WO2004001451A1 - Procede, dispositif et produit-programme de lissage d'une propriete de subsurface - Google Patents

Procede, dispositif et produit-programme de lissage d'une propriete de subsurface Download PDF

Info

Publication number
WO2004001451A1
WO2004001451A1 PCT/FR2003/001755 FR0301755W WO2004001451A1 WO 2004001451 A1 WO2004001451 A1 WO 2004001451A1 FR 0301755 W FR0301755 W FR 0301755W WO 2004001451 A1 WO2004001451 A1 WO 2004001451A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
seismic
subsurface
local
value
continuous
Prior art date
Application number
PCT/FR2003/001755
Other languages
English (en)
Inventor
Jean-Claude Dulac
Fabien Bosquet
Emmanuel Labrunye
Original Assignee
Earth Decision Sciences
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 Earth Decision Sciences filed Critical Earth Decision Sciences
Priority to CA002489536A priority Critical patent/CA2489536A1/fr
Priority to DE60320787T priority patent/DE60320787D1/de
Priority to US10/518,485 priority patent/US7295930B2/en
Priority to AU2003258797A priority patent/AU2003258797A1/en
Priority to EP03760723A priority patent/EP1514139B1/fr
Publication of WO2004001451A1 publication Critical patent/WO2004001451A1/fr
Priority to NO20050138A priority patent/NO337016B1/no

Links

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

Definitions

  • the invention relates to a method of smoothing a subsurface property in a geological structure represented by seismic measurements.
  • the invention also relates to a device for smoothing a subsurface property in a geological structure represented by seismic measurements.
  • the invention finally relates to a computer program product allowing the operation of a programmable device for smoothing a subsurface property in a geological structure represented by seismic measurements.
  • Document WO 01/63323 A1 describes a method of processing seismic data comprising the steps consisting in: obtaining a volume of seismic data covering a predetermined volume of earth; determining for each voxel of the volume of seismic data the local orientation of the seismic data; determine for each voxel if there is an edge in the vicinity, and execute a smoothing operation on each voxel in the volume of seismic data, in which the direction of the smoothing operation is the local orientation of the data, and in which the smoothing operation does not exceed the edge, so as to obtain a volume of processed seismic data, where the quantity associated with each voxel in the volume of processed data is the result obtained by the execution of the smoothing operation in the voxel in the volume of seismic data.
  • Document WO 02/13139 A1 describes a method for processing seismic images comprising the steps: obtaining a data set of an initial two-dimensional or three-dimensional image, in which each element of the data set is the initial intensity d image of the point of the image; calculating for each point the partial derivatives of the element in n directions to obtain a set of values derived from the partial derivatives; calculating for each point a symmetrical structural square matrix from the values of the partial derivatives; perform a point-to-point iteration weighted by a variable close to zero when the point is close to an edge and close to 1 when it is very far from an edge; and repeat these steps a number of times to get the processed image.
  • a first object of the invention is to improve the smoothing of the subsurface properties in a geological structure represented by seismic measurements.
  • a second object of the invention is to allow a simple and rapid smoothing of the subsurface properties, while not smoothing the discontinuities.
  • the subject of the invention is a method of smoothing a subsurface property in a geological structure represented by seismic measurements, in which a continuous function Si j , k (t) is constructed by interpolation or approximation of the discrete seismic traces of a multidimensional seismic matrix, said function being designated as "continuous local seismic trace", comprising the following steps: a), use as optimal offset hi jjPq; k of two neighboring continuous local seismic traces S; j; k (t) and S pq , k (t), the offset value maximizing their correlation function; b) retain as conditional neighborhood of a continuous local "central" seismic trace If j, k (t) the sub-neighborhood consisting of neighboring traces S pq; k (t) corresponding to optimal shifts associated with correlations Rij, P q, k (hij, pq , k ) greater than a predetermined threshold between 0 and 1; vs).
  • a subsurface property to be smoothed in the conditional vicinity of a point (i, j, k) of a local "central" reference continuous seismic trace; d). shift the subsurface properties of the conditional neighborhood by translating the current variable by the value of the optimal offset y ⁇ ; e). take as the smoothed value at point (i, j, k) an average of the subsurface properties shifted in step d).
  • - the average of the surface properties of step e) is an average which can be weighted, for example by the maximum correlation value corresponding to the optimal offset, - the average of the subsurface properties of step e) is chosen in the following set: arithmetic mean, geometric mean, harmonic mean,
  • the subject of the invention is also a device for implementing the method according to the invention, comprising means for using as optimal offset of two neighboring continuous local seismic traces the offset value making their correlation function maximum, means for shift the subsurface properties of the conditional neighborhood by translating the current variable by the value of the optimal offset hij > pq , k, means to choose a subsurface property to smooth in the conditional neighborhood of a point (i, j, k) d 'a continuous local "central" reference seismic trace, means for shifting the subsurface properties of the conditional neighborhood by translating the current variable by the value of the optimal offset hij ⁇ Pq> k and means for taking as value smoothed at point (i , j, k) an average of the subsurface properties shifted in step d).
  • the device comprises storage means and means for displaying seismic parameters determined using the method according to the invention.
  • the invention finally relates to a computer program product, comprising program code elements for executing the steps of a method according to the invention, when said program is executed by a computer.
  • FIG. 1 schematically shows a three-dimensional seismic matrix and a continuous local seismic trace.
  • - Figure 3 shows schematically a vertical section of local conditional neighborhood Njj ; k (r) of a continuous local seismic trace of reference S ⁇ t).
  • - Figure 4 shows schematically a vertical section of a three-dimensional seismic matrix with an optimal offset hij ; Pq , and a conditional neighborhood N; j; k (r).
  • Figure 5 shows schematically a vertical section of a three-dimensional seismic matrix similar to Figure 4 with the presence of a fault or discontinuity
  • FIG. 6 schematically shows a functional flow diagram of a method according to the invention.
  • a three-dimensional seismic matrix is obtained by reading measurements recorded by geophones Gy arranged on a network x, y at points of coordinates i, j.
  • the reading of the measurements sampled over time is represented along a descending t axis representative of the depth or of a descending vertical from the surface of the land or the sea.
  • the measurements are characterized by their amplitude, for example an amplitude recorded by the geophone Gi j at the time or at the sampling depth t k .
  • the discrete measurement made by the geophone Gy at time or at depth tk is called seismic amplitude S ⁇ k .
  • the set of seismic amplitudes corresponding to a geophone Gy with coordinates i, j is a one-dimensional matrix Syi, Si j , ...., S, ...., S ⁇ J) called discrete seismic trace, because this one-dimensional matrix corresponds to the trace along the point of horizontal coordinates i, j of the three-dimensional seismic matrix obtained by seismic measurements.
  • the vertical axis t oriented along a descending vertical usually denotes time, but can also be treated to represent a depth from the surface.
  • the invention relates equally to the application to a third coordinate t representative of time, as to a third coordinate t representative of depth.
  • FIG. 2 several continuous local seismic traces define an example of the vicinity of a "central" continuous local seismic trace Sy, k (t) of reference.
  • the neighborhood of a continuous local seismic trace Sy ; k (t) is defined as the set of continuous local seismic traces whose horizontal spatial indices p, q are close to the horizontal spatial indices i, j of the continuous local seismic trace of reference.
  • the horizontal spatial coordinates p, q corresponding to the geophone G pq are close to the horizontal spatial coordinates i, j corresponding to the geophone Gy if the absolute values of the differences ip and jq are less than given integers, for example at 2.
  • the continuous local seismic trace S ⁇ t) is associated with eight neighboring continuous local seismic traces surrounding the "central" continuous local seismic trace Sy ⁇ t).
  • Riinqk (h) translates a similarity of the correlated functions i j, i j, k (0) -C pq , pq , k (0) when this correlation function approaches 1.
  • a conditional neighborhood Ny, k (r) of the local continuous seismic trace of reference Sy, k (t) is defined which is a sub-neighborhood of the initial neighborhood of the continuous local seismic traces retained for the calculation correlation and definition of optimal shifts.
  • the conditional neighborhood Ny, k (r) is chosen so that, for any local continuous seismic trace S pq> k (t) belonging to Ny, k (r), the corresponding optimal offset hy jPqj k is such that the correlation Rij , pq, k (hy, pq , k) between Sy, k (t) and S pq> k (t) is greater than a predetermined threshold r between 0 and 1.
  • the fixing of the threshold r also makes it possible to include in a conditional neighborhood a discontinuity or a geological fault, which constitutes an important advantage compared to the prior art.
  • a smoothing process or property of a subsurface in a geological structure represented by seismic measurements comprises a first step 100 of digital modeling, as described with reference to FIGS. 1 to 5, to define continuous local seismic traces of a multidimensional seismic matrix, calculate the optimal shifts of neighboring continuous local seismic traces and define the conditional neighborhoods of the reference "central" continuous local seismic traces.
  • a step 101 makes it possible to choose the property to be smoothed over a conditional neighborhood.
  • This property to be smoothed over a conditional neighborhood can consist of any multidimensional function of the subsurface to be analyzed.
  • the property to be smoothed may simply consist of the amplitude of the seismic signal reflected by the horizons of the subsurface in the direction of the measurement geophones.
  • the properties of the conditional neighborhood are replaced by the properties offset by the value of the optimal offset hij ; P q ; k , so as to constitute a set of properties relating to the same horizon.
  • the invention applies to several variants of averaging: it is possible, for example, to use a weighted or unweighted average; or, alternatively, an arithmetic average, a geometric average, a weighted or unweighted harmonic average can also be used.
  • a weighted average we can advantageously use as a weighting factor the maximum value of the correlation function
  • the method of smoothing or filtering a property according to the present invention thus makes it possible to improve the contrast and the precision of the subsurface properties in a multidimensional seismic matrix.
  • Step 104 constitutes an iterative step in which the operator can define the number of iterations suitable for solving his problem.
  • the invention is preferably implemented on a device comprising means for successively carrying out the steps of the method described with reference to FIG. 6.
  • this device comprises means for displaying the seismic parameters or properties obtained in step 105 and means for memorizing the program and intermediate calculations.
  • this device is a programmable device controlled by a computer program product, produced to implement a method according to the invention.

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)
  • Manufacture, Treatment Of Glass Fibers (AREA)
  • Structures Or Materials For Encapsulating Or Coating Semiconductor Devices Or Solid State Devices (AREA)
  • Polyesters Or Polycarbonates (AREA)
  • Glass Compositions (AREA)

Abstract

Un procédé de lissage d'une propriété de subsurface dans une structure géologique représentée par mesures sismiques comprend une étape 100 de modélisation numérique par traces sismiques locales continues, de calcul du décalage optimal et de définition du voisinage conditionnel d'une trace sismique locale continue 'centrale' de référence ; une étape 101 de choix de la propriété à lisser sur un voisinage conditionnel ; une troisième étape 102 de remplacement des propriétés du voisinage conditionnel par des propriétés décalées ; et une quatrième étape 103 de choix d'une moyenne des propriétés décalées sur le voisinage conditionnel à l'étape 102.

Description

Procédé, dispositif et produit-programme de lissage d'une propriété de subsurface.
L'invention est relative à un procédé de lissage d'une propriété de subsurface dans une structure géologique représentée par des mesures sismiques. L'invention est également relative à un dispositif de lissage d'une propriété de subsurface dans une structure géologique représentée par des mesures sismiques.
L'invention est enfin relative à un produit-programme d'ordinateur permettant le fonctionnement d'un dispositif programmable de lissage d'une propriété de subsurface dans une structure géologique représentée par des mesures sismiques. Le document WO 01/63323 Al décrit un procédé de traitement de données sismiques comprenant les étapes consistant à : obtenir un volume de données sismiques couvrant un volume prédéterminé de terre ; déterminer pour chaque voxel du volume de données sismiques l'orientation locale des données sismiques ; déterminer pour chaque voxel s'il existe un bord dans le voisinage, et exécuter une opération de lissage sur chaque voxel dans le volume de données sismiques, dans lequel la direction de l'opération de lissage est l'orientation locale des données, et dans lequel l'opération de lissage ne dépasse pas le bord, de manière à obtenir un volume de données sismiques traitées, où la quantité associée à chaque voxel dans le volume de donnés traitées est le résultat obtenu par l'exécution de l'opération de lissage dans le voxel dans le volume de données sismiques.
Le document WO 02/13139 Al décrit un procédé de traitement d'images sismiques comprenant les étapes : obtenir un ensemble de données d'une image initiale bidimensionnelle ou tridimensionnelle, dans lequel chaque élément de l'ensemble de données est l'intensité initiale d'image du point de l'image ; calculer pour chaque point les dérivées partielles de l'élément dans n directions pour obtenir un ensemble de valeurs dérivé des dérivées partielles; calculer pour chaque point une matrice carrée structurale symétrique à partir des valeurs des dérivées partielles; effectuer une itération point à point pondérée par une variable voisine de zéro lorsque le point est voisin d'un bord et voisine de 1 lorsqu'il est très éloigné d'un bord ; et répéter ces étapes un nombre de fois pour obtenir l'image traitée.
Un premier but de l'invention est d'améliorer le lissage des propriétés de subsurface dans une structure géologique représentée par des mesures sismiques. Un deuxième but de l'invention est de permettre un lissage simple et rapide des propriétés de subsurface, tout en ne lissant pas les discontinuités.
L'invention a pour objet un procédé de lissage d'une propriété de subsurface dans une structure géologique représentée par mesures sismiques, dans lequel on construit une fonction continue Sij,k(t) par interpolation ou approximation des traces sismiques discrètes d'une matrice sismique multidimensionnelle, ladite fonction étant désignée comme "trace sismique locale continue", comportant les étapes suivantes : a), utiliser comme décalage optimal hijjPq;k de deux traces sismiques locales continues voisines S;j;k(t) et Spq,k(t), la valeur de décalage rendant maximale leur fonction de corrélation ; b) retenir comme voisinage conditionnel d'une trace sismique locale continue "centrale" Sij,k(t) le sous-voisinage consistant en des traces voisines Spq;k(t) correspondant à des décalages optimaux
Figure imgf000004_0001
associés à des corrélations Rij,Pq,k(hij,pq,k) supérieures à un seuil prédéterminé compris entre 0 et 1 ; c). choisir une propriété de subsurface à lisser au voisinage conditionnel d'un point (i, j, k) d'une trace sismique locale continue "centrale" de référence ; d). décaler les propriétés de subsurface du voisinage conditionnel en translatant la variable courante de la valeur du décalage optimal y^; e). prendre comme valeur lissée au point (i, j, k) une moyenne des propriétés de subsurface décalées à l'étape d).
Selon d'autres caractéristiques de l'invention :
- la moyenne des propriétés de surface de l'étape e) est une moyenne qui peut être pondérée, par exemple par la valeur de corrélation maximale correspondant au décalage optimal, - la moyenne des propriétés de subsurface de l'étape e) est choisie dans l'ensemble suivant : moyenne arithmétique, moyenne géométrique, moyenne harmonique,
- on choisit comme propriété de subsurface à lisser l'amplitude réfléchie et captée par des géophones, - si nécessaire, l'ensemble du processus de lissage est répété un certain nombre de fois pour améliorer le lissage,
- on visualise des coupes de matrice multidimensionnelle de propriété lissée sur un écran de visualisation. L'invention a également pour objet un dispositif pour la mise en œuvre du procédé selon l'invention, comportant des moyens pour utiliser comme décalage optimal de deux traces sismiques locales continues voisines la valeur de décalage rendant maximale leur fonction de corrélation, des moyens pour décaler les propriétés de subsurface du voisinage conditionnel en translatant la variable courante de la valeur du décalage optimal hij>pq,k, des moyens pour choisir une propriété de subsurface à lisser au voisinage conditionnel d'un point (i, j, k) d'une trace sismique locale continue "centrale" de référence, des moyens pour décaler les propriétés de subsurface du voisinage conditionnel en translatant la variable courante de la valeur du décalage optimal hijιPq>k et des moyens pour prendre comme valeur lissée au point (i, j, k) une moyenne des propriétés de subsurface décalées à l'étape d).
Selon d'autres caractéristiques de l'invention :
-le dispositif comporte des moyens de mémorisation et des moyens de visualisation de paramètres sismiques déterminés à l'aide du procédé selon l'invention.
L'invention a enfin pour objet un produit-programme d'ordinateur, comportant des éléments de code de programme pour exécuter les étapes d'un procédé selon l'invention, lorsque ledit programme est exécuté par un ordinateur.
L'invention sera mieux comprise grâce à la description qui va suivre donnée à titre d'exemple non limitatif en référence aux dessins annexés dans lesquels :
- La figure 1 représente schématiquement une matrice sismique tridimensionnelle et une trace sismique locale continue.
- La figure 2 représente schématiquement, un exemple de voisinage local N^k consistant en un ensemble de trace sismique locale continues Spq>k(t) voisines de la trace centrale de référence Sij,k(t) elle même située a la verticale du géophone Gy et interpolant les amplitudes sismiques autour de t=k. - La figure 3 représente schématiquement, une section verticale de voisinage local conditionnel Njj;k(r) d'une trace sismique locale continue de référence S^t). - La figure 4 représente schématiquement, une section verticale d'une matrice sismique tridimensionnelle avec un décalage optimal hij;Pq, et un voisinage conditionnel N;j;k(r).
- La figure 5 représente schématiquement, une section verticale d'une matrice sismique tridimensionnelle analogue à la figure 4 avec présence d'une faille ou discontinuité
.- La figure 6 représente schématiquement, un organigramme fonctionnel d'un procédé selon l'invention.
En référence aux figures 1 à 5, les éléments identiques ou fonctionnellement équivalents sont désignés ou repérés de manière identique.
Sur la figure 1, une matrice sismique tridimensionnelle est obtenue par relevé de mesures enregistrées par des géophones Gy disposés sur un réseau x,y en des points de coordonnées i, j. Le relevé des mesures échantillonnées dans le temps est représenté suivant un axe t descendant représentatif de la profondeur ou d'une verticale descendante à partir de la surface de la terre ou de la mer. Les mesures sont caractérisées par leur amplitude, par exemple une amplitude relevée par le géophone Gij au temps ou à la profondeur d'échantillonnage tk. La mesure discrète effectuée par le géophone Gy au temps ou à la profondeur tk est appelée amplitude sismique S^k.
L'ensemble des amplitudes sismiques correspondant à un géophone Gy de coordonnées i, j est une matrice unidimensionnelle Syi, Sij ,...., S ,...., SÏJ ) appelées trace sismique discrète, car cette matrice unidimensionnelle correspond à la trace selon le point de coordonnées horizontales i, j de la matrice sismique tridimensionnelle obtenue par mesures sismiques.
L'axe vertical t orienté selon une verticale descendante désigne usuellement le temps, mais peut également être traité pour représenter une profondeur à partir de la surface.
L'invention concerne aussi bien l'application à une troisième coordonnée t représentative du temps, qu'à une troisième coordonnée t représentative de la profondeur. A partir de la trace sismique discrète située à la verticale d'un géophone Gy on définit, par interpolation ou approximation des valeurs discrètes autour de =tk=k, une fonction continue Sy;k(t) qui est désignée comme "trace sismique locale continue". Les méthodes d'approximation ou d'interpolation de valeurs discrètes pour engendrer une fonction continue sont nombreuses, et comprennent notamment les interpolations ou approximations polynomiales, ainsi que les interpolations ou approximations trigonométriques polynomiales.
Toute autre variante d'interpolation ou d'approximation fournissant une fonction continue peut également être appliquée à la présente invention pour fournir une "trace sismique locale continue".
Sur la figure 2, plusieurs traces sismiques locales continues définissent un exemple de voisinage d'une trace sismique locale continue "centrale" Sy,k(t) de référence. Le voisinage d'une trace sismique locale continue Sy;k(t) est défini comme l'ensemble des traces sismiques locales continues dont les indices spatiaux horizontaux p,q sont voisins des indices spatiaux horizontaux i, j de la trace sismique locale continue de référence. A titre d'exemple, les coordonnées spatiales horizontales p,q correspondant au géophone Gpq sont voisines des coordonnées spatiales horizontales i, j correspondant au géophone Gy si les valeurs absolues des différences i-p et j-q sont inférieures à des entiers donnés, par exemple à 2.
Dans ce cas, comme représenté à la figure 2, la trace sismique locale continue S ^t) est associée à huit traces sismiques locales continues voisines entourant la trace sismique locale continue "centrale" Sy^t).
Dans le cas de traces sismiques locales continues produites par des mesures sismiques, le profil des horizons géologiques introduit des décalages verticaux entre des traces sismiques locales continues voisines. Dans le but de déterminer des relations entre deux traces sismiques continues locales voisines Sy,k(t) et Spqιk(t) centrées sur la même coordonnée verticale d'échantillonnage t=tk=k et correspondant à des coordonnées spatiales i, j et p,q différentes, on calcule la fonction de corrélation Rij,pq,k(h) des deux traces sismiques locales continues.
La fonction de corrélation de deux traces sismiques locales continues voisines est obtenue par la formule suivante
Figure imgf000008_0001
où le numérateur correspond à la fonction de covariance de Sy,k(t) et Spq;k(t) tk+Δ obtenue par l'expression suivante Cij;pqιk(h) = J S y k (t) . Spq fc(t + h) . dt . tk-Δ
Dans cette intégrale définissant CyjPq;k(h) , le paramètre Δ définit une « fenêtre verticale d'investigation » autour de t=tk=k.
Par exemple, si les traces sismiques locales continues Sy,k(f) et Spq,k(t) sont des polynômes trigonométriques de la forme suivante interpolant les donnés sismiques
Sijjk(t) = ∑a .cos(s» t) + b k.sin(sû t)
5=1 m
Sij,k(t) = ∑a .cos(sû) t) + b k.sin(sω t) s=l alors on peut montrer que la fonction de covariance
Figure imgf000008_0002
est elle même un polynôme trigonométrique de la forme suivante où les coefficients As 1J'pq'k et Bs 1-i' q'k dépendent des coefficients a^, as pq,k, bs ij'k et bs pq'k : m CyjPq;k(h) - 2 As'Pq'k -cos(sω h) + Bs'Pq'k -sin(sω h) s=l
Un résultat mathématique classique et connu est que la fonction de corrélation
Riinqk(h) = , traduit une similarité des fonctions corrélées ij,ij,k(0)-Cpq,pq,k(0) lorsque cette fonction de corrélation se rapproche de 1.
L'étude des fonctions de corrélation des traces sismiques locales continues Sy,k(t) et Spq,k(t) permet de définir comme décalage optimal la valeur hy;Pq>k de h correspondant au maximum de la fonction de corrélation Ry;Pqjk(h) , c'est-à-dire au maximum de la fonction de corrélation le plus proche de 1. Contrairement à l'art existant basé sur une formulation discrète de la fonction de corrélation RyιPq;k(h), l'utilisation d'une formulation continue des traces sismiques et donc de la fonction de corrélation permet d'obtenir un décalage optimum qui n'est pas contraint à être un multiple entier du pas d'échantillonnage suivant l'axe vertical correspondant à la variable t. La définition du décalage optimal h ;Pq;k de deux traces sismiques locales continues voisines permet d'obtenir une première approximation des horizons passant par cette trace sismique locale continue de référence Sy,k(t), comme représenté aux figures 3 à 5. Contrairement à l'art existant, le fait d'utiliser des décalages optimaux qui ne sont pas contraint à être un multiple entier du pas d'échantillonnage suivant l'axe vertical permet d'éviter des erreurs connues sous le nom « d'aliasing ».
Sur ces figures 3 à 5, on définit un voisinage conditionnel Ny,k(r) de la trace sismique continue locale de référence Sy,k(t) qui est un sous-voisinage du voisinage initial des traces sismiques locales continues retenues pour le calcul de corrélation et de définition des décalages optimaux. Le voisinage conditionnel Ny,k(r) est choisi de manière que, pour toute trace sismique continue locale Spq>k(t) appartenant à Ny,k(r), le décalage optimal hyjPqjk correspondant est tel que la corrélation Rij,pq,k(hy,pq,k) entre Sy,k(t) et Spq>k(t) est supérieure à un seuil prédéterminé r compris entre 0 et 1.
Comme on le voit sur la figure 5, la fixation du seuil r permet également d'englober dans un voisinage conditionnel une discontinuité ou une faille géologique, ce qui constitue un avantage important par rapport à l'art antérieur.
Les dispositions précitées fournissent ainsi une modélisation continue permettant la mise en œuvre de l'invention.
En référence à la figure 6, un procédé de lissage ou propriété de subsurface dans une structure géologique représenté par des mesures sismiques comporte une première étape 100 de modélisation numérique, comme décrit en référence aux figures 1 à 5, pour définir des traces sismiques locales continues d'une matrice sismique multidimensionnelle, calculer les décalages optimaux de traces sismiques locales continues voisines et définir les voisinages conditionnels des traces sismiques locales continues "centrales" de référence.
Après cette première étape 100 de modélisation numérique, une étape 101 permet de choisir la propriété à lisser sur un voisinage conditionnel. Cette propriété à lisser sur un voisinage conditionnel peut consister en toute fonction multidimensionnelle de la subsurface à analyser. En particulier, la propriété à lisser peut simplement consister en l'amplitude du signal sismique réfléchi par les horizons de la subsurface en direction des géophones de mesure. A l'étape 102, on remplace les propriétés du voisinage conditionnel par les propriétés décalées de la valeur du décalage optimal hij;Pq;k, de manière à constituer un ensemble de propriétés relatives au même horizon.
Ainsi, dans le cas d'une trace locale sismique continue centrale de référence Sy;k(t), on remplace toutes les valeurs Spq;k(t) du voisinage conditionnel par les valeurs
Figure imgf000010_0001
On effectue ensuite à l'étape 103 une moyenne des valeurs décalées Spq,k(t+hy;Pqjk) établies à l'étape 102 et on choisit comme valeur de la propriété au point de coordonnées spatiales i j et de coordonnée temporelle ou de profondeur t=tk=k , la moyenne ainsi calculée.
L'invention s'applique à plusieurs variantes d'établissement de moyennes : on peut par exemple utiliser une moyenne pondérée ou non pondérée ; ou, alternativement, on peut également utiliser une moyenne arithmétique, une moyenne géométrique, une moyenne harmonique , pondérée ou non pondérée. Dans le cas d'une moyenne pondérée, ont peut avantageusement utiliser comme facteur de pondération la valeur maximale de la fonction de corrélation
RijsPq,k (hij,pq,k) , en reflétant ainsi le degré de confiance accordable à chaque décalage optimal correspondant à un maximum d'une fonction de corrélation.
Le procédé de lissage ou de filtrage d'une propriété selon la présente invention permet ainsi d'améliorer le contraste et la précision des propriétés de subsurface dans une matrice sismique multidimensionnelle.
Si nécessaire, afin d'améliorer le lissage, l'ensemble du processus décrit par la présente invention peut être répété sur le lissage obtenu lors d'une itération précédente. L'étape 104 constitue une étape itérative dans laquelle l'opérateur peut définir le nombre d'itérations adéquates à la résolution de son problème.
L'invention est de préférence mise en œuvre sur un dispositif comportant des moyens pour accomplir successivement les étapes du procédé décrit en référence à la figure 6.
En particulier, ce dispositif comporte des moyens de visualisation des paramètres sismiques ou propriétés obtenues à l'étape 105 et des moyens de mémorisation de programme et de calculs intermédiaires. De préférence, ce dispositif est un dispositif programmable commandé par un produit-programme d'ordinateur, réalisé pour mettre en œuvre un procédé selon l'invention.
L'invention décrite en référence à plusieurs objets particuliers n'y est nullement limitée mais couvre au contraire toute modification de forme et toute variante de réalisation dans le cadre et l'esprit de l'invention, l'essentiel étant d'utiliser des valeurs de propriétés recalées par rapport aux décalages optimaux déterminés comme valeurs correspondant à la maximisation des fonctions de corrélation de traces sismiques locales continues ou même discrètes.

Claims

REVENDICATIONS
1. Procédé de lissage d'une propriété de subsurface dans une structure géologique représentée par mesures sismiques, dans lequel on construit une fonction continue Sy;k(t) par interpolation ou approximation des traces sismiques discrètes d'une matrice sismique multidimensionnelle, ladite fonction Sy,k(t) étant désignée comme "trace sismique locale continue", comportant les étapes suivantes : a), utiliser comme décalage optimal de deux traces sismiques locales continues voisines S ^t) et Spq;k(t), la valeur de décalage rendant maximale leur fonction de corrélation, ce décalage optimal n'étant pas contraint à être un multiple entier du pas d' échantillonnage vertical ; b). retenir comme voisinage conditionnel d'une trace sismique locale continue "centrale" Sy,k(t) le sous-voisinage consistant en des traces voisines Spq,k(f) correspondant à des décalages optimaux associés à des corrélations Ry,pq;k(h) supérieures à un seuil prédéterminé compris entre 0 et 1 ; c). choisir une propriété de subsurface à lisser au voisinage conditionnel d'un point (i, j, k) d'une trace sismique locale continue "centrale" de référence ; d). décaler les propriétés de subsurface du voisinage conditionnel en translatant la variable courante de la valeur du décalage optimal (hy;Pq;k) ; e). prendre comme valeur lissée au point (i, j, k) une moyenne des propriétés de subsurface décalées à l'étape d).
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la moyenne des propriétés de surface de l'étape e) est une moyenne pondérée, par exemple par la valeur de corrélation maximale correspondant au décalage optimal.
3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel la moyenne des propriétés de subsurface de l'étape e) est choisie dans l'ensemble suivant : moyenne arithmétique, moyenne géométrique, moyenne harmonique pondérée ou non.
4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on choisit comme propriété de subsurface à lisser, l'amplitude réfléchie et captée par des géophones.
5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel on itère le processus de lissage en l'appliquant sur le résultat d'un lissage antérieur.
6. Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 5, dans lequel on visualise une matrice multidimensionnelle de propriété lissée sur un écran de visualisation.
7. Dispositif pour la mise en œuvre du procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, comportant des moyens pour utiliser comme décalage optimal de deux traces sismiques locales continues voisines la valeur hyjPq>k de décalage rendant maximale leur fonction de corrélation, des moyens pour décaler les propriétés de subsurface du voisinage conditionnel en translatant la variable courante de la valeur du décalage optimal h jPq)k , des moyens pour choisir une propriété de subsurface à lisser au voisinage conditionnel d'un point (i, j, k) d'une trace sismique locale continue "centrale" de référence, des moyens pour décaler les propriétés de subsurface du voisinage conditionnel en translatant la variable courante de la valeur du décalage optimal h ;Pqιk et des moyens pour prendre comme valeur lissée au point (i, j, k) une moyenne des propriétés de subsurface décalées à l'étape d).
8. Dispositif selon la revendication 7, comportant des moyens de mémorisation et des moyens de visualisation de paramètres sismiques déteπninés à l'aide du procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6.
9. Produit-programme d'ordinateur, comportant des éléments de code de programme pour exécuter les étapes du procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, lorsque ledit programme est exécuté par un ordinateur.
10. Produit-programme d'ordinateur, comportant des éléments de code de programme pour exécuter les étapes du procédé selon la revendication 6, lorsque ledit programme est exécuté par un ordinateur.
PCT/FR2003/001755 2002-06-19 2003-06-11 Procede, dispositif et produit-programme de lissage d'une propriete de subsurface WO2004001451A1 (fr)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA002489536A CA2489536A1 (fr) 2002-06-19 2003-06-11 Procede, dispositif et produit-programme de lissage d'une propriete de subsurface
DE60320787T DE60320787D1 (de) 2002-06-19 2003-06-11 Verfahren, einrichtung und softwarepaket zur glättung einer unteroberflächeneigenschaft
US10/518,485 US7295930B2 (en) 2002-06-19 2003-06-11 Method, device and software package for smoothing a subsurface property
AU2003258797A AU2003258797A1 (en) 2002-06-19 2003-06-11 Method, device and software package for smoothing a subsurface property
EP03760723A EP1514139B1 (fr) 2002-06-19 2003-06-11 Procede, dispositif et produit-programme de lissage d une pr opriete de subsurface
NO20050138A NO337016B1 (no) 2002-06-19 2005-01-11 Fremgangsmåte, innretning og programvarepakke for å glatte en egenskap under overflaten i en geologisk struktur representert ved seismiske data

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR02/07597 2002-06-19
FR0207597A FR2841344B1 (fr) 2002-06-19 2002-06-19 Procede, dispositif et produit-programme de lissage d'une propriete de subsurface

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2004001451A1 true WO2004001451A1 (fr) 2003-12-31

Family

ID=29719889

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/FR2003/001755 WO2004001451A1 (fr) 2002-06-19 2003-06-11 Procede, dispositif et produit-programme de lissage d'une propriete de subsurface

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7295930B2 (fr)
EP (1) EP1514139B1 (fr)
AT (1) ATE394688T1 (fr)
AU (1) AU2003258797A1 (fr)
CA (1) CA2489536A1 (fr)
DE (1) DE60320787D1 (fr)
FR (1) FR2841344B1 (fr)
NO (1) NO337016B1 (fr)
WO (1) WO2004001451A1 (fr)

Families Citing this family (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008111037A2 (fr) * 2007-03-12 2008-09-18 Geomage 2003 Ltd Procédé permettant d'identifier et d'analyser des failles et/ou des fractures au moyen d'ondes réfléchies et diffractées
US7454292B2 (en) * 2007-04-13 2008-11-18 Saudi Arabian Oil Company Inverse-vector method for smoothing dips and azimuths
WO2009011735A1 (fr) * 2007-07-16 2009-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Caractéristiques géologiques à partir d'attributs sismiques basés sur des courbelettes
US7630865B2 (en) * 2007-09-11 2009-12-08 Geomage (2003) Ltd Complex analysis of kinematics for non-hyperbolic moveout corrections
WO2009082545A1 (fr) * 2007-12-21 2009-07-02 Exxonmobil Upstream Research Company Détection de caractéristiques dans des images sismiques
US8209126B2 (en) * 2008-04-01 2012-06-26 Geo{umlaut over (m)}age (2003) Ltd. Wavefront-defined Radon transform
AU2009343160A1 (en) * 2009-03-27 2011-10-06 Exxonmobil Upstream Research Company Reservoir quality characterization using heterogeneity equations with spatially-varying parameters
US8170288B2 (en) * 2009-05-11 2012-05-01 Saudi Arabian Oil Company Reducing noise in 3D seismic data while preserving structural details
US9008972B2 (en) 2009-07-06 2015-04-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method for seismic interpretation using seismic texture attributes
AU2010315735B2 (en) 2009-11-05 2014-09-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method for creating a hierarchically layered earth model
BR112012028653B1 (pt) 2010-05-28 2020-11-10 Exxonmobil Upstream Research Company método para análise sísmica de sistema de hidrocarbonetos
US8983141B2 (en) 2011-03-17 2015-03-17 Exxonmobile Upstream Research Company Geophysical data texture segmentation using double-windowed clustering analysis
US9176247B2 (en) 2011-10-06 2015-11-03 Exxonmobil Upstream Research Company Tensor-based method for representation, analysis, and reconstruction of seismic data
WO2013081708A1 (fr) 2011-11-29 2013-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Procédé de définition quantitative d'indicateurs directs d'hydrocarbures
WO2013122704A1 (fr) 2012-02-13 2013-08-22 Exxonmobil Upstream Research Company Système et procédé de détection et de classification de terminaisons sismiques
US9014982B2 (en) 2012-05-23 2015-04-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method for analysis of relevance and interdependencies in geoscience data
US9261615B2 (en) 2012-06-15 2016-02-16 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic anomaly detection using double-windowed statistical analysis
EP2914984B1 (fr) 2012-11-02 2019-02-20 Exxonmobil Upstream Research Company Analyse de données sismiques
WO2014099204A1 (fr) 2012-12-20 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Procédé et système de modélisation géophysique de volumes souterrains, reposant sur des vecteurs calculés
WO2014099200A1 (fr) 2012-12-20 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Modélisation géophysique vectorielle de volumes de subsurface
US9348047B2 (en) 2012-12-20 2016-05-24 General Electric Company Modeling of parallel seismic textures
WO2014099201A1 (fr) 2012-12-20 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Modélisation géophysique de volumes souterrains sur la base d'une extraction d'un horizon
US9915742B2 (en) 2012-12-20 2018-03-13 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes based on label propagation
US9297918B2 (en) 2012-12-28 2016-03-29 General Electric Company Seismic data analysis
US9952340B2 (en) 2013-03-15 2018-04-24 General Electric Company Context based geo-seismic object identification
US9995844B2 (en) 2013-03-15 2018-06-12 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes
US9733391B2 (en) 2013-03-15 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes
WO2014197160A1 (fr) 2013-06-06 2014-12-11 Exxonmobil Upstream Research Comapny Procédé de décomposition d'objets complexes en composants plus simples
US9804282B2 (en) 2014-02-17 2017-10-31 General Electric Company Computer-assisted fault interpretation of seismic data
WO2016118223A1 (fr) 2015-01-22 2016-07-28 Exxonmobil Upstream Research Company Opérateur adaptatif orienté structure
WO2016171778A1 (fr) 2015-04-24 2016-10-27 Exxonmobil Upstream Research Company Classification de surface stratigraphique sismique
US11609355B2 (en) 2018-10-02 2023-03-21 Chevron U.S.A. Inc. System and method for generating an earth model

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4672546A (en) * 1984-11-08 1987-06-09 Texas Instruments Incorporated Systems for extracting horizons contained in a 3-D network of turnings and converting the horizons to a 2-D format
US5615171A (en) * 1991-07-09 1997-03-25 Landmark Graphics Corporation Method and apparatus for finding horizons in 3D seismic data
US5930730A (en) * 1994-12-12 1999-07-27 Amoco Corporation Method and apparatus for seismic signal processing and exploration
US6138076A (en) * 1996-10-31 2000-10-24 Geoquest, A Division Of Schlumberger Automatic non-artificially extended fault surface based horizon modeling system
US6151555A (en) * 1999-03-09 2000-11-21 Schlumberger Technology Corporation Seismic signal processing method and apparatus for generating a cube of variance values
US20020022930A1 (en) * 2000-02-25 2002-02-21 Eric Bouts Processing seismic data

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4672546A (en) * 1984-11-08 1987-06-09 Texas Instruments Incorporated Systems for extracting horizons contained in a 3-D network of turnings and converting the horizons to a 2-D format
US5615171A (en) * 1991-07-09 1997-03-25 Landmark Graphics Corporation Method and apparatus for finding horizons in 3D seismic data
US5930730A (en) * 1994-12-12 1999-07-27 Amoco Corporation Method and apparatus for seismic signal processing and exploration
US6138076A (en) * 1996-10-31 2000-10-24 Geoquest, A Division Of Schlumberger Automatic non-artificially extended fault surface based horizon modeling system
US6151555A (en) * 1999-03-09 2000-11-21 Schlumberger Technology Corporation Seismic signal processing method and apparatus for generating a cube of variance values
US20020022930A1 (en) * 2000-02-25 2002-02-21 Eric Bouts Processing seismic data

Also Published As

Publication number Publication date
EP1514139A1 (fr) 2005-03-16
EP1514139B1 (fr) 2008-05-07
ATE394688T1 (de) 2008-05-15
CA2489536A1 (fr) 2003-12-31
US7295930B2 (en) 2007-11-13
FR2841344A1 (fr) 2003-12-26
AU2003258797A1 (en) 2004-01-06
DE60320787D1 (de) 2008-06-19
FR2841344B1 (fr) 2005-04-29
US20050222774A1 (en) 2005-10-06
NO20050138L (no) 2005-01-11
NO337016B1 (no) 2015-12-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1514139B1 (fr) Procede, dispositif et produit-programme de lissage d une pr opriete de subsurface
EP0777893B1 (fr) Procede de reconstruction d'une image 3d avec amelioration du contraste et de la resolution
Cervenka et al. Sidescan sonar image processing techniques
FR2974636B1 (fr) Dispositif et procede d'extrapolation angulaire adaptative pour des rassemblements angulaires tridimensionnels de migration inverse dans le temps
US9322943B2 (en) Method and apparatus for pre-stack deghosting of seismic data
FR2843202A1 (fr) Methode pour former un modele representatif de la distribution d'une grandeur physique dans une zone souterraine, affranchi de l'effet de bruits correles entachant des donnees d'exploration
EP1394569B1 (fr) Procédé de calcul de réalisations maillées d'un réservoir
Xiong et al. Anti-aliasing filters for deriving high-accuracy DEMs from TLS data: A case study from Freeport, Texas
EP2992361B1 (fr) Dispositif et procédé d'optimisation de données sismiques 3d et 4d
EP1514138B1 (fr) Procede, dispositif et produit-programme d'ordinateur pour extraire un horizon geologique et des proprietes associees
EP1904873B1 (fr) Procede d'acquisition et de traitement de donnees magnetometriques par des mises a jour locales en temps reel
CN112485826B (zh) 绝对波阻抗反演成像方法、装置、设备及存储介质
FR2884619A1 (fr) Procede de traitement de donnees sismiques en vue de la realisation d'un pointe rmo
FR2755243A1 (fr) Methode perfectionnee de migration avant somme
EP1341094B1 (fr) Procédé pour la détermination d'un indice de qualité spatiale de données regionalisées
CA2452206C (fr) Perfectionnements aux techniques de pointe de surface
EP1514137B1 (fr) Procede, dispositif et produit-programme pour determiner localement la forme des horizons geologiques
FR2739456A1 (fr) Filtre de transformation 2-d non-contraint, pour applications geophysiques notamment
Perez et al. Warping prestack imaged data to improve stack quality and resolution
Cheref et al. Image reconstruction with better edge enhancement using super resolution algorithm
EP4049148A1 (fr) Procédé de détermination de l'état d'un système et dispositif mettant en oeuvre lesdits procédés
FR2880707A1 (fr) Procede pour la determination d'un indice de qualite spatiale de donnees regionalisees lie a leur echantillonnage

Legal Events

Date Code Title Description
AK Designated states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AE AG AL AM AT AU AZ BA BB BG BR BY BZ CA CH CN CO CR CU CZ DE DK DM DZ EC EE ES FI GB GD GE GH GM HR HU ID IL IN IS JP KE KG KP KR KZ LC LK LR LS LT LU LV MA MD MG MK MN MW MX MZ NI NO NZ OM PH PL PT RO RU SC SD SE SG SK SL TJ TM TN TR TT TZ UA UG US UZ VC VN YU ZA ZM ZW

AL Designated countries for regional patents

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): GH GM KE LS MW MZ SD SL SZ TZ UG ZM ZW AM AZ BY KG KZ MD RU TJ TM AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IT LU MC NL PT RO SE SI SK TR BF BJ CF CG CI CM GA GN GQ GW ML MR NE SN TD TG

DFPE Request for preliminary examination filed prior to expiration of 19th month from priority date (pct application filed before 20040101)
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2003760723

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2489536

Country of ref document: CA

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 10518485

Country of ref document: US

WWP Wipo information: published in national office

Ref document number: 2003760723

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP

WWW Wipo information: withdrawn in national office

Country of ref document: JP

WWG Wipo information: grant in national office

Ref document number: 2003760723

Country of ref document: EP