Работы методом SH-волн вблизи поверхности в неконсолидированных аллювиальных отложениях

Arbeit macht frei

1

Работы методом SH-волн вблизи поверхности в неконсолидированных аллювиальных отложениях Roger A. Young, University of Oklahoma, Norman, U.S. Jorge Hoyos, Manizales, Colombia

Последнее десятилетие разведки на углеводороды отмечено распространением технологических новшеств, благодаря которым возросло совершенство методов разведки и разработки запасов нефти и газа. В качестве примера можно привести использование поперечных волн в проведении морской разведки на нефть и газ с целью получения изображения отражающих поверхностей ниже газовых каналов (gas chimneys). Эта технология развилась в 90-х годах, и сейчас введена в состав коммерческих пакетов обработки и успешно используется в ряде ситуаций. На недавнем ежегодном собрании SEG и специальной секции по этому вопросу TLE было представлено множество полевых примеров использования обменных (P-SV)-волн. Однако SH-волны (другой тип поперечных волн) представлял меньший интерес для энергетической промышленности на протяжении последнего десятилетия. Напротив, применение SH-волн вблизи поверхности привлекало возрастающее внимание. В настоящей статье делается краткий обзор усовершенствований технологии поперечных волн, выполненных в энергетической промышленности за последнее десятилетие, которые подготовили путь для современного применения SH-волн вблизи поверхности. Статья завершается примером исследования, где используется объединенная интерпретация данных методов P- и SH-волн в неконсолидированных аллювиальных отложениях. Что такое SV- и SH-волны? Поперечные волны, при которых движение частиц происходит в вертикальном направлении, называются SH-волнами – в отличие от SV-волн, где частицы перемещаются в вертикальной плоскости. SH-волны проходят весь путь от источника до сейсмоприемника как поперечные волны, но зарегистрированные SV-волны обычно начинаются у источника как P-волны, и при отражениях в процессе распространения преобразуются в SV-волны. Расцвет метода SH-волн пришелся на конец 80-х – начало 90-х годов, после обширных полевых исследований под руководством Conoco (Conoco Group Shoot) и при поддержке многих нефтедобывающих компаний (Domenico и Danbom, 1987). Это исследование пробудило интерес к возможности получения изображения методом поперечных волн. Tatham и McCormmack (1991) предложили сравнивать интервальные времена пробега P- и SH-волн с целью определения отношений VP/VS. Garotta (1987) одним из первых выступал за объединенную интерпретацию данных обменных отраженных P-P- и P-SV-волн, сформированных источником продольных волн и зарегистрированных бифонами (biphones – радиальными и вертикальными датчиками). Перспективы получения изображения с помощью поперечных волн стали движущей силой развития многонаправленных источников, которые формировали P-, SH- и SV-волны. Многокомпонентные сейсмоприемники с углом 54 град., используемые в ВСП (Gal`perin, 1974), дополнили общепринятую триаду из вертикальной, радиальной и поперечной составляющих для регистрации на поверхности. Для выделения любой поляризации волны из полученных записей многонаправленных источников/многокомпонентных сейсмоприемников были разработаны алгоритмы (Alford, 1986).

Arbeit macht frei

2

Быстрый прогресс трехмерной морской сейсморазведки с 1985 по 1990 гг., однако, затмил регистрацию многокомпонентных данных на суше. Хотя трехкомпонентные сухопутные данные были использованы для картирования зон трещиноватости (например, Lynn и др., 1996), в том числе в скважинах (например, MacBeth, 1996), для десятилетия было более характерно разработка методов обменных волн рядом академических и промышленных групп (например, CREWS Project в университете Калгари). За последние несколько лет поступили сообщения о ряде сухопутных трехмерных съемок (например, Simmons и др., 1999; Macrides и Kelamis, 2000), но упор делается чаще на применение SV-волн, чем SH-волн.

Рис.1. Исследуемая площадь расположена на краю территории старого захоронения отходов в Norman (Оклахома). Положения точек обозначены линиями с начальными точками красного цвета. Из скважин, которые использовались для стратиграфического и гидрологического контроля, были взяты пробы воды с помощью многоуровенного пробоотборника. Насыпи, обозначенные зеленым цветом, расположены выше существующего русл Canadian River (синий цвет). (Карта построена Scholl и Christenson, 1998).

Рис.2. Точка одновременного прихода преломленной P-волны (синий цвет) и прямой волны находится на небольшом расстоянии от источника, и обозначена черной стрелкой. Вступления высокочастотной воздушной волны (штриховая оранжевая линия) совпадают со вступлениями прямой волны (красный цвет) на коротких дистанциях. Кажущиеся скорости указаны в рамках. На отраженную Pволну на ранних временах будет наложен цуг интенсивных дисперсионных поверхностных волн (зеленая штриховая линия).

Arbeit macht frei

Рис.3. (a) Прямой и встречный годографы преломленной волны распределены в соответствующие глубины уровня грунтовых вод (b). Кажущееся колебание глубины преломляющей поверхности обусловлены, в основном, изменением скорости P-волн выше уровня грунтовых вод, которое не учитывалось при преобразовании в глубины. Скорости P-волн для сухих и насыщенных аллювиальных отложений составляют соответственно 333 и 1052 м/с.

Рис.4. Точка одновременного прихода преломленной SH-волны (синий цвет) и прямой волны (красный цвет) обозначена белой стрелкой, и расположена на значительно большем расстоянии от источника, чем в случае P-волны (рис.2). Кажущиеся скорости показаны в рамках. Дисперсионные волны Лява (штриховые зеленые линии) не взаимодействуют с отраженной SH-волной на малой глубине (желтый

3

Рис.5. (a) Прямой и встречный годографы преломленной SH-волны распределены (b) в соответствующие глубины преломляющей поверхности по кровле глин Hennessey. Скорости для аллювиальных отложений и глины – соответственно 137 и 814 м/с.

Рис.6. Работы методом ОСТ SH-волн на захоронении отходов Norman. Сейсмоприемники поперечной составляющей (красный цвет), расположенные с интервалом 0.3 м (1 фут), регистрируют поперечный (как в гольфе) удар молота, который наносит Hasbrouck. Многоуровенная скважина, предназначенная для отбора проб (обозначена желтым столбиком), использовалась для определения ограничи-

Arbeit macht frei цвет) в оптимальном окне.

4 вающих условий при интерпретации.

Применение съемки методом SH-волн в верхней части разреза. Если применение SH-волн в энергетической промышленности в середине 90-х годов пошло на спад, геофизики, занимающиеся сейсморазведкой верхней части разреза, адаптировали SH-волны для получения высокоразрешающего изображения объектов на глубинах менее 100 м. Работы методом SH-волн (вместо P-волн) внесли вклад в получение изображения ряда осадочной среды (например, Hasbrouck, 1991; Goforth и Hayward, 1992; Alvarez и др., 1995; Robertson и др., 1996; Carr и др., 1998). Пригодность недорогих источников SH-волн, доступность горизонтальных сейсмоприемников, адекватность коротких расстановок, достижимая при малых системах, и возможность обрабатывать данные метода SH-волн с применением недорогих пактов программных средств, предназначенных для обработки данных метода отраженных волн, способствовали активному проведению работ методом SH-волн в последнее десятилетие. В настоящее время, данный метод применяется для «просвечивания» скоплений газа (Harris и др., 2000), а также в скважинном варианте (в последнем случае используются акселерометры, установленные на конусном пенетрометре для регистрации данных ВСП (Jarvis и Knight, 2000)). Целью работ методом отраженных волн в верхней части разреза часто являются лишь одна-две границы (Baker, 1999), в отличие от большого количества горизонтов, отображаемых при глубинных съемках. Даже в этом случае, полезные отражения P-волн может быть сложно получить, поскольку кровля насыщенной зоны часто представляет весьма значительное различие по импедансам P-волн, которое маскирует отражение от более глубоких горизонтов. Кроме того, наклонные лучи, которые освещают объекты на малой глубине, проходят очень большую часть пути в «зоне малых скоростей». Следовательно, предположение, что статические задержки зависят только от положения точек наблюдения, может оказаться неверным, что затрудняет статические поправки. Кратность суммирования обычно низкая (не более шести). Это обусловлено тем, что при съемке верхней части разреза часто применяются небольшие регистрирующие системы, а оптимальное окно (Hunter и др., 1984), по которому отражения являются четкими, может быть узким. В результате, окончательная сумма отраженных P-волн вблизи поверхности может оказаться недостаточно выдержанной и четкой. В течение нескольких последних лет мы пришли к выводу, что стандартная двумерная регистрация и простая обработка данных SH-волн была полезной в условиях малых глубин, где работы методом отраженных P-волн являются неэффективными. На рис.1 показана одна из таких площадей – старое захоронение отходов вблизи Norman (Оклахома), где шлейф выщелачивания перемещался вниз через аллювиальные отложения в сторону главной реки (Christenson и др., 1994). Подстилающие глины Hennessey на глубине приблизительно 10 м препятствуют миграции шлейфа на большую глубину. Задачей исследования этой площади на ранней стадии было получение детального рельефа границы раздела между аллювиальными отложениями и глинами. Сначала мы получили низкоразрешающую модель скорость-глубина по данным преломленных P- и SH-волн, которая затем использовалась в качестве руководства при проектировании метода отраженных SH-волн и обработки полученных данных (рис.1). Линейность первых вступлений предполагала, что в первом приближении вертикальные градиенты скорости являются незначительными; следовательно, при обращении данных метода преломленных волн использовались слои с постоянной скоростью. Кроме того, исходя из неоднородного характера аллювиальных отложений и отсутствия линз глин, выдержанных в латеральном направлении, мы предположили, что изотропная модель

Arbeit macht frei

5

должна быть достаточной, и в анализ не были включены эффекты поперечной изотропии. Результаты многовыносной съемки методом P-волн показали, что точка одновременного прихода преломленной и прямой волн находится на очень коротком расстоянии от источника. На большем удалении остается одна ось синфазности первых вступлений (рис.2). Последующая съемка, проведенная через некоторое время в направлении, перпендикулярном к предыдущей съемке, имела целью получение встречного годографа преломленных волн (рис.1). Каждая пара вступлений (рис.3a) была независимо распределена в преломляющую поверхность общепринятым методом взаимных точек (reciprocal method) (Palmer, 1980; Burger, 1992). Преломляющая поверхность, которая залегает на глубине 1-2.5 м (рис.3b), представляет собой зеркало грунтовых вод. Многовыносная съемка методом SH-волн (рис.4) была проведена на том же участке, что и съемка методом P-волн. Поскольку поверхность грунтовых вод является прозрачной для преломленных SH-волн, в ходе работ, проведенных через некоторое время (рис.5), формируются преломленные волны на границе между аллювиальными отложениями и глиной. Это происходит на глубине приблизительно 9-10 м и хорошо согласуется с величинами, определенными Геологической службой США (Hasbrouck, 1997) по результатам аналогичных работ методом преломленных волн. На рис.2 показано, что P-волна, отраженная от кровли глины, скрыта поверхностной волной и приблизительно совпадает с другими осями синфазности. Частотная фильтрация, использующая высокую нижнюю частоту среза (Steeples и др., 1997), не улучшает видимость отраженных P-волн на этой записи. С другой стороны, отраженные SH-волны (рис.4) четко различаются по времени вступления от других осей синфазности, и не искажаются волнами Лява в оптимальном окне. Моделирование путем построения луча, использующее программу GX II (GX Technology, Хьюстон), подтвердило идентичность отраженной SH-волны от кровли глины (Hoyos и др., 1998). При бурении на захоронении отходов Norman обычно наталкивались на интервал гравия мощностью несколько футов в подошве аллювиальных отложений; эта зона ассоциируется с высокой влагопроводностью (Scholl и Christenson, 1998). Маловероятно, чтобы наши работы методом преломленных SH-волн позволили обнаружить этот интервал. Для этого имеются две причины: (1) Если скорость в гравии уменьшается, преломления не будет, или (2) если скорость в гравии превышает скорость в глине, преломление может иметь место, но вступление преломленной волны никогда не будет первым, поскольку она следует траектории, которая характеризуется меньшей скоростью, чем траектория вдоль глины. Следовательно, если слой гравия существует, он будет теневой зоной (Burger, 1992) для преломленных SH-волн. Опознав энергию отраженных волн на данных многовыносной съемки, мы пришли к выводу о необходимости проведения работ методом ОСТ отраженных SH-волн с целью отображения кровли глины, и поиска тонкого слоя гравия, перекрывающего глину. При отработке профиля методом отраженных SH-волн (рис.1) использовался отстрел с одного конца. В точках, расположенных в 0.3 м от профиля длиной 47 м, наносились удары кузнечным молотом в поперечном направлении (рис.6). Номинальная кратность равнялась 4. 24-канальная система Strataview (Geometrics) регистрировала сигналы с одиночных сейсмоприемников (10 Гц), ориентированных в поперечном направлении. Шаг дискретизации: 0.5 с. При обработке использовался пакет PC Seistrix 3 (Interpex). Последовательность обработки показана в Табл.1.

Arbeit macht frei

6

Таблица 1. Последовательность обработки данных отраженных SH-волн 1.

Определение геометрии

2.

Сортировка

3.

Редактирование

4.

Применение нуль-фазового полосового фильтра (2-5-200-400)

5.

Редактирование

6.

F-K-фильтр Положительная плоскость K: пропуск выше 272 м/с; крутизна 24 дБ/окт. Отрицательная плоскость K: пропуск выше 272 м/с; крутизна 24 дБ/окт.

7.

Поправка за нормальное приращение Растяжение при обнулении (stretch mute) 130%

8.

Остаточные статические поправки с учетом ОСТ 12 эталонных ОСТ Окно корреляции 12-225 мс Максимальное смещение 5 мс

9.

Анализ

10.

Сумма ОСТ

11.

Преобразование в глубины 100% сглаженных скоростей суммирования

На рис.7a показаны репрезентативные сейсмограммы ОПВ перед обработкой. Интенсивные волны Лява взаимодействуют с вступлениями прямой волны и диспергируют отраженные SH-волны на времени около 160 мс. После фильтрации, поправки за нормальное приращение и коррекции остаточной статики, выдержанность отражения улучшается (рис.7b). Соответствующее улучшение можно видеть после обработки репрезентативных сейсмограмм ОСТ (рис.8). На спектрах скоростей, на времени приблизительно 160 мс м скорости 125 м/с можно видеть «бычий глаз» (рис.9). 125 м/с – это средняя скорость для аллювиальных отложений, и она сходна со скоростью прямой волны (122 м/с по данным многовыносной съемки методом SH-волн, рис.4, и 137 м/с по данным работ методом SH-волн, выполненных через некоторое время, рис.5), соответственно. Bachrach и др. (1998) также сообщает о хорошем совпадении скоростей в неконсолидированном песке, полученных по данным методов преломленных и отраженных волн.

Arbeit macht frei

Рис.7. Репрезентативные сейсмограммы ОПВ в начале профиля. (a) Отраженная SH-волна разбита на участки интенсивными волнами Лява, которые характеризуются приблизительно таким же временным сдвигом, как вступления прямой SH-волны. (b) Сейсмограммы ОПВ, пропущенные через полосовой и f-k-фильтры после ввода поправки за нормальное приращение и статических поправок. Непрерывность отражения SH-волны восстановлена.

7

Рис.8. Репрезентативные сейсмограммы ОСТ в середине профиля. (a) Низкочастотные, низкоскоростные волны Лява (зеленый цвет) преобладают на сейсмограммах ОСТ приблизительно до 80 мс. Интенсивная отраженная SH-волна (желтый цвет) демонстрирует хорошую выдержанность, и менее постоянная ось синфазности (штриховая линия желтого цвета) на времени 200 мс также может быть отражением. Высокочастотные отражения (150-200 Гц) между 90 и 150 мс являются прерывистыми. (b) Отражение SH-волны, исправленное за нормальное приращение после полосовой фильтрации и FKфильтрации и коррекции остаточной статики, сглажено и хорошо различимо. Улучшилась выдержанность оси синфазности от 80 до 150 мс. Фильтрация частично ослабляет волны Лява, но после поправки за нормальное приращение волны Лява располагаются на одной линии, создавая впечатление отражения. Поэтому при интерпретации суммарного разреза на временах меньше 90 мс следует быть внимательнее.

Суммарный разрез, преобразованный в глубины (рис.11), показывает интенсивное выдержанное отражение от подошвы аллювиальных отложений на глубине приблизительно 9 м, что согласуется с результатом работ, проведенных в различное время (рис.5b). Депрессии на поверхности глины интерпретируются как русла, а более высокочастотное отражение выше русла, на расстоянии 10 м, может представлять кровлю линзы гравия, которая заполняет русло. Мощность этой линзы составляет приблизительно 1 м. Согласно сообщениям, продуктивность водяных скважин на других участках поймы Canadian River связана со слоем крупного гравия мощностью несколько футов. Если взять скорость в гравии равной выведенной среднеквадратичной скорости (125 м/с), и преобладающую частоту 67 Гц, мощность линзы гравия, выраженная одной

Arbeit macht frei

8

четвертью длины волны, окажется равной 0.47 м. Это предполагает, что тонкий слой, такой, о котором сообщают владельцы скважин, и который подразумевается на рис.10, должен быть разрешен с помощью данных работ методом SHволн. Профиль МОВ привязан к скважине MLS 54 (рис.1). Хотя кратность съемки вблизи скважины низкая, а суммарное изображение изменчивое, отражение в 10 м (рис.10) хорошо согласуется с глубиной кровли Hennessy, определенной по керну (рис.11). Сейсмическая зона с хорошо различимым отражением на глубине 5.9 м (рис.10), может коррелироваться с зоной тонких линз глины, встреченных на глубине 5.2 м (рис.11). Значения коэффициента Пуассона, определенные по результатам многовыносной съемки и съемки, проведенной через некоторое время, равны соответственно 0.40 и 0.43, а отношения VP/VS – 2.4 и 2.79. Величины этого отношения для неконсолидированных отложений можно найти в других источниках (например, 3.6 в среднем для гляциальных отложений; Carr и др., 1998). Результаты закачки воды в несколько скважин (Scholl и Christensen, 1998) показали зависимость влагопроводности от глубины (рис.12). Значительно возросшая влагопроводность на глубине около 5.5 м в скважинах MLS 54 и 80 тесно коррелируется с хорошо различимой зоной сейсмических отражений на глубине 5.9 м (рис.10), и с присутствием зоны тонких линз глины на глубине 5.2 м (рис.11).

Рис.9. На карте подобия для ОСТ в середине профиля хорошо виден «бычий глаз» при скорости приращения 134 м/с и времени 160 мс.

Рис.11. Стратиграфический разрез по скважине MLS 54, расположенной в начале съемки МОВ (рис.1). На глубине 5.2 м можно видеть зону песка с тонкими линзами глины. Глубина кровли глин Hennessey составляет 10.8 м (по Scholl и Christenson, 1998).

Arbeit macht frei

9

Рис.10. Преобразованный в глубины суммарный разрез SH-волн. Кровля глины на глубине около 9 м фиксируется очень четко. Депрессии на кровле глин интерпретируются как русла, возможно, заполненные линзами гравия (ОСТ 255-275). Отражения на глубине 6 м коррелируются с присутствием линз глины в скв.MLS 54.

Заключение. Несложные исследования методом SH-волн вблизи поверхности выявляют глину с врезанными руслами, возможно, заполненными линзами гравия мощностью около 1 м. Эти элементы не наблюдаются на записях P-волн даже после обработки. Значительное интерпретационное преимущество метода SH-волн заключается в том, что низкоскоростные поперечные волны дают задержку отражений во времени, и интерференция с волнами Лява происходит вне оптимального окна. Преломленные P- и SH-волны могут быть совместно использованы для определения исходной скоростной модели и контроля положения отраженных волн. Ранние разработки в энергетической промышленности способствовали успешному проведению множества работ методом отраженных SH-волн в течение 90-х годов. Имеющийся опыт исследования верхней части разреза может открыть новые подходы к сейсморазведке.

Рис.12. Уменьшение влагопроводности на глубине приблизительно 5.5 м коррелируется с зоной песка с тонкими линзами глины, наблюдаемой на стратиграфическом разрезе (по Scholl и Christenson, 1998).

Рекомендуемая литература

Arbeit macht frei

10

Прогнозирование мощности песка по трехмерным сейсмическим данным: пример верхнеюрского песка Frisco City на юго-западе штата Алабама Kelvin B. Hill, Hill Geophysical Consulting, Shreveport, Louisiana, США Gregory J. Halvatzis, Transtexas Gas Corp., Хьюстон, Техас, США

Открытие нефти на месторождении Frisco City Field в 1986 году положило начало новому этапу исследований группы месторождений в верхнеюрской формации Haynesville (округ Monroe, юго-запад штата Алабама) (рис.1). Во втором десятилетии, в состав группы Haynesville вошло до 22 месторождений. Имеются две основные продуктивные площади: Conecuh Ridge на юге округа Monroe и Covington High на юге округа Covington. К настоящему времени, эти месторождения дали приблизительно 22 млн. баррелей нефти и 33.6 млрд. куб. футов газа. Открытия связаны с палеоподнятиями фундамента, которые являются частью структурного тренда фундамента вверх по восстанию в восточной части залива. Коллекторы обнаружены в структурных ловушках, в антиклиналях, ядро которых образовано породами фундамента (basement-cored anticlines), и в антиклиналях, Рис.1. Региональная карта юго-запада Алабамы, показынарушенных сбросами. вающая основные структурные элементы и положение Имеется также сочетание месторождения Frisco City (модификация по Mink и Mancini, 1995). структурной и стратиграфи(1- Система разломов Gilbertown; 2- Прогиб Manila; 3- Система ческой ловушек, где разломов West Bend; 4- Грабен Moblio; 5- Свод Wiggins; 6Haynesville Sand выклиниПоднятие Baldwin; 7- Мексиканский залив; 8- Система разломов Foshee; 9- Поднятие Covington; 10 –Прогиб Conecuh; 11вается на флангах поднятий Комплекс гряды Conecuh) фундамента. Легенда (сверху вниз): Приблизительная граница формации Smackover вверх по восстанию Приблизительная граница формации Louann Salt вверх по восстанию

Arbeit macht frei

11

Свод, гряда фундамента или антиклиналь Разломы, связанные с отложениями соли Продуктивные площади формации Haynesville

С месторождениями Haynesville ассоциированы следующие существенные геологические факторы: • • • •

присутствие нефтематеринских пород Smackover вокруг фланга перспективной структуры трещиноватость и выщелачивание ангидрита Buckner вдоль сводов или флангов палеоподнятий фундамента развитие песчаника с коллекторскими свойствами в формации Haynesville наличие ангидрита или глины, непосредственно перекрывающей формацию Haynesville.

Формация Haynesville (рис.2) может быть разделена на верхнюю пачку (без имени) и нижнюю пачку Buckner, сложенную ангидритом. Формация Haynesville согласно перекрывает формацию Smackover, а в случае ее отсутствия – породы фундамента. В свою очередь, формация Haynesville согласно перекрывается верхнеюрской/нижнемеловой группой Cotton Valley. Продуктивной признана только верхняя пачка Haynesville, которая включает коллекторы Haynesville, Frisco City, Megargel и Baas. Коллекторы Haynesville сосредоточены на гряде Conecuh. Frisco City Sand, наиболее продуктивный из четырех коллекторов (с ним связана добыча на 13 из 22 установленных месторождений Haynesville), представляет собой гравелистый субаркозовыйаркозовый песчаник, от тонкозернистого до грубозернистого, отложенный на своде или на флангах палеоподнятий фундамента. В настоящее время имеется мало согласия по поводу модели осадконакопления Frisco City Sand. Предлагаются следующие условия осадконакопления: (1) отложения разветвленной реки, ассоциированные с аллювиальными конусами выноса; (2) отложения вади; (3) эоловые отложения; (4) отложения мелководного разветвленного фронта дельты; (5) морские отложения разветвленного фронта дельты; (6) отложения приливно-отливных каналов и течений и разветвленной дельты; (8) отложения береговой равнины. Результаты анализа керна свидетельствуют о непостоянстве условий осадконакопления Frisco City Sand, которые могут включать все перечисленные условия. Площадь исследования продуктивных месторождений. По трем месторождениям Frisco City Sand (Frisco City, Southeast Frisco City и East Frisco City) были проведены трехмерные сейсмические работы и исследования скважин. Все месторождения находятся на юге округа Monroe штата Алабама (рис.3). Выбор объясняется тем, что трехмерные сейсмические работы по всем трем эти месторождениям, и необходимостью анализа для объединения усилий в области проектирования извлечения нефти вторичными методами. Основываясь на результатах исследований, мы пришли к выводу, что можем точно прогнозировать

Arbeit macht frei

12

изменение мощности коллектора. Прежде чем перейти к обсуждению, мы кратко представим каждое оцененное месторождение.

Рис.2. Стратиграфия юрских отложений и схематический разрез округа Monroe, штат Алабама.

Рис.3. Структурная карта Frisco City Sand (максимальная пористость 6%) по месторождениям Frisco City, Southeast Frisco City и East Frisco City. Эти месторождения были выбраны для оценки, поскольку все они покрыты трехмерной сейсмической съемкой, а также в связи с объединением усилий в области проектирования извлечения нефти вторичными методами. Основываясь на результатах исследования, мы пришли к выводу. Что можем точно прогнозировать изменение мощности коллектора. (1- Зона отсутствия песка; 2- Отметка, соответствующая максимальной пористости 6% для Frisco City Sand; 3- Границы месторождений; 4- Границы единиц; 5- Истинная вертикальная глубина)

Месторождение Frisco City было открыто в 1986 году скважиной McCullough 1-13#1. Суммарная добыча за 1999 год составила 1 720 161 баррелей нефти и 2.82 млрд. куб. футов газа. В ходе дополнительного бурения были оконтурены две отдельные нефтяные залежи Frisco City Sand: South Frisco City и North Frisco City. Структура Frisco City Sand определена на основании данных трехмерной сейсморазведки и скважинного контроля. Разрез A-A` (рис.4) показывает структурное соотношение этих двух нефтяных залежей.

Arbeit macht frei

13

Месторождение South Frisco City было открыто в 1992 году скважиной Nicolas 8-5#2. В результате последующего бурения были определены две отдельные нефтяные залежи: East Frisco City и West Frisco City. Первая из названных залежей не представляет коммерческого интереса. Из значительно более крупной второй залежи было получено 790 956 баррелей нефти и 1.04 млрд. куб. футов газа. Залежь West Frisco City показана на разрезе B-B` (рис.4). Скважина Byrd 5-3#1, открывшая месторождение East Frisco City в январе 1995 года, показана на структурной карте Frisco City Sand. Это месторождение имеет ограниченное простирание (приблизительно 100 акров); суммарная добыча составляет 166 310 баррелей нефти. Прогнозирование мощности песка и выявление выклиниваний. Успех разведочных работ основывается на прогнозировании изменений мощности Frisco City Sand на исследуемой площади, которая охватывает три месторождения. Последующее обсуждение калибровки сейсмических атрибутов в сочетании с информацией об особенностях осадконакопления и о структуре может быть вынесено за пределы данного исследования. Синтетические сейсмограммы были сформированы для каждой скважины, где имеются данные АК и/или плотностного каротажа. На рис.5 показана синтетическая сейсмограмма по Cobra Oil and Gas Carpenter 7-1#1. Интерпретированы и картированы три оси синфазности отраженных волн: 1) Кровля формации Haynesville (T. HYNS): впадина (обозначена красным цветом), и может быть относительно просто пикирована по площади работ. 2) Маркирующий горизонт – подошва ангидрита Haynesville (B. HVAN/Top Frisco City): геологический маркирующий горизонт, который виден в каждой скважине, но, возможно, является диахронным. Впадина (обозначена зеленым цветом) коррелируется с залегающим ниже ангидритом, который непосредственно перекрывает кровлю интервала Frisco City и обозначает переход от высокого импеданса к низкому. Эта ось синфазности была названа «Кровля песка Frisco City», но это вводит в заблуждение, поскольку на определенных участках песок. 3) Подошва интервала Frisco City (B. FC SD). Этот горб (обозначен темнокрасным цветом) представляет подошву низкоскоростного интервала Frisco City. Хотя отражающая поверхность демонстрирует переход от низкого импеданса к высокому, литология изменяется, представляя изменения от палеозойского фундамента на своде структуры до известняка Smackover на крутых флангах, и до ангидрита Bucker за пределами структуры. Если интерпретация кровли Haynesville в прогибе (рис.6) была не вызывала затруднений, то интерпретация интервала Frisco City (B. HVAN и B. Frisco City) была более проблематичной. Интерпретация выклинивания интервала Frisco City требует построения изохрон в совокупности с анализом огибающей амплитуд. Результатом первоначальной работы, выполненной различными интерпретаторами, стали совершенно различные толкования выклинивания песка Frisco City. Это привело к тому, что многие скважины были пробурены слишком высоко на структуре, где песок отсутствовал. Затем большое количество скважин отклонились вниз по падению, в положение песка в коллекторе. Основываясь на данных трехмерных работ, мы сначала предположили, что структура была наиболее важным элементом ловушек Frisco City Sand. При наличии ре-

Arbeit macht frei

14

зультатов по скважинам, стало ясно, что мощность Frisco City Sand, а также качество песка (чистый песок – глинистый песок) можно прогнозировать, используя относительную амплитуду по отражающей поверхности B. HVAN/T. Frisco City. Относительная амплитуда отражения B.HVAN демонстрирует сильные изменения вокруг структур. Сам интервал Frisco City Sand имеет слишком малую мощность, чтобы образовывать отражающие поверхности на кровле и подошве.

Таблица 1. Соотношение чистого песка Frisco City с пористостью более 6% и относительной амплитуды волны, отраженной от маркирующего горизонта Base Haynesville Anhydrite/Top Frisco City* Скважина

Маркирующий горизонт B.HVAN до подошвы песка (футов)

fc чистого песка с пористостью не менее 6% (футов)

Маркирующий горизонт B.HVAN/Top Frisco City (время)

Маркирующий горизонт B.HVAN/Top Frisco City (относительная амплитуда)

*Согласно нашим наблюдениям, если общая мощность интервала становится менее 70 футов, пористый песок не обнаруживается ни в одной из скважин.

Arbeit macht frei

15

Окончательная интерпретация трехмерных сейсмических данных показана на трех изображениях четырех произвольных профилей. Что касается профиля A (рис.7a), трудно сказать точно, где присутствует палеозойский фундамент и выклинивается Frisco City Sand на изображении методом отклонения. Каждая структура выглядит подругому. На профиле B (рис.7b), прорезание (breach) палеозойского фундамента является очевидным на более Рис.4. Разрез A-A` по месторождению Frisco City Field, покацветных изображениях зывающий нефтяные залежи North и South Frisco City. Разрез B-B` по месторождению Southeast Frisco City показывает относительных амплитуд. нефтяную залежь West Frisco City. Обратите внимание на изменение амплитуды отражающей поверхности Frisco City Sand (зеленая линия). На профиле C (рис.7c), хорошо заметны прерывания интервала Frisco City на изображении огибающей амплитуд. Наконец, на профиле D (рис.7d), мы можем видеть, что если нет непрерывной амплитуды интервала Frisco City по своду структуры (зеленые рамки), Frisco City Sand будет отсутствовать.

Рис.5. Синтетическая сейсмограмма, показывающая увязку скважинных и сейсмических данных.

Arbeit macht frei

16

Рис.6. Карта отражающей поверхности Top Frisco City Sand (B.HVAV – впадина, обозначенная зеленым цветом). Произвольные профили, обозначенные красным цветом, показаны на рис.7.

Анализ резонанса, моделирование и оценка атрибутов. Анализ резонанса импульса, выделенного из данных в юрком интервале (рис.8), показывает максимальную амплитуду на времени 15 мс ( ≈ 75 футов). Лучшая оценка приблизительной длины волны в интервале Frisco City составляет 300 футов. Средняя общая мощность интервала Frisco City Sand составляет около 100 футов; содержание в интервале песка с пористостью более 6% изменяется (Табл.1). Из данных скважинного контроля следует, что если общая мощность интервала становится менее 70 футов, пористый песок не обнаруживается ни в одной из скважин. Двумерное сейсмическое моделирование с применением выделенного импульса и данных ГИС показывает, что изменение относительной амплитуды на отражающей поверхности B.HVAN может быть напрямую связано с наличием или отсутствием песка (рис.9). Модель показывает изменение относительной амплитуды, когда интервал Frisco City поддерживается постоянным (75 футов), и добавляется песчаный клин, где на левой трассе песок отсутствует, а на правой трассе мощность песка составляет 75 футов. Это простая модель клина, когда содержание песка увеличивается от подошвы к кровле. При наличии песка, коэффициент отражения возрастает и дает увеличенную полную амплитуду. Эффекты резонанса также вызывают изменение амплитуды, но при других исследованием с построение модели наблюдалось такое же соотношение между содержанием песка и высокоамплитудным минимумом. Изменение скорости в палеозойских породах имеет место вокруг поднятий фундамента и обусловлено выветриванием. Хотя акустические свойства пород вокруг поднятий фундамента имеются, привязка к скважинам показывает, что интенсивность относительной амплитуды во впадине маркирующего горизонта B.HVAN связана с качеством и содержанием песка. Эффекты настройки отражающих поверхностей B.HVAN и B. FC SD вокруг поднятий фундамента хорошо видны на огибающей амплитуд (рис.7), и позволяют опытному интерпретатору определить выклинивание интервала Frisco City на фоне фундамента. Окончательная структурная интерпретация показана в трехмерном изображении на рис.10. Интенсивность относительной амплитуды B.HVAN/TFC вместе с временной структурой и поднятиями фундамента показана в трехмерном изображении на рис.11.

Arbeit macht frei

17

Рис.7. (a) Профиль A. Выклинивание Frisco City Sand на фланге структуры палеозойского фундамента трудно интерпретировать на изображении методом отклонения (желтые рамки). Каждая структура выглядит подругому. (b). Профиль B. «Прорезание» (breach) палеозойского фундамента более очевидно на цветных изображениях относительных амплитуд, и имеется возможность интерпретации (красная рамка). Обратите внимание на изменение амплитуды отражающей поверхности Frisco City Sand (зеленая линия). (c). Профиль C. Прерывания интервала Frisco City хорошо видны на изображении огибающей амплитуд (зеленые рамки). (d). Профиль D. Если по своду структуры нет выдержанной амплитуды интервала Frisco City (зеленые рамки), Frisco City Sand будет отсутствовать.

Калибровка амплитуды на чистом песке. Картирование интенсивности относительной амплитуды отражающей поверхности B.HVAN/Top Frisco City продемонстрировало изменения амплитуды вокруг структур и показало, что в случае выклинивания амплитуда уменьшается до нуля (рис.12). Отмечено количественное соотношение интенсивности амплитуды с пористостью чистого песка более 6%. Величина относительной амплитуды отражающей поверхности B.HVAN/Top Frisco City была экспортирована в каждую скважину, занесена в крупноформатную таблицу (Табл.1) и построена в зависимости от пористости чистого песка более 6% (рис.13). Можно видеть простую линейную связь между интенсивностью амплитуды и пористостью. Линейная регрессия точек данных показывает, что отношение относительной амплитуды маркирующего горизонта B.HVAN к пористости чистого песка 6% составляет приблизительно 10000, и R2 функции равен 0.7662. Эта линейная функция регрессии была умножена на относительную амплитуду отражающей поверхности B.HVAN/Top Frisco City, полученную по трехмерным сейсмическим данным. Полученная в результате кар-

Arbeit macht frei

18

та показывает пористость чистого песка 6%, рассчитанную по амплитуде сейсмических волн (рис.14).

Arbeit macht frei

18

Рис.8. Анализ резонанса импульса, выделенного из трехмерных сейсмических данных. Анализ резонанса импульса, выделенного из данных по юрскому интервалу, показывает максимальную резонансную амплитуду на времени 15 мс (около 75 футов). Лучшая оценка приблизительной длины волны по интервалу Frisco City составляет 300 футов.

Рис.9. Двумерная сейсмическая модель, показывающая изменение амплитуды с мощностью песка. Используя выделенный импульс и скважинные данные, двумерное сейсмическое моделирование показывает, что изменение относительной амплитуды на отражающей поверхности B.HVAN может быть напрямую связано с наличием или отсутствием песка.

Рис.10. Трехмерное изображение (взгляд направлен на север), показывающее структурную конфигурацию поднятий палеозойского фундамента (темно-красный цвет), с отложениями песка Frisco City вокруг флангов структур.

Arbeit macht frei

19

Заключение. Полная интеграция скважинных и сейсмических данных позволила выполнить подробный количественный анализ площади трех месторождений, покрытой трехмерной съемкой. Картирование интенсивности относительных амплитуд по отражающей поверхности B.HVAN/Top Frisco City может быть использовано для определения мощности чистого песка с пористостью 6% на месторождениях Frisco City, Southeast Frisco City и East Frisco City.

Рис.11. 3D изображение (взгляд направлен на север), показывающее изолинии структуры Frisco Cit Sand с шагом 5 мс; величина относительной амплитуды B. HVAN/ Top Frisco City представлена цветом.

Рис.12. Сейсмическая карта, показывающая изолинии структуры и относительную амплитуду по маркирующему горизонту B. HVAN/ Top Frisco City. Было отмечено качественное соотношение между величиной амплитуды и эффективной пористостью песка 6%.

Arbeit macht frei

20

Этот тип количественного анализа 3D данных позволил лучше понять факторы риска, ассоциированные со структурой, качеством песка, мощностью песка и зрелостью (sourcing) коллектора. В частности, точное прогнозирование изменений мощности коллектора с помощью этого типа анализа позволяет получить детали, касающиеся экономики буровых работ. Во взаимодействии со знанием особенностей осадконакопления и локальной структуры, эту количественную методику можно вывести за пределы исследованных месторождений, и использовать как средство разведки в региональном масштабе, а также на отдельных участках в качестве вспомогательного средства эксплуатации и проектов усовершенствованной добычи на существующих месторождениях Haynesville.

Рис.13. Эффективная пористость песка Frisco City > 6% в функции относительной амплитуды сейсмической волны B. HVAN/ Top Frisco City. До эффективной пористости 6% наблюдается простое линейное соотношение.

Arbeit macht frei

21

Рис.14. Изопахиты для эффективной пористости 6% песка Frisco City, рассчитанные по графику на рис.13.

Многокомпонентная технология: действующие лица, проблемы, применение и основные тенденции

Итоги семинаров James Gaiser и Nick Moldoveanu, WesternGeco, Хьюстон, Техас Colin Macbeth, Heriot-Watt University, Эдинбург, Великобритания Reinaldo Michelena, Pdvsa, Каракас, Венесуэла Simon Spitz, CGG Americas, Хьюстон, Техас, США Летний исследовательский семинар 2000 SEG/EAGE привлек большое количество участников из фирм-подрядчиков (рис.1a). Первые авторы также представляют в основном фирмы-подрядчики (рис.1b); остальные участники и первые авторы равномерно распределены между нефтяными компаниями и академиями. Если эту статистику можно взять как истинную характеристику геофизической общественности, она показывает, что наибольший интерес к многокомпонентной технологии проявляют фирмы-подрядчики. Следует также ожидать, что они выполняют основную часть исследовательских работ. Более 40% статей, представленных на семинаре, связано с обработкой, построением моделей и получением изображения с помощью PS-волн. Это показывает, на что делается основной акцент в исследовании и применении. Меньшее внимание отмечалось в других областях применения многокомпонентной технологии, таких как характеристика литологии, флюидов, трещиноватости и проведении четырехмерных работ. Интересно то, что хотя семинар проводился в центре США, общее количество участников из Европы, Канады и Латинской Америки по посещаемости превысило количество граждан США (рис.1c). Может ли это означать, что интерес к технологии поперечных волн за пределами США выше, чем в самих США? Похоже, что это так, особенно если учесть тот факт, что в настоящее время активность в области регистрации многокомпонентных данных в США ниже, чем в остальном мире, в частности, в Европе. Также заслуживает внимания то, что, как утверждают подрядчики, в течение 1999-2000 гг. понизился уровень достижений и интереса, хотя они не рассматривают технологию как коммерческий успех. Это может говорить о том, что если в ближайшем будущем технология не станет прибыльной для подрядчиков, более половины усилий, предпринятых в мире для ее развития, может пропасть.

Arbeit macht frei

22

Рис.1. Участники семинара в Boise, сгруппированные по профессиональной принадлежности (a), принадлежности первого автора представленных статей (b) и географической области.

Таблица 1. Результаты опроса о применении поперечных волн Геологическая/геофизическая задача

Доказанное

Возможное

Невероятно

% Получение изображения ниже скоплений газа

100

Отображение объектов с низкой отражательной способностью PP-волн

86

14

Оконтуривание литологии: кластические породы

56

44

Повышение разрешающей способности на глубинах менее 1000м

54

40

Характеристика расколов (ориентация и плотность)

46

54

Распознавание флюидов

33

67

Выявление газа на малых глубинах

17

83

Отображение разломов

15

85

Получение изображения ниже отложений соли

14

85

Оценка плотности

12

88

порового

8

92

Характеристика одностороннего давления

8

91

Мониторинг коллектора

4

96

Прогнозирование давления

Выявление потоков воды на малых глубинах

100

4

1

1

Воздержавшиеся

Arbeit macht frei

23

Оконтуривание литологии: карбонатов, эвапоритов

100

Получение изображения ниже базальта

97

3

Получение изображения ниже отложений мела

97

3

Повышение разрешающей способности на глубинах более 1000 м

90

10

Получение изображения в условиях кратных волн

65

22

Газовые гидраты

89

11

Получение изображения сложных структур (шарьяжей)

80

20

Сопротивление при бурении)

64

4

32

55

20

25

пласта

13

(риск

Оценка проницаемости Метан угольных пластов

4

48

48

Цифры показывают процент присутствующих на семинаре, которые выбрали каждую категорию. Детальное определение характеристик применения «доказанное», «возможное» и т.д. приводится в тексте.

Итоги заседаний. Председателям различных заседаний было предложено сообщить, какие темы из числа представленных и/или обсуждаемых выделялись особо. В результате получилась интересная картина того, где мы находимся сейчас с технической точки зрения. Заседание, посвященное стадиям от проектирования до сбора данных – председатели R. Michelena и R. Stewart. Хотя условия морского дна в общем случае характеризуются достоверными данными, необходимо повысить качество данных сухопутных работ. Используя новые сейсмоприемники, сейчас можно получать низкочастотные сейсмические данные, которые весьма важны для вывода упругих свойств пород. Точечные сейсмоприемники (point receivers) предпочтительнее расстановок сейсмоприемников с точки зрения азимутальной характеристики и для вывода статических поправок. Информация в широком диапазоне азимутов, которая обеспечивается группами сейсмоприемников с определенной геометрией, требуется для обработки данных, получения изображения и анализа анизотропии. Имеются коммерческие программные средства для проектирования работ методом обменных волн. Заседание, посвященное полевым примерам – председатели P. Cary и D. Ebrom. Обменные волны могут помочь при интерпретации изменений флюидов и литологии, и их анализ AVO может выявить водные потоки на малых глубинах. Геотехнические измерения методом поперечных волн можно сочетать с работами методом отраженных обменных волн. Для анализа и устранения эффектов двойного лучепреломления поперечных волн, изменяющегося в пространстве и во времени, имеются различные методы обработки. Иногда для

Arbeit macht frei

24

объяснения явления двойного лучепреломления на глубине необходимо применять методику удаления слоев. Заседание, посвященное оценке скорости и построению моделей – председатели R. Garotta и S. Ronen. Широкое признание получила идея независимой обработки положительных и отрицательных выносов. При построении скоростной модели не может быть игнорирована полярная анизотропия. Неясно, является ли построение модели более простым для SS-волн, нежели для обменных PS-волн. В общем случае, нам следует понять, почему многокомпонентная технология не стала финансовой удачей для подрядчиков, несмотря на доказанный успех. Заседание, посвященное 3-C AVO и инверсии – председатели R. Benson и R. Van Dok. Плотность пород, слагающих разрез, можно оценить, сочетая данные PP- и PS-волн. Используя 3-C AVO, можно отделить эффекты давления от эффектов флюидов. Высокоразрешающие оценки отношения VP/VS можно получить, дополняя амплитудами информацию о времени пробега. Совместная инверсия данных PP- и PS-волн более устойчива, нежели независимая инверсия. Заседание, посвященное обработке данных метода обменных волн – председатели J. Gaiser и P.Y. Grander. Опыт показывает, что существенной проблемой является вывод статических поправок в методе поперечных волн, поскольку они, как правило, превышают статические поправки для P-волн и отличаются от них. Кроме того, статические поправки в методе поперечных волн могут оказывать сильное воздействие на средние величины VP/VS, γ 0 и азимутальную анизотропию в верхней части разреза. Несмотря на то, что в общем случае принято, что определение γ 0 или согласование эквивалентных осей синфазности PP- и PS-волн должно выполняться на стадии получения изображения или фокусировки, признается, что это следует делать как можно раньше – для ввода статических поправок. PP- и PS-волны должны быть согласованы не только для целей обработки, но и для целей интерпретации и характеристики коллектора. Если перекрывающим отложениям свойственна азимутальная анизотропия, между быстрыми и медленными поперечными волнами могут существовать временные сдвиги на величину статической поправки, которые приводят к проблемам при удалении слоев вблизи поверхности. Участникам семинара были представлены два набора данных: профиль Gulf of Mexico Mahogany 4-C 2-D (с разрешения Шлюмберже) и профиль East Texas Caddo 3-C 2-D (с разрешения Mitchell Energy). Хотя эти наборы данных запросили более 20 групп по всему миру, только четыре из них представили результаты по Mahogany 4-C и три группы – по Caddo 3-D. Это свидетельствует об общем недостатке соответствующих программных средств и опыта обработки данных метода PS-волн. Заседание, посвященное литологии и флюидам – председатели D. Lawton и C. MacBeth. Среди выгод многокомпонентных съемок при четырехмерных исследованиях можно назвать разделение эффектов насыщения и давления в изотропных анизотропных случаях, оценку изменений плотности в поле напряжений внутри коллектора и за его пределами и прогнозирование порового давления. В верхней части разреза, вертикальная разрешающая способность, обеспечиваемая PS-волнами, в общем случае выше, чем разрешающая способность, которая обеспечивается PP-волнами; глубина точки одновременного прихода прямой и преломленной волн составляет около 1000 м. Больших усилий требует оценка/интерпретация затухания PP- и PS-волн. Интерпретаторам необходимы доверительные пределы параметров, оцененных по данным PS-волн. Многокомпонентная технология может быть применена для решения задачи изоляции CO2 и другого кислого газа (например, метана).

Arbeit macht frei

25

Необходимо лучшее понимание амплитуд PS-волн, поскольку иногда мы наблюдаем большие амплитуды PS-волн на меньших выносах, чем следует из теории. Заседание, посвященное поиску лучшего изображения во времени и в глубине – председатели W. Goodway и N. Moldovenau. Можно улучшить качество изображения под отложениями соли с применением буксируемых кос, идентифицируя энергию обменных волн; моделирование может помочь в определении типа присутствующих обменных волн. Если скорости и изображения, полученные по данным PP- и PS-волн, различаются только вследствие общего смещения, обусловленного незначительными изменениями скорости поперечных волн в верхней части разреза, такое смещение следует устранить до скоростного анализа и миграции. Вертикальное изменение отношения VP/VS оказывает меньшее влияние на общую точку преобразования (common conversion point – CCP), нежели дисперсия, обусловленная поперечной анизотропией с вертикальной осью симметрии. Получение изображения обменных волн во времени можно улучшить путем более точного определения приращения и параметров биннинга. 2.5-D миграция глубин с углом рассеяния PP- и PS-волн (2.5-D PP and PS scattering angle depth migration) в слабых поперечноизотропных средах с вертикальной осью симметрии, и трехмерная миграция глубин перед суммированием с применением цикла Deregowski относятся к алгоритмам, предложенным совсем недавно. Сложные трехмерные упругие модели (аналогичные моделям SEG/EAGE) необходимы для понимания пространственных/временных ошибок, чувствительности различных последовательностей миграции глубин перед суммированием и ошибок определения положения CCP. Опрос о применении поперечных волн. На последнем заседании под председательством S. Spitz и L. Thomsen, которое носило характер дискуссии, участникам было предложено путем голосования высказать свое мнение о том, могут ли многокомпонентные технологии решать множество геологических задач, которые представляют интерес для нефтяной промышленности. По каждой проблеме можно было выбрать один из следующих вариантов ответа: Доказанное: Пункты, попадающие в эту категорию, четко продемонстрировали свою состоятельность в нескольких географических районах, и можно ожидать успех в других географических районах. Возможное: Синтетические и/или предварительные полевые данные показывают, что в течение последних пяти лет пункты, попадающие в эту категорию, будут продемонстрированы с приведением многочисленных полевых примеров. Невероятно: Успех пунктов, которые попали в эту категорию, неправдоподобен. Воздержавшиеся: Участник незнаком с проблемой или у него не сложилось мнение об успехе. На семинаре не представлены примеры применения многокомпонентной технологии для решения этих задач. В таблице показан процент опрошенных участников семинара. Большинство участников считает, что получение изображения ниже скоплений газа, отображение объектов со слабой отражательной способностью PP-волн, оконтуривание кластических пород и повышение разрешающей способности на малых глубинах – это задачи, при решении которых многокомпонентная технология доказала свою эффективность. Около половины участников полагают, что данная технология с успехом может быть использована для характеристики трещиноватости. 15% участников считают, что другими областями успешного

Arbeit macht frei

26

применения многокомпонентной технологии являются: различение флюидов, выявление газа на малых глубинах, получение изображения разломов, невидимых с помощью общепринятых данных PP-волн. Будущие области исследования. Согласно мнению участников семинара, должно увеличиться количество специалистов, активно применяющих многокомпонентную технологию, и желательно правильное представление следующих областей: Сбор данных. Регистрация в широком диапазоне азимутов, точность установки каждого сейсмоприемника по мере их развертывания, аппаратное обеспечение (сейсмоприемники, акселерометры, косы), источники поперечных волн для морских работ, схема регистрации, стандарты SEG для многокомпонентных данных, свойства пород в верхней части разреза (глубина менее 200 м). Обработка. Вывод статических поправок для PS-волн, оценка поперечных волн, получение изображения методом PS-волн, точный биннинг в методе PS-волн, ослабление кратных волн в методе обменных волн, получение изображения глубин, обработка и контроль качества на борту, влияние анизотропии (симметрии высокого и низкого порядка) на обработку и интерпретацию данных PS-волн. Интерпретация. Корреляция данных PP- и PS-волн, совместная инверсия данных PP- и PS-волн с точки зрения упругих параметров, специальные средства интерполяции трехкомпонентных данных, трехмерное упругое прямое моделирование, оценка неточности параметров, выведенных по данным PP- и PS-волн. Следует привлекать скважинные сейсмические данные, данные ГИС, керн и другую геологическую информацию, которая обеспечивает значительную помощь в обработке и интерпретации данных поперечных волн. Кроме того, участники обсудили необходимость доступности набора данных для промышленности, чтобы улучшить наше понимание в этих областях. Bill Goodway из Pan Canadian предложил как вариант набор многокомпонентных данных из Weyburn Field. В качестве альтернативы, были рассмотрены наборы синтетических данных, в которых известна модель глубин. Новое начало? О семинаре было объявлено в вопросительной форме: «Недавний прогресс в технологии поперечных волн: новое начало?»; ответ подсказывается в свете записок семинара. Почему появился такой заголовок? Основная часть опытных специалистов в этой области прошла несколько циклов заинтересованности в многокомпонентной технологии – от данных сухопутных работ в начале 80-х годов до работ преимущественно в дальней зоне, что имеет место сегодня. Естественно связать эту цикличность с текущим интересом и спросить, имеется ли что-либо такое, что отличается от происходящего сегодня. В прошлом, в многокомпонентной технологии как в сейсмическом методе наблюдался незначительный прогресс, поскольку источники поперечных волн недопустимо дороги для большей части бюджетов, предназначенных для разведки и характеристики коллекторов. Кроме того, разрешающая способность данных SS-волн часто не соответствует требованиям. Хотя экономические выгоды и величина S/N технологии PS-волн сделала текущий цикл выполнимым, их недостаточно для того, чтобы обеспечить подрядчикам экономический успех. Многие нефтяные компании отказываются инвестировать новые технологии, пока не будет доказана их эффективность, и тем самым возлагают всю тяжесть

Arbeit macht frei

27

затрат на плечи подрядчиков. Раньше нефтяные компании вкладывали капиталы в развитие новых технологий (например, 3-D), но при текущих ценах доступ к их ресурсам закрыт. Тем не менее, семинар в Boise показал, что новое поколение деятельности характеризуется несколькими областями успешного применения. Наш опрос о применении поперечных волн свидетельствует о следующем: большинство участников семинара соглашаются, что дальнейшее использование многокомпонентной технологии станет реальностью в ближайшем будущем; в частности, в некоторых ключевых областях описания коллектора. Действительно, на семинаре чувствовался оптимизм по поводу устойчивого развития многокомпонентной технологии (поперечных волн), и что текущий цикл отмечает новое начало. Хотя потенциал данной технологии велик, предстоит проделать много работы, прежде чем она станет жизнеспособной (с финансовой точки зрения), как для подрядчиков, так и для нефтяных компаний.

Сопоставление различных стратегий построения скоростных моделей и отображения реальных данных PP- и PS-волн Ariane Herrenschmidt, Pierre-Yves Granger и Francois Audebert, CGG, Massy, Франция Constantin Gerea, Gisele Etienne и Alexandre Stopin, Institut Francais du Petrole Mathias Alerini, Soazic Lebegat и Gilles Lambare, Armines Philippe Berthet, Serge Nebieridze и Jean-Luc Boelle, TotalFinaElf Exploration Production

В 1999 году, набор двумерных/четырехкомпонентных (2-D/4-C) данных, полученных с помощью донной косы на месторождении Mahogany (Мексиканский залив), был представлен на исследовательском семинаре SEG-EAGE с целью проверки реальности применения обменных волн для получения изображения под солевым диапиром. Мы показываем и обсуждаем результаты, которые дали несколько методов получения изображения (одни во временной области, другие в области глубин), примененных к полям PP- и обменных PS-волн, упоминаемых также как C-волны. После обзора стандартного подхода во временной области (DMO, биннинг общих точек преобразования или CCP, суммирование после поправки за нормальное приращение и обработка после суммирования), мы рассмотрим более утонченные подходы. Начнем с методов, которые наблюдения в области немигрированного времени, инверсию скоростей суммирования и инверсию пикированного времени пробега перед суммированием. Обзор заканчивается методами, которые используют наблюдения в мигрированной области, анализ скорости миграции с применением миграции времен перед суммированием и анализ скорости с применением миграции глубин перед суммированием. Набор многокомпонентных двумерных данных Mahogany ориентирован с востока на запад, и был получен с помощью полуторакилометровой четырехкомпонентной косы при почти постоянной глубине воды 118 м (рис.1). Максимальный вынос составляет 11.5 км. Длина записи – 10 секунд при шаге дискретизации 2 мс. Профиль был отстрелян по вертикали над сейсмоприемниками; направление профиля выбрано так, чтобы минимизировать трехмерные эф-

Arbeit macht frei

28

фекты. Необработанные сейсмограммы ОПВ показывают, что PP-волны регистрировались в основном на компонентах P (давление) и Z (вертикальных компонентах). PS-волны регистрировались преимущественно на компоненте X (горизонтальной компоненте, ориентированной по профилю). Иногда предпринимались шаги обработки, специфичные для регистрации OBC (ocean-bottom cables – донные косы) – компенсация согласования между сейсмоприемниками и морским дном с учетом поверхностных условий, суммирование P-Z для PPволн и статические поправки в точке приема при средней длине волны для PSволн с целью учета чрезвычайно низкой скорости S-волн в верхней части морского дна. Полярность положительных выносов была перевернута для получения записей компоненты X с радиальной полярностью (radial polarity Xcomponent gathers) (нижнее изображение на рис.1). Дополнительно была выполнена высокочастотная фильтрация и приведение к нуль-фазоаому разрезу (рис.2).

Рис.1. Расстановка для регистрации двумерных четырехкомпонентных данных на месторождении Mahogany. Для получения хорошей суммы во временной области мы применили стандартный анализ скоростей ОГТ. Первый шаг скоростного анализа с обменными волнами – биннинг CCP, который требует грамотной оценки γ 0 – отношения вертикальных скоростей P- и S-волн. Это отношение отличается от γ eff , т.е. отношения, которое определяет правильное определение положения осей синфазности, если среда является слоистой или анизотропной. Следует учитывать различие этих двух величин. К данным PP- и PS-волн применяется клас-

Arbeit macht frei

29

сическая последовательность стандартной обработки данных P-волн (анализ скоростей ОГТ и DMO). Для данных PS-волн дополнительным шагом является оценка γ eff путем горизонтальной корреляции между суммами DMO с положительными и отрицательными выносами. Полученные функции скоростей PP- и PS-волн обеспечивают оптимальные суммы, пригодные для миграции времен после суммирования. Эта миграция выполняется с применением поля скоростей, выведенного по скоростям ОГТ и γ eff . Вертикальная корреляция между интерпретированными мигрированными во времени суммами PP- и PS-волн дает оценку γ 0 . На рис.3 дается сравнение мигрированных во времени изображений PP- и PS-волн после растяжения, соответствующего окончательной функции γ 0 . При наличии горизонтального изменения скорости, изображения PP- и PS-волн во временной области показывают существенные противоречия, которые могут быть разрешены только в области глубин. Однако результаты интерпретации времен пробега PP- и PS-волн и скорости суммирования, полученные после обработки во временной области, могут подаваться на вход совместной инверсии данных PP- и PS-волн в области глубин. Горизонты пикируются в мигрированной во времени области на разрезах PP- и PS-волн, и демигрируются с целью формирования времени пробега T0 при нормальном падении. Весьма важной является идентификация горизонтов PP- и PS-волн. Томографическая инверсия, выполненная с применением программных средств SuperDix/Figaro (TFE), выявляет набор скоростей P- и S-волн (рис.4,5,6) и параметров анизотропии, которые объясняют скорости суммирования и пикированные времени пробега при нормальном падении на сейсмограммах PP- и PS-волн.

Рис.2. Предварительная обработка радиальной горизонтальной компоненты (Mahogany). К записи ОТП применено внешнее обнуление.

Arbeit macht frei

30

Рис.3. Изображение суммы, исправленной за нормальное приращение и наклон в области времен. Миграция времен после суммирования со скоростями суммирования и оцененное изображение PPволн (слева) и PS-волн (справа). Правое изображение растянуто по вертикали в соответствии с функцией

γ0.

Томографическая инверсия времен пробега перед суммированием. Томография времен пробега перед суммированием является мощным средством построения скоростной модели, и позволяет нам последовательным образом учитывать классические данные PP-волн и данные обменных волн. Она отличается от инверсии скоростей суммирования; томография времен пробега перед суммированием не предполагает гиперболическое приращение, которое характеризуется временем пробега и скоростью суммирования при нормальном падении, а оперирует точным, вероятно, сложным приращением интерпретированных годографов. В данном полевом примере мы используем программные средства томографии отраженных волн Jerry, которые разработаны проектом консорциума KIM в IFP. Это средство использует блоковую модель разреза, где пластовые скорости P- и S-волн и геометрия границ раздела параметризуются B-сплайнами. Построение лучей представляет собой легко адаптируемый метод изгибания. Времена пробега перед суммированием пикируются при интерпретации в области времен перед суммированием. Согласно реализации, совместная инверсия времен пробега PP- и PS-волн предполагает, что отражение PP-волн и образование обменных PS-волн происходят на одной и той же границе раздела (образование пары осей синфазности). Как следствие, пикинг времен пробега должен выполняться на осях синфазности, которые четко идентифицируются на обоих типах данных. В зависимости от качества данных, идентификация, образование пар и пикинг осей синфазности PP- и PS-волн могут оказаться весьма сложными в области немигрированных времен. В такой ситуации, мы используем метод SMART, разработанный в IFP, чтобы построить или завершить базу данных времен пробега кружным путем через область глубин. Когда имеются времена пробега, применяется особая технология для поиска полной скоростной модели разреза (т.е. скоростей P- и S-волн, геометрии границ раздела): 1) Инверсия данных PP-волн для поиска скорости P-волн и геометрии границ раздела.

Arbeit macht frei

31

2) Инверсия данных PS-волн для поиска скорости S-волн. 3) Инверсия данных PP- и PS-волн для поиска скоростей P- и S-волн и геометрии границ раздела. В качестве исходной модели в шаге 1 может быть взята постоянная скорость и плоская граница раздела. Исходной моделью шагов 2 и 3 является модель, полученная на предыдущем шаге. Мы применили эту методологию к набору данных Mahogany. В верхней части, пикинг и образование пар были легко выполнены во временной области. Напротив, кровлю соляных отложений сложно интерпретировать в этой области (это относится к данным PP- и PS-волн). Из-за сложности геометрии кровли соляных отложений, в данных присутствуют многочисленные утроения. Здесь качество данных, особенно данных PS-волн, низкое. Следовательно, для обращения к временам пробега PP- и PS-волн от кровли соляных отложений, мы используем метод SMART, т.е. двигаемся кружным путем через область глубин. Мигрированные изображения Кирхоффа (использованы все выносы от – 2.5 км до 2.5. км), полученные с применением окончательных моделей скоростей P- и S-волн, показаны на рис.7 (PP-волны) и рис.8 (PS-волны). Центром изображений является кровля соляного тела. Синяя линия на изображении PSволн представляет след отражения от кровли соляного тела на разрезе PPволн. За исключением правой части кровли изображении PS-волн, картины вполне согласуются между собой. Эти результаты показывают осуществимость совместной томографии данных PP- и PS-волн, и способность нашего средства давать сопоставимые изображения PP- и PS-волн. Последующие работы включат инверсию подошвы соляного тела и влияние анизотропии.

Рис.4. Томографическая инверсия скоростей суммирования, модель Vp. Получено по инверсии скоростей суммирования PP-волн без ввода анизотропии.

Стереотомография. Стереотомография представляет собой метод, предложенный Ecole des Mines для оценки макромоделей скоростей по данным МОВ, и требует пикинга локально связных осей синфазности в кубе данных перед суммированием. Эти оси синфазности характеризуются наклонами. Пикированные времена пробега и наклоны образуют грани (facets) в области немигрированных времен. Локальный пикинг легко может быть автоматизирован, при условии, что кратные отраженные волны или преломленные волны идентифицированы. Нет необходимости присоединять оси синфазности к определенному множеству интерполированных отражающих поверхностей. Следовательно, можно обойти проблему совместной идентификации отраженных P- и S-волн по выбранным границам раздела. Это, а также возможность иметь дело со скоростями, неоднородными в латеральном направлении,

Arbeit macht frei

32

Рис.5. Томографическая инверсия скоростей суммирования; изображение мигрированных глубин перед суммированием для PP-волн. Получено после томографической инверсии скоростей суммирования PP-волн без ввода анизотропии.

делает стереотомографию многообещающим методом совместной оценки макромоделей P- и S-волн по сейсмическим данным OBC. Мы применили стереотомографию к набору данных Mahogany с целью оценки модели скоростей P-волн, используя только вертикальную составляющую данных. Были задействованы только первые 3000 м положительных выносов. На рис.9 показана модель VP. Наклонные полосы (dip bars) (грани в мигрированном положении) наложены одна на другую. Они соответствуют миграции в модели глубин 4000 локально связных осей синфазности (граней в области немигрированных времен), которые были автоматически пикированы в кубе входных данных.

Рис.6. Томографическая инверсия скоростей суммирования; изображение мигрированных глубин перед суммированием для PS-волн. Получено после томографической инверсии скоростей суммирования PS- и PP-волн без ввода анизотропии.

Законченная стереотомография для осей синфазности PS-волн еще не реализована. Вместо этого мы получили одномерную функцию для величины γ 0 , которая связывает модель скорости S-волн со стереотомографической моделью скорости P-волн путем итеративного сглаживания записей общей точки отражения PS-волн. На рис.10 показано окончательное мигрированное изображение PP-волн. Анализ скоростей миграции времен перед суммированием и получение изображения. В отличие от инверсии времен пробега, скоростной анализ, основанный на миграции (MVA), базируется на прямом исследовании P-волн и приращений годографов отраженных PS-волн в области времен или глубин перед суммированием, и использует итеративную миграцию перед суммированием для получения скоростей миграции в упругой среде. Для полного представления скоростей миграции P-волн и PS-волн в анизотропной (VTI) среде, требуется оценка пяти эффективных (т.е. средних) параметров скорости. Три из них (TP0, VP2, η ) могут быть определены путем анализа негиперболической скорости P-волн с использованием информации о приращении для короткой и длинной расстановок. TP0 – вертикальное время, VP2 определяет скорость ОГТ для короткой расстановки при горизонтальной отражающей поверхности, а η обозначает эффективный параметр неэллиптичности (anellipticity). Все эти параметры описывают поведение негиперболического приращения P-волн в области времен перед суммированием. Два оставшиеся параметра (отношения вертикальных и кажущихся скоростей

γ0

и

γ eff )

могут быть получены путем ана-

лиза скоростей миграции на данных PS-волн при аппроксимации короткой расстановкой, или, с другой стороны, путем сопоставления суммарных разрезов PP- и PS-волн после идентификации соответствующих осей синфазности. Для анализа скоростей миграции PP-волн, мы выполнили общепринятый анализ скоростей ОГТ вдоль сейсмического профиля, с целью получения исходной скоростной модели для миграции времен перед суммированием. При

Arbeit macht frei

33

первом шаге перебора VP2 найдены правильные скорости кинематической поправки для сглаживания отражений P-волн при короткой расстановке на выборке общих изображений (common image gather – CIG). Затем, увеличивая выносы, выполняем перебор параметра η , который определяет негиперболическое приращение отраженных P-волн в CIG. В результате, мы формируем хорошо сфокусированное изображение мигрированных времен перед суммированием для PP-волн. При анализе скоростей миграции данных PS-волн, мы сталкиваемся с хорошо известными трудностями, которые связаны с асимметричной траекторией обменных волн. Последнее означает, что общепринятые средства миграции глубин перед суммированием и скоростного анализа, разработанные для отраженных PP-волн, не могут быть непосредственно применены к PS-волнам. Проблемами являются перемена полярности на малых выносах, рассеяние точек отражения и вызванная наклоном асимметрия приращения PS-волн по отношению к нулевому выносу в сейсмограммах ОСТ и CIG. Приращение отраженных PS-волн при короткой расстановке в области времен перед суммированием определяется двумя эффективными параметрами: скоростью ОГТ для горизонтальной отражающей поверхности (VC2) и отношением кажущейся скорости P-волн к кажущейся скорости S-волн ( γ eff ). Параметр VC2 характеризует

кривизну волнового фронта PS-волн при падении, близком к вертикальному для горизонтальной отражающей поверхности, а параметр

γ eff

задает истинное

положение точки преобразования в поперечно-изотропной слоистой среде с вертикальной осью симметрии (VTI), и ответствен за наклон приращения PSволн при падении, близком к вертикальному в присутствии падения. Для падающей отражающей поверхности, ошибка определения

γ eff

дает асиммет-

ричную форму остаточного приращения PS-волн в мигрированной выборке CIG. Основываясь на уточненной модели скоростей PP-волн и учитывая первую оценку отношений скоростей P- и S-волн ( γ 0 и

γ eff ),

мы выполняем процесс

противомасштабирования (counter-scaling) между скоростями P- и S-волн. Таким образом, мы формируем правильные значения

γ eff ,

удаляя асимметрич-

ную

Рис.7. Томографическая инверсия времен пробега перед суммированием. Сумма после миграции для данных PP-волн. Модель скорость-глубина для PPволн была определена путем томографической инверсии пикированных времен пробега PP- и PSволн перед суммированием.

составляющую приращения отраженных PS-волн в выборках CIG. Далее, для получения лучших скоростей приращения при короткой расстановке, выполняется процедура комасштабирования (coscaling), путем сглаживания симметричного остаточного приращения в выборках CIG. В третьем шаге, мы разыскиваем эффективный параметр неэллиптичности, который сглаживает приращение при длинной расстановке в выборке CIG для PS-волн. Трехшаговая методология дает оптимальным образом сфокусированное изо-

Arbeit macht frei

34

Рис.8. Томографическая инверсия времен пробега перед суммированием. Сумма после миграции для данных PS-волн. Модель скорость-глубина для PSволн определена путем томографической инверсии пикированных времен пробега PP- и PS-волн перед суммированием. Отпечаток кровли соляных отложений на изображении PP-волн представлен синей линией на изображении PS-волн. Изображения совпадают за исключением правой части кровли.

бражение PS-волн после миграции времен перед суммированием. Последний шаг, используемый в промышленности в настоящее время, заключается в вертикальном согласовании отражений PP- и PS-волн в суммах после миграции с целью вывода средних величин отношения вертикальных скоростей P- и S-волн ( γ 0 ).

Рис.9. Модель скорости Vp, определенная путем стереотомографии с использованием только данных PP-волн. Наложенными являются грани, пикированные в данных перед суммированием в их положениях мигрированных глубин.

Рис.10. Изображение компоненты PP-волн, мигрированное по глубине перед суммированием, которое использует стереотомографическую модель на рис.9.

Arbeit macht frei

35

Рис.11. Миграция времен перед суммированием данных PP-волн.

Рис.12. CIG для PP-волн на ОГТ 794 до (слева) и после (справа) скоростного анализа, основанного на миграции.

Мы применили эту технологию для построения эффективной модели скоростей в упругой анизотропной среде с целью получения изображения вертикальной (P) и горизонтальной (PS) составляющей набора данных Mahogany в области времен перед суммированием. На рис.11 показан разрез, мигрированный во времени перед суммированием для данных PPволн. Слева на рис.12 показана CIG для PP-волн, выведенная с использованием начальной модели, которая получена в результате общепринятого анализа гиперболических скоростей с одним параметром. Справа можно видеть эту же CIG после скоростного анализа, основанного на миграции с двумя параметрами (Vp2, η ) На рис.13 показано изображение, мигрированное во времени перед суммированием для PS-волн, полученное с применением уточненной скоростной модели после выполнения процессов «противомасштабирования»

(для γ eff )

и

«ко-

масштабирования» (для Vc2). Сравните этот результат с мигрированными во времени разрезами после суммирования для PS-волн (рис.3). Применение методики миграции времен перед суммированием для PS-волн позволяет лучше отобразить восточный фланг соляного силла. Рис.14 представляет две выборки CIG для PS-волн до (слева) и после (справа) анализа скоростей миграции. Левая выборка соответствует данным PS-волн, мигрированным с применением скоростной модели для PP-волн и в предположении постоянных величин γ 0 и

γ eff . Асимметричный характер изме-

нения приращения вблизи времени 2.73 мс указывает на неправильную величину

γ eff . Выборка справа демонстрирует псевдогоризонтальные отражения на

кровле и подошве соляного силла, подтверждая более точную оценку упругой модели скорости миграции, рис.14, величина

γ eff

γ eff

и Vc2 (рис.15). Отметим, что в правой части

(отношение вертикальных скоростей P- и S-волн) пред-

полагается неизменной и равной 3 в горизонтальном и в вертикальном направлениях.

Arbeit macht frei

36

Анализ скоростей миграции глубин и получение изображения перед суммированием. Скорость миграции данных PP- и PS-волн, основанная на миграции глубин перед суммированием, разделяет множество общих свойств с миграцией, основанной на миграции времен перед суммированием. Мы выражаем проблему определения скорости при короткой расстановке как наблюдение и учет пяти эффективных параметров за пределами (Fp, Tp, Fc, Tc, γ 0 ,

γ eff ). Эти

эффективные параметры тесно связаны с параметрами, описанными в анализе скоростей миграции времен перед суммированием. Fp – это произведение Vp2 и Tp (вертикальное время P-волны), а Fc – произведение Vc и Tc;

γ eff

и γ 0 - то

же самое, что при анализе скоростей миграции времен перед суммированием. Причиной этого незначительного изменения параметров является то, что сейчас Fp, Tp, Fc и Tc являются интегральными величинами (а

γ eff

и γ 0 – отноше-

ния интегральных величин), что приводит к удалению слоев через миграцию глубин перед суммированием. Таким образом, анализ скоростей миграции глубин перед суммированием делает возможным уточнение одного слоя за другим, где предположения локально однородной изотропии приемлемы в первом приближении. Путем удаления слоев, эффективные параметры (т.е. глобальные интегральные величины), наблюдаемые на поверхности, преобразуются в локализованные или «интервальные» величины, которые должны наблюдаться на кровле текущего слоя. Ключевым моментом методологии остается (для каждого слоя) раздельный анализ скоростей PP- и PS-волн при короткой расстановке. Последовательность анализа скоростей миграции для PP-волн является классической и сходной с последовательностью при миграции времен перед суммированием. Особенность нашей методологии состоит в том, что модель скоростей PP-волн будет использована только как начальная оценка в анализе скоростей PS-волн. Для анализа скоростей миграции PS-волн, при уточнении пары моделей скоростей P- и S-волн, специфичных для PS-волн, мы используем только данные PS-волн. Эта методика, «самофокусирование PS-волн» посредством CCPScan (метод CGG), основывается на удовлетворении двум критериям. Первый критерий – разрешение «кривизны» приращения при короткой расстановке в рассматриваемой сейсмограмме CCP (которая является эквивалентом CIG), в области глубин, мигрированных перед суммированием. Это равнозначно определению правильного параметра Fc, который определяет кривизну нормального приращения PS-волны при короткой расстановке. Чтобы выполнить перебор Fc, мы вносим отклонение одновременно в скорости P- и S-волн таким образом, что отношение интервальных скоростей сохраняется (это называется комасштабированием (coscaling) скоростей P- и S-волн, и представляет собой тот же процесс, что и анализ скоростей миграции времен перед суммированием). Второй критерий: мигрированные выборки и изображения PS-волн должны удовлетворять условию истинной точки CCP. Благодаря миграции глубин перед суммированием, точка «преобразования» будет отображена для каждого выноса в положении, которое согласуется с текущей парой моделей скоростей P-и S-волн. Поскольку параметр

γ eff

контролирует правильное позиционирование

точки преобразования по горизонтали, мы проверяем его, измеряя ошибку определения положения по горизонтали между изображениями различных выносов. Выполняя взаимную корреляцию в горизонтальном направлении, мы измеряем пространственную связность между взаимными изображениями положительных и отрицательных выносов. Вместо того, чтобы проверять правильность

Arbeit macht frei

одной текущей величины

37

γ eff , мы выполняем перебор множества этих величин,

отклоняя отношение скоростей S- и P-волн; параметр фокусировки Fc остается без изменений. Этот процесс представляет собой противомасштабирование (counter-scaling), уже упоминавшееся для анализа скоростей миграции времен перед суммированием. Применяя оба критерия в текущем слое, пару моделей скоростей P- и S-волн, специфичных для PS-волны (рис.16), которая формирует оптимальным образом сфокусированное (на короткой расстановке) изображение миграции глубин перед суммированием для PS-волны (рис.17).

Рис.13. Миграция времен перед суммированием для PSволн.

Рис.14. Выборка CIG для PS-волн на ОГТ 794 до (слева) и после (справа) анализа скоростей миграции.

Затем независимые результаты анализа скоростей PP- и PS-волн сопоставляются на стадии совместного определения глубин (codepthing). Мигрированные оси синфазности PP- и PS-волн должны быть совместно идентифицированы или коррелированы – задача, которая может быть трудновыполнима в сложных случаях. Модели скоростей P- и S-волн, которые отвечают всем критериям для PP- и PS-волн до общей глубины, должны учитывать γ 0 , отношение вертикальных времен Ts и Tp. В свою очередь, соблюдение всех критериев до общей глубины даст информацию об анизотропии. Наконец, для окончательного подбора скоростей P- и S-волн и параметров анизотропии, вводится информация, соответствующая длинной расстановке.

Arbeit macht frei

38

Рис.15. Эффективные (т.е. средние) скорости ОГТ при короткой расстановке данных P-волн (слева) и обменных волн (справа).

Заключение. Здесь представлен широкий ряд методик, предназначенных для обработки данных обменных волн; приводится обсуждение с целью продемонстрировать преимущества и недостатки каждой методики. Обработка в области времен после суммирования Рис.16. Скорость P-волн (слева) и скорость S-волн (справа). может быть использована для данных PS-волн общепринятым способом для получения интерпретируемых результатов, когда изменения скорости в горизонтальном направлении не особенно важны. Эта методика может быть усовершенствована с помощью подхода, основанного на использовании времен перед суммированием, где модели скоростей, включающие анизотропию, оцениваются в итеративном режиме после сглаживания в CIG осей синфазности PP- и PS-волн. Тем не менее, противоречия между изображениями положительных и отрицательных выносов, и необходимость увязки данных PP- и PSРис.17. Окончательное изображение миграции глубин перед волн в одной и той же обсуммированием со всеми выносами (вверху). Сейсмограмма ласти, заставляют нас общих точек отражения от 0 до 6000 м; классы выносов выбрать подход, основанимеют ширину 150 м. ный на использовании глубин. Первая методика, основанная на инверсии скоростей суммирования, быстрая и простая в обращении, использует результаты работы (обработки и интерпретации), выполненной в области времен. Кроме того, она может учитывать данные об анизотропии и скважинную информацию. Тем не менее, первая методика требует образования пар осей синфазности PP- и PS-волн и надежных скоростей суммирования. Она может обеспечить первую оценку для других методов. Томографическая инверсия времен пробега перед суммированием

Arbeit macht frei

39

также была опробована и успешно использована в условиях, когда из-за высокой сложности получаются ненадежные скорости суммирования. Стереотомография, основанная на полностью автоматическом пикинге, дает весьма привлекательные результаты. С одной стороны, этот метод не нуждается в образовании пар осей синфазности для определения моделей скоростей P- и S-волн. С другой стороны, он не учитывает анизотропию, которая необходима для обеспечения правильного позиционирования по глубине. Наконец, подход, основанный на самофокусировке PP- и PS-волн, должен дать нам возможность уточнять модели глубин с учетом анизотропии и изменений скорости в горизонтальном направлении. Здесь требуется образование пар осей синфазности PP- и PS-волн, но это можно сделать, используя оптимальным образом сфокусированные изображения глубин, что упрощает процесс в сравнении с предыдущими методами. Кроме того, подход, основанный на удалении слоев, дает доступ к локальным свойствам, таким как скорости сейсмических волн в анизотропном слое. В этих тестах мы использовали набор данных Mahogany, без какой-либо скважинной информации. Можно прийти к заключению, что общепринятая обработка в области времен после суммирования дает ценные результаты для качественной совместной интерпретации данных PP- и PS-волн над соляным телом. Яркое пятно, которое можно видеть на разрезе P-волн и которое отсутствует на разрезе PS-волн, может быть интерпретировано как присутствие газа, анализ перед суммированием позволяет лучше определить кровлю соляного тела, но, если использовать только данные PS-волн, подошва соляного тела отображается плохо. Этому можно найти объяснение, если довести исследования до конца. Рекомендуемая литература.

Обработка данных обменных волн в условиях анизотропии с привлечением скважинных данных Scott Leaney, Richard Bale, Mark Wheeler и Sergei Tcherkashnev, Schlumberger, Gatwick, Великобритания

Arbeit macht frei

40

Обработка многокомпонентных сейсмических данных с целью получения изображения обменных волн является необходимостью. К обычным сложностям, с которыми приходится сталкиваться при общепринятой обработке данных Pволн, добавляются проблемы определения поля скоростей поперечных волн, асимметричные траектории, намного более сильные эффекты анизотропии и, часто, более интенсивное затухание. В настоящей статье мы представляем обзор нашей методологии построения и калибровки анизотропной (VTI) неупругой модели на скважине, и обсуждаем, как эта модель используется для обработки многокомпонентных данных. Одна из выгод нашего подхода, основанного на калиброванной модели, состоит в том, что можно легко оценить жизнеспособность использования других мод, таких как PSs-волны. Другая выгода заключается в том, что обработка может происходить непосредственно в области глубин, хотя более обычная обработка в области времен также становится более совершенной при упрощенной последовательности, которая совместима с поправкой за нормальное приращение и биннингом CCP. Аргументы в пользу интеграции скважинных данных. Стандартная обработка данных обменных волн требует определения двух полей эффективных скоростей для поправки за нормальное приращение и суммирования данных Pp- и Ps-волн. При этом принимается начальная величина отношения вертикальных составляющих VP/VS. Когда это сделано, процессор часто коррелирует оси синфазности геологического происхождения на двух разрезах или объемах, чтобы получить уточненную величину VP/VS, что, в свою очередь, необходимо для соответствующего распределения данных в выборки общих точек преобразования (CCP). Последнее оказывает влияние на анализ скоростей Ps-волн, т.е. требуется итеративный подход. Существуют альтернативные методики сканирования данных с целью поиска лучших величин VP/VS , которые будут использованы для биннинга CCP. Обе процедуры требуют выполнения больших объемов интерпретации и временных затрат. При использовании донной косы в глубоководных условиях, проблема биннинга CCP усиливается дальнейшей асимметрией, введенной самим водным слоем. Против этого необходимо принимать меры, как для Ps-волн, так и для Pp-волн. Хотя требуется полное изменение поверхности приведения 3-D, на практике оно применяется нечасто. В таких случаях нужно обращаться к влиянию водного слоя на биннинг. Имеются ситуации, когда без внешней информации невозможно определить поле скоростей: P-волн или Ps-волн. Например, в скоплениях газа, продольные волны ослабляются настолько, что пикинг скоростей становится невозможным. Аналогично, интенсивные многотипные (multimodes) (PSs, PSps) и/или кратные волны могут затруднить идентификацию осей синфазности первичных обменных волн (Ps-волн), и, следовательно, определение достоверного поля скоростей обменных волн. Проблема определения анизотропии полей скоростей особенно важна, поскольку затрагивается поправка за нормальное приращение, которая также представляет собой сдвиг от средней точки положения CCP. Вполне очевидно, что обработка данных обменных волн представляет ряд уникальных проблем. Многих из этих проблем можно избежать, если на ранней стадии обработки имеется модель анизотропии поля скоростей. Но как построить такую модель? Даже если можно с достаточной степенью надежности определить поля эффективных скоростей P- и S-волн, одна связная модель анизотропии поля скоростей не может быть определена только по поверхностным данным.

Arbeit macht frei

41

Введите скважину. Данные ВСП, помимо всего прочего, обеспечивают абсолютное соотношение время-глубина по скважинам, что существенно для обработки в области глубин в условиях анизотропии. Скважинные данные предоставляют также результаты ГИС, необходимые для точного моделирования. Кроме того, многовыносные ВСП позволяют выполнить относительно беспроблемную оценку анизотропии и Q. В некоторых случаях, исследования в скважинах, надлежащим образом спроектированные и обработанные, могут быть единственным источником достоверной информации о скоростях. Требуемые скважинные данные. Для обработки с калибровкой на скважинах, требуется достаточно полный набор скважинных данных, поэтому полезно сделать обзор, какие данные необходимы и как они используются. Типовой набор скважинных данных для калибровки данных обменных волн включает двухкомпонентный АК, ВСП с вертикальным падением и с выносом, и многовыносное ВСП. Рекомендуемая геометрия съемки схематически показана на рис.1 для вертикальных и отклоненных скважин. Данные двухкомпоРис.1. Рекомендуемые скважинные сейсмические метонентного АК обеспечивают ды для обработки калиброванных данных обменных скорости продольных и попеволн. Двухкомпонентный АК, ВСП с вертикальным падением и с выносом и многовыносное ВСП показаны речных волн с высокой раздля вертикальных (a) и отклоненных (b) скважин. решающей способностью для точного моделирования (включая подстановку поровых флюидов), а также могут предоставлять полезную информацию для трендов и эмпирических соотношений в перекрывающих отложениях, если каротаж проводится на достаточно малых глубинах. Данные ВСП с вертикальным падением обычно требуются для калибровки вертикальной скорости P-волн и данных АК. Данные ВСП с выносом предоставляют информацию скорости поперечных волн в масштабе сейсмических данных, коридорную сумму обменных волн, идентификацию преобразования типа волн, идентификацию многотипных волн (например, PSs-волн), а также являются лучшими данными для оценки добротности. Однако ВСП с выносом дает информацию о распространении обменных волн только для одного выноса, поэтому при проектировании съемки особое внимание следует уделять выбору выноса. При многовыносном ВСП, вынос должен быть достаточно длинным, чтобы обеспечивалась регистрация поворота луча (turning ray) или максимального угла вступления прямой волны (maximum direct arrival angle) (для оценки анизотропии). Рекомендуется прокладывать симметричные профили по обе стороны скважины, что позволяет ввести поправку за наклон. Сейсмоприемники должны устанавливаться непосредственно над объектом (объектами) поиска и, желательно, на другой промежуточной глубине. Естественно, более длинные

Arbeit macht frei

42

расстановки или многоуровенные многовыносные ВСП обеспечивают больший контроль параметров среды, зависящих от глубины. Времена вступления прямой волны при многовыносном ВСП дают ценную информацию для ограничения моделей анизотропии; эффективные значения Q могут быть определены по форме падающей волны, и после обработки истинных амплитуд возможны измерения AVO для Pp- и Ps-волн. Измерения AVO необходимы для подтверждения действительности анизотропной упругой модели; это делается путем совмещения модели с результатами измерения. Различные траектории скважин обуславливают различные операции. Если скважина отклонена, для ВСП с выносом используется источник, закрепленный на штанге. Затем выполняется съемка с вертикальным падением, где источник перемещается таким образом, чтобы он постоянно находился по вертикали над сейсмоприемником, по мере его перемещения по скважине. В любом случае, регистрация выполняется одновременно, с использованием отстрела по схеме флип-флоп (flip-flop shooting). При проведении морских работ, поскольку для ВСП с выносом или в отклоненной скважине требуется судно, на котором располагается источник, профили могут быть отстреляны при относительно низких дополнительных расходах. Таковы, в обобщенном виде, рекомендуемые исследования в скважинах, предназначенные для обработки калиброванных данных обменных волн (при условии, что геология по своему характеру является преимущественно стратиграфической). При обработке многокомпонентных данных, представленных в этой статье, используются результаты исследований в скважинах. В зависимости от поставленных задач, работы могут быть различаться. Например, при обработке с учетом азимутальной анизотропии можно воспользоваться данными крестового двухкомпонентного АК (crossed dipole sonic) и многоазимутного многовыносного ВСП; при получении изображения глубин с целью определения сложных структур можно воспользоваться данными трехмерного ВСП. Найти компромисс между выгодами, ценами и целями геофизических исследований можно найти только на стадии, предшествующей съемке. Если имеется достаточное количество скважин, можно начать построение калиброванной анизотропной модели. Мы следуем методологии построения и калибровки одномерной анизотропной неупругой модели, используя все имеющиеся скважинные данные и данные OBC вблизи скважины. Последовательность включает четыре основных шага: (1) построение начальной модели, (2) калибровка вертикальной скорости, (3) калибровка VTI, (4) калибровка Q. Построение начальной модели. Как обычно, тщательная подготовка данных имеет первостепенное значение. Обработка оптимальной формы рассеивающейся звуковой волны, редактирование данных плотностного каротажа и согласование глубин – это некоторые существенные шаги подготовки данных ГИС. Начальная модель градиента времени продольных волн (DTc) создается путем распространения данных АК на перекрывающие отложения. При этом используются тренд уплотнения, региональная информация о контрольном отстреле и/или скорости Дикса, полученные при проведении поверхностной сейсморазведки. Затем эта расширенная модель скоростей P-волн калибруется с применением времен ВСП с малыми выносами. Для моделирования необходима плотностная модель, которую дают отредактированные данные плотностного метода, совместно с калиброванным эмпирическим соотношением Гарднера для перекрывающих отложений. Над критическими зонами может потребоваться полное восстановление данных плотностного каротажа. Имея калиброван-

Arbeit macht frei

43

ную вертикальную скорость продольных волн и плотность, мы находим модель вертикальных составляющих скоростей поперечных волн. Начальная модель скоростей поперечных волн получается из данных АК поперечных волн, подтвержденных сейсмическими данными скорости поперечных волн, которые пикированы по обработанным горизонтальным компонентам ВСП и/или ВСП с выносом. На суше, данные ВСП с источником поперечных волн могут быть полезными для калибровки градиента времени по АК поперечных волн, но в противном случае процедура является, скорее, подтверждением, нежели калибровкой. В вертикальных скважинах, мы обнаружили незначительное различие между скоростями поперечных волн по двухкомпонентному АК и пикированными скоростями поперечных волн в ВСП. Вероятно, это различие обусловлено более низкой частотой измерения по двухкомпонентному АК. В отклоненных скважинах, полярная анизотропия может привести к значительному росту VS по АК, что вызывает необходимость ее корректировки. Над самым верхним сейсмоприемником в ВСП, начальные скорости поперечных волн могут быть получены по скоростям продольных волн в перекрывающих отложениях с помощью эмпирического соотношения, подобного линии глин. Однако мы нашли полезным экстраполирование тренда уплотнения в VP/VS, ограниченного таким образом, чтобы обеспечивалось прохождение через некоторую величину на морском дне. Скорости в породах морского дна может быть получена по данным геотехнических съемок; если глубина воды невелика, скорости поперечных волн можно получить в результате гармонического анализа Scholte. Эти скорости могут быть использованы для построения начальной модели или для ограничения эмпирических соотношений. На рис.2 показаны два эмпирических метода получения начальной модели вертикальных составляющих скоростей поперечных волн в перекрывающих отложениях.

Рис.2. Эмпирические соотношения, используемые для построения начальной модели скоростей поперечных волн. (a) Применение калиброванной линии глин. (b) Тренд уплотнения в отношении VP/VS, построенном по данным ГИС, с ограничением по выбору на дне моря.

Калибровка вертикальной составляющей скорости поперечных волн. В условиях отсутствия источников поперечных волн на морском дне, и поскольку невозможно всегда с определенностью идентифицировать преобразование типа волн на морском дне по данным ВСП, надежного измерения скорости поперечных волн в перекрывающих отложениях нет. Мы калибруем вертикальную составляющую скорости поперечных волн в перекрывающих отложениях, используя приращение отраженных Ps-волн на малых глубинах и ближних выно-

Arbeit macht frei

44

сах на радиальной составляющей донных кос (OBC). Поправка за приращение, основанная на построении лучей, используется для удаления приращения на ближних выносах путем варьирования ограничения VP/VS, или, что равносильно, скоростей поперечных волн в отдельных слоях перекрывающих отложений в интерактивном режиме. Несколько итераций дают макромодель вертикальных составляющих VS в перекрывающих отложениях (рис.3). Дальнейший точный подбор вертикальных составляющих скоростей поперечных волн выполняется с применением коридорной суммы обработанных данных Ps-волн ВСП, или синтетических данных Ps-волн. Посредством незначительных корректировок Vs в перекрывающих отложениях, оси синфазности маркирующих горизонтов совмещаются с записью ОТП донной косы, исправленной за нормальное приращение, или с необработанной суммой радиальных составляющих (рис.4).

Рис.3. Калибровка вертикальной составляющей скорости поперечных волн в перекрывающих отложениях. Отраженные PS-волны на ближних выносах и малых глубинах, наблюдаемые на данных ОТП для радиальной составляющей, зарегистрированных с помощью донной косы, сглаживаются с применением поправки за нормальное приращение с построением луча. (a). Начальная модель (слишком высокие скорости); (b) уточненная модель.

Рис.4. Точный подбор вертикальной составляющей скорости поперечных волн в перекрывающих отложениях. Коридорная сумма PS-волн ВСП и/или синтетические данные обменных волн сдвигаются для совмещения оси синфазности маркирующего горизонта на необработанной сумме обменных волн. Сдвиг достигается путем подбора вертикальной составляющей скорости поперечных волн.

Последний шаг построения калиброванной упругой модели – это зонирование или разбивка кривых скоростей продольных волн, поперечных волн и плотности на слои. Это выполняется с применением автоматического алгоритма. Затем следует интерактивное редактирование, которое обеспечивает включение основных литологических границ. Осреднение градиентов времени выполняется внутри слоев для формирования калиброванной 1-D упругой модели. Калибровка полярной анизотропии (VTI). Приведенная выше последовательность дает нам изотропную упругую модель вертикальных составляющих скорости. Здесь мы можем попытаться определить полярную анизотропию, минимизируя остаточное приращение на дальних выносах для отраженных Pp- и Ps-волн на данных OBC, или же, как мы поступили в данном случае, использовать времена вступления прямой волны, зарегистрированные многовыносным ВСП. Калибровка выполняется путем простой инверсии времени пробега с

Arbeit macht frei

45

двумя параметрами, где параметры эллиптичности и неэллиптичности Schoenberg линейно изменяются с глубиной, начинаясь с 0 на морском дне. Пороговое значение глинистости VP/VS, ниже которого анизотропия отсутствует, представляет собой полезный вариант для моделирования песков с коллекторскими свойствами, вероятно, изотропных или обладающих незначительной анизотропией. На рис.5 схематически показана кусочная модель анизотропии градиента. Минимизируя несовпадение между смоделированными и измеренными временами прямой P-волны, мы считаем, что каждый слой модели является поперечно-изотропным с вертикальной осью симметрии. Если многовыносное ВСП проводилось на многих глубинах, кусочная модель градиента может быть определена в параметрах анизотропии.

Рис.5. Кусочная модель анизотропии градиента, использованная для калибровки времени пробега VTI. Предполагается, что параметры анизотропии линейно возрастают (или убывают) с глубиной, подчиняясь пороговой величине глинистости, так что пески с коллекторскими свойствами могут быть сделаны изотропными (или слабо анизотропными, путем осреднения Backus, если имеются данные ГИС).

На рис.6 показаны данные и смоделированные остаточные времена вступления прямой волны (измеренные минус смоделированные) в многовыносном ВСП для пяти групп сейсмоприемников на различных глубинах. Времена при нормальном падении воспроизводятся с использованием изотропной или анизотропной модели, но изотропная модель прогнозирует слишком большие времена по мере возрастания выноса. Разность между остаточными временами изотропной и анизотропной модели составляет 60 мс при максимальном выносе. Это соответствует, скорее, слабой анизотропии. Параметры кусочной VTI модели градиента показаны на рис.7: максимальная эллиптичность составляет 0.12, а максимальная неэллиптичность – 0.15. Эта слоистая VTI модель действительна для обменных SV-волн, поскольку, при условии, что вертикальные составляющие скоростей P- и S-волн определены правильно, приращение времени P-волны на дальних выносах является достаточным для оценки параметров VTI, определяющих распространение SV-волн. Обычно мы оставляем, как минимум, две модели: одну (с меньшим количеством слоев) для обработки, и вторую (с большим количеством слоев) для моделирования.

Arbeit macht frei

Рис.6. Остаточные времена пробега прямой волны (данные минус модельные времена) в многовыносном ВСП для пяти сейсмоприемников на двух глубинах. Изотропная модель (калиброванная вертикальная скорость) дает времена, которые слишком велики (приблизительно на 60 мс) на максимальном выносе.

46

Рис.7. Калиброванная VTI модель, показывающая Vp, Vs, плотность, параметры эллиптичности и неэллиптичности. Времена многовыносного ВСП на двух глубинах были использованы для определения модели с кусочным изменением параметра VTI градиента.

Влияние анизотропии. Влияние анизотропии на распространение обменных волн хорошо документировано; тем не менее, интересно посмотреть на некоторые эффекты, используя нашу калиброванную VTI модель. Сначала подтверждается действительность модели, калиброванной по данным ГИС; для этого используются данные OBC. На рис.8 показана необработанная радиальная составляющая на скважине с построением луча в изотропной среде и с поправкой за нормальное приращение для луча, построенного в поперечно-изотропной среде с вертикальной осью симметрии. На рис.9 представлен хорошо известный эффект смещения точки преобразования. Влияние полярной анизотропии заключается в смещении точки преобразования в сторону средней точки. В данном случае, смещение составляет 200 м при угле падения P-волны 60° . Это же явление можно наблюдать на карте кратности для крестовой расстановки (рис.10). Эффект полярной анизотропии должен увеличить перекрытие при пониженной кратности.

Arbeit macht frei

47

Рис.8. Поправка за нормальное приращение для обменных волн с построением луча, примененная к записи радиальной составляющей ОПВ вблизи скважины. (a) Изотропная модель вертикальной составляющей скорости. (b) Калиброванная VTI модель. Показаны эквивалентные полные времена контрольных точек многовыносного ВСП.

Рис.9. Лучи обменных PS-волн для изотропной и анизотропной среды в калиброванной модели. Эффект полярной анизотропии заключается в смещении точки отражения в сторону средней точки (в данном случае более чем на 200 м). Анизотропия является относительно слабой.

При условии значительного влияния полярной анизотропии на поперечные волны, разумно предположить, что влияние на AVO с использованием обменных волн также будет большим. Это подтверждает рис.11. Влияние полярной анизотропии является двояким. Во-первых, анизотропные перекрывающие отложения изменяют распределение лучевого параметра таким образом, что фазовые углы на некоторых выносах уменьшаются. Во-вторых, имеется влияние на коэффициент отражения, обусловленное различием анизотропии по поверхности раздела. Сочетания этих двух эффектов приводит к тому, что различия на рис.11 приобретают драматический характер. Совершенно ясно, что для количественной оценки AVO для обменных волн требуется учет полярной анизотропии.

Рис.10. Карта кратности обменных волн для (a) изотропной модели и (b) анизотропной модели, рассчитанных путем построения лучей. Эффект полярной анизотропии заключается в увеличении перекрытия при пониженной кратности.

Рис.11. Синтетические данные первичных обменных волн после поправки за нормальное приращение с наложением фазового угла. (a) Изотропная модель. (b) Анизотропная модель.

Рис.12. Инверсия Q когерентности данных многовыносного ВСП. Падающие скалярные сигналы выровнены, исходя из времен вступления прямой волны. Сигналы и амплитудные спектры показаны (a) перед инверсией и (b) после обратной Q-фильтрации с использованием лучшей эффективной величины Q. Обратите внимание на сильное прямое рассеивание дифрагированных волн.

Arbeit macht frei

48

Калибровка для Q. Данные ВСП могут давать точные оценки неупругого затухания или Q. Вступления прямой волны в многовыносном ВСП идеально подходят для оценки эффективной величины Q, поскольку геометрия, в сущности, представляет собой одну из записей ОГТ. Следовательно, значения Q, определенные таким образом, должны быть идеальными для использования в обработке данных наземной сейсморазведки. Многовыносное ВСП на минимальной глубине дает эффективную величину Qp для поверхности; затем из данных ВСП и ВСП с выносом берутся интервальные оценки. Высокоамплитудные проходящие обменные волны в ВСП с выносом используются для оценки Qs. Если мы доверяем результатам измерений, мы обычно находим, что Qs несколько больше, чем Qp, и что Qp характеризуется весьма низкими величинами в скоплениях газа. Несомненно, в верхней части разреза величина Qs очень мала, но каких-либо ее замеров у нас нет. На рис.12 показана оценка Qp по многовыносному ВСП в глубоководной части Западной Африки. Обработка, основанная на использовании модели. Калиброванная VTI модель, которая включает Qp и Qs, может быть использована различными способами, и, с успехом, в обработке многокомпонентных данных. Мы показали построение 1-D VTI модели, но ее применение может быть весьма ограниченным для многих случаев геологической обстановки. Если имеется много скважин, построение VTI модели может быть выполнено на многих контрольных точках, и модель интерполируется для использования в обработке. VTI модель в области глубин может быть преобразована в эффективную модель во временной области, после чего эффективные параметры, определенные по многокомпонентным данным, перемещаются от скважины. Как и в случае обработки во временной области перед суммированием, скорости в подстилающих отложениях должны медленно изменяться. Шаги, где обработка, основанная на использовании модели, успешно применяется – это поправка за геометрическое расхождение и Q, поправка за нормальное приращение, биннинг CCP, схема обнуления, основанная на использовании угла и преобразование вынос-угол для анализа AVO. Изменять поверхность приведения нет необходимости, поскольку глубина сейсмоприемников вводится в явном виде на дне моря. Мы использовали также локальную 1-D VTI модель в очень простой последовательности получение изображения глубин + AVO. Мы демонстрируем гибкость этого подхода на примере получения изображения под отложениями мела в Северном море. Как упоминалось выше, одно из преимуществ подхода, основанного на использовании модели, – это оценка возможности получения изображения с помощью других видов волн. В окрестности скважины, изображение объекта поиска под отложениями мела с помощью Pp-волн было плохим. Известно также, что отражательная способность характеристического сопротивления P-волн была низкой, и для исследования возможности применения обменных волн был отработан 2-D профиль с использованием донной косы (OBC). Ряд попыток обработки данных обменных волн также дал разочаровывающие результаты. Как предполагается, это обусловлено распространением нескольких видов волн и интенсивных кратных волн на ближних выносах. Результаты наблюдения ВСП с выносом придали нам уверенность, и мы смоделировали PSs-волны с преобразованием проходящего типа волн на кровле мела. Высокие амплитуды наблюдались только на

Arbeit macht frei

49

дальних выносах. Поправка за нормальное приращение с построением лучей, где использовалась наша VTI модель и выбранные PSs-волны, сгладила оси синфазности на тех выносах, где предсказало моделирование. Между тем, поправка за нормальное приращение для Ps-волн, основанная на использовании модели, не дала пологих когерентных осей синфазности (рис.13).

Рис.13. Поправка за нормальное приращение в VTI среде с построением луча для (a) Ps-волн и (b) PSsволн (преобразование проходящих PS-волн имеет место на кровле мела).

Рис.14. Биннинг и суммирование CRP для PSs-волн и кривая характеристического сопротивления Sволн на скважине.

Рис.16. Разрезы (a) отражательной способности S-

Когда отражение не совпадает с преобразованием вида волны, правильнее будет говорить не о биннинге CCP, а о биннинге CRP (общих точек отражения). Мы сделали это для PSs-волн, после чего последовало обнуление перед суммированием в полосе углов, основанное на использовании модели (model-based angle-band mute before stack). Мы нашли, что изображение было улучшено за счет включения суммы данных малых углов с перевернутой полярностью – как и предсказывало моделирование. Затем сумма PSs-волн была преобразована в область глубин с применением модели. Результаты показаны на рис.14 вместе с моделью характеристического сопротивления S-волны на скважине. Несмотря на присутствие некоторого регионального наклона, модель, инвариантная в горизонтальном направлении, дала лучшее на сегодняшний день изображение под мелом в этой части профиля.

Arbeit macht frei

50

волн и (b) различия по плотности, построенные по результатам миграции глубин и анализа AVO с использованием калиброванной 1-D VTI модели.

Рис.15. Последовательность обработки многокомпонентных данных AVO, основанная на использовании калиброванной модели.

Предыдущее исследование продемонстрировало гибкость метода обработки, основанного на использовании модели с калибровкой по скважинным данным. Такой подход может также существенно упростить последовательность обработки, когда миграция глубин используется вместо поправки за нормальное приращение, CCP, DMO, миграции и преобразования в глубины. Мы использовали модель, калиброванную по скважинным данным, для миграции глубин Pp- и Ps- волн, после чего последовал анализ AVO. В результате получился простая и результативная последовательность обработки для медленно изменяющихся полей скоростей. Эта последовательность показана на рис.15. На рис.16 можно видеть разрезы отражательной способности S-волн и различия по плотности, построенные по результатам миграции глубин и анализа AVO с применением калиброванной 1-D VTI модели. Заключение. Калиброванные по скважинным данным модели анизотропных полей скоростей в области глубин помогают избежать многих проблем в обработке данных обменных волн, и могут быть использованы для улучшения схемы съемки и интерпретации/подтверждения действительности. Мы показали, насколько выгодна интеграция скважинных данных в обработку данных обменных волн, поскольку имеется ряд проблем, обратиться к которым помогают скважинные данные. Тем не менее, общепринятая обработка и интерпретация также могут принести значительную пользу. Мы показали результаты, где используется локальная 1-D VTI модель, но польза для получения 3-D изображения структур не менее важна. Не следует недооценивать значение каких-либо данных лишь в нескольких точках, если они известны с определенностью. Это относится к случаю, когда разнообразные скважинные данные обращаются в анизотропную неупругую модель для имитации и обработки сейсмических данных. Интегрирование скважинных данных в проект сейсморазведочных работ на ранней стадии будет приносить свои плоды на всем протяжении существования проекта. Максимальную отдачу от объединенного набора данных можно получить только в том случае, если достаточно богатый набор скважинных данных буде полностью использован. Рекомендуемая литература.