Daten und
Fig. 4 einen Horizontalschnitt entlang einer weiteren Schichtgrenze zu den Daten gemäß Fig. 3.
Fig. 1 zeigt schematisch ein 3-D Datenvolumen 1, das eine Vielzahl von nicht explizit dargestellten seismischen Spuren umfaßt. In dem Datenvolumen 1 ist ein quaderförmiger Ausschnitt 2 dargestellt, an dem exemplarisch drei Zeitreihen in Form seismischer Spurabschnitte 21, 22, 23 angeordnet sind. Bevorzugt weist der lokale Datenausschnitt 2 drei bis sieben benachbarte seismische Spuren je Lateralrichtung auf, beispielsweise 5 x 5 Spuren mit einer zeitlichen Länge von ebenfalls 5 Datenpunkten (Sample) , was bei einer Samplingrate von 4 msek. also einer Zeitscheibe von 20 msek. entspricht.
In Fig. 2 ist in zur Fig. 1 übereinstimmenden schema- tischen Darstellung in dem 3-D Datenvolumen 1 ein
"verformter" Datenausschnitt 2', ebenfalls exemplarisch mit drei Zeitreihen in Form seismischer Spurabschnitte 21, 22, 23 belegt, dargestellt. Dabei spiegelt die Verformung des lokalen Datenausschnittes 2 ' die an diesem Lokation- und Teufenbereich ermittelte Vorzugs- neigung 31 und -richtung 32 wieder. Entsprechend der Vorzugsneigung 31 und -richtung 32 ist der in Fig. 1 dargestellte Datenausschnitt parallelepipedförmig ausgebildet .
In Fig. 3 ist das Ergebnis einer erfindunsgemäßen
Referenzanalyse für einen geologischen Horizont mit konstanter Lithologie dargestellt. Hierfür wird eine Scheibe entlang dieser Schichtgrenze aus dem 3-D Datensatz herausgeschnitten. Ausgehend von der Bohrung a mit gesicherter lithologischer Information wurde ein würfelförmiges Referenzmuster mit 3 x 3 x 3 Datenpunkte (Sample) analog zum in Fig. 1 dargestellten Ausschnitt gewählt.
Dann wurde im vertikalen Umfeld des zu untersuchenden Horizontes die Ähnlichkeit von lokalen Datenausschnitten zu diesem Referenzmusterausschnitt errechnet. Dabei werden die errechneten Ähnlichkeitswerte als Attribut dem jeweiligen Mittelpunkt des gerade betrachteten lokalen Datenausschnittes zugeordnet und jeder interessierende lokale Datenpunkt, nötigenfalls über den gesamten 3-D-Datensatz, berücksichtigt.
Die Karte zeigt weitestgehende Übereinstimmung, gekennzeichnet durch die sehr hohen Ähnlichkeitswerte nahe 1. Entsprechend der rechts in Fig. 3 dargestellten Graustufenskalierung können die ermittelten Ähnlichkeitswerte zugeordnet werden. In diesem Beispiel konnte eine Überprüfung anhand einer Referenzbohrung b durchgeführt werden, die die gleichen lithologischen Merkmale des Horizontes, nämlich einen Anhydrid, nachgewiesen hat. Eine Ausnahme bildet der nördliche, im oberen linken Quartal der Karte dargestellte Teil des Untersuchungsgebietes, bei dem sich die Einflüsse eines im Hangenden befindlichen Salzstockes, der die seismische Datenqualität negativ beeinflußt hat, widerspiegelt. Neben diesem gestörten Bereich sind weiter linienförmige Störungszonen erkennbar.
Demgegenüber zeigt Fig. 4 für das gleiche Untersuchungsgebiet eine unruhigere Lithologie. Die hier ausgewählte Schichtgrenze ist einem für Kohlenwasserstoffe in Frage kommenden Sandsteinspeicherhorizont zuzuordnen. Ausgehend von einem aus Bohrung a abgeleiteten Referenzmusterausschnitt wurden Ähnlichkeits- merkmale berechnet, wobei die Ähnlichkeitswerte entsprechend rechts dargestellter Graustufenskala betragsmäßig deutlich geringer als in Fig. 3 sind. Während im Umfeld der Bohrung a, wie zu erwarten, hohe Ähnlichkeitswerte angetroffen werden, treten Unter- schiede zum östlichen, auf der Karte rechts dargestellten Teil des Untersuchungsgebietes auf . Die Bohrung b hat in diesem Bereich geringerer Ähnlichkeit einen dichten Sandstein angetroffen, der als Speicherhorizont ungeeignet ist. Zu bemerken ist, daß einige der in Fig. 3 erkennbaren Störungszonen auch im Bereich dieser Schichtgrenze in Fig. 4 erkennbar sind.
1b
Bezugszeichenliste
1 3-D Meßdatensatz
2 lokaler Datenausschnitt
2 ' lokaler Datenausschnitt für geneigte Lithologie
21 seismischer Spurabschnitt
22 seismischer Spurabschnitt
23 seismischer Spurabschnitt
31 Vorzugsneigung
32 Vorzugsneigungsrichtung
a Bohrung b Bohrung
Graustufenskala

Claims

PATENTANSPRÜCHE
Verfahren zur Bearbeitung eines seismischen 3-D Meßdatensatzes, der aus einer Vielzahl von Spuren besteht, die jeweils durch eine Reihe von mit Amplitudenwerten bzw. mit akustischen Impedanzen belegten Datenpunkten gebildet sind, bei dem ausgehend von einem
Referenzausschnitt, der einer vorbestimmten Lokation und Tiefe entspricht und benachbarte Spurabschnitte mehrerer seismischer Spuren umfaßt ,
die Ähnlichkeit zwischen dem Referenzausschnitt und lokalen Ausschnitten seismischer Daten aus dem Meßdatensatz bestimmt und
- ein dem Meßdatensatz entsprechendes Datenvolumen mit den ermittelten, jedem Datenpunkt zugeordneten Ähnlichkeitswerten als Attribut erzeugt werden.
2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch crekennzeichnet , daß die Größe des Referenzausschnittes und der lokalen Ausschnitte je Dimensionsrichtung 3 bis 7 Datenpunkte umfaßt .
3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2 , dadurch gekennzeichnet, daß die lokalen Ausschnitte und/oder der Referenzausschnitt entsprechend einer jeweils lokalen Vorzugsneigung und -neigungsrichtung verformt werden.
4. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet , daß vor dem Bestimmen der Ähnlichkeit zwischen Referenzausschnitt und lokalen Ausschnitten durch iteratives Bestimmen der Ähnlichkeit nach Neigung und Neigungsrichtung gegeneinander versetzter benachbarter Spurabschnitte für den Referenzausschnitt und jeweils für den lokalen Ausschnitt diejenige Neigung und Neigungsrichtung gesucht wird, die die größte Ähnlichkeit der Spura schnitte des Referenzausschnittes und jeweils des lokalen Ausschnittes ergibt.
5. Verfahren nach Anspruch 3, dadurch gekennzeichnet, daß bei der Auswahl des Referenzausschnittes dort nach der Neigung und Neigungsrichtung mit der größten Ähnlichkeit der zum Referenzausschnitt gehörenden Spurabschnitte gesucht wird, wobei dann beim Bestimmen der Ähnlichkeit zwischen Referenz- ausschnitt und lokalen Ausschnitten jeweils diejenige relative Neigung zwischen Referenzausschnitt und lokalen Ausschnitt ermittelt wird, die der größten Ähnlichkeit entspricht.
6. Verfahren nach Anspruch 3 , 4 oder 5 , dadurch gekennzeichnet, daß zusätzlich zum Datenvolumen mit den Ähnlichkeitswerten ein Datenvolumen mit den ermittelten Neigungswerten und ein weiteres Datenvolumen mit den ermittelten Neigungsrichtungswerten gebildet werden.
7. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet, daß der Referenzausschnitt durch eine Bohrung mit gesicherten lithologischen Informationen gegeben ist.
Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß der Referenzausschnitt synthetisch durch Abfalten einer vorgewählten 3-dimensionalen akustischen Impedanzverteilung aus dem betreffenden Bohrlochlog mit einem repräsentativen Wavelet erzeugt wird.
9. Verfahren nach Anspruch 7, dadurch gekennzeichnet, daß der Referenzausschnitt synthetisch mit Hilfe von seismischen 3-D Modellierungstechniken aus einem geologischen Modell, bestimmt durch lithologische, petrophysikalische und/oder strukturelle Parameter, gebildet wird.
10. Verfahren nach einem der vorangehenden Ansprüche, dadurch gekennzeichnet , daß mehrere Referenzaus- schnitte, beispielsweise Bohrlokationen, mit den lokalen Ausschnitten verglichen werden und somit mehrere Ähnlichkeitswerte zu jedem Datenpunkt berechnet werden.
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