Сейсмическая инверсия - Seismic inversion

Сейсмическая инверсия, в геофизика (прежде всего в нефть и газ разведка / разработка), это процесс преобразования сейсмическое отражение данные в количественное описание свойств горных пород резервуар. Сейсмическая инверсия может быть до или послестек, детерминированный, случайный или геостатистический; он обычно включает другие измерения коллектора, такие как каротаж и ядра [1].

Введение

Геофизики обычно выполняют сейсмические исследования собрать информацию о геология из масло или газ поле. Эти исследования регистрируют звуковые волны, которые прошли через слои горных пород и жидкости в земле. В амплитуда и частота этих волн можно оценить так, чтобы любые побочные лепестки и эффекты настройки[2] введенный вейвлетом может быть удален.

Сейсмические данные могут быть проверены и интерпретированы сами по себе без инверсии, но это не дает наиболее подробного обзора геологической среды и может вводить в заблуждение при определенных условиях. Из-за его эффективности и качества большинство нефтегазовых компаний в настоящее время используют сейсмическую инверсию для повышения разрешения и надежности данных, а также для улучшения оценки свойств горных пород, включая пористость и чистая оплата.[3]

При сейсмической инверсии используется множество различных методов.[4] Их можно условно разделить на две категории:

  1. до суммирования или после суммирования
  2. сейсмическое разрешение или разрешение каротажа

Комбинация этих категорий дает четыре технических подхода к проблеме инверсии, и выбор конкретного метода зависит от желаемой цели и характеристик подземных пород. Хотя представленный порядок отражает достижения в методах инверсии за последние 20 лет, каждая группа по-прежнему имеет допустимое применение в конкретных проектах или как часть более крупного рабочего процесса.

Оценка вейвлета

Все современные методы сейсмической инверсии требуют сейсмических данных и вейвлет оценивается по данным. Обычно коэффициент отражения ряд из скважины в границах сейсморазведки используется для оценки вейвлета фаза и частота. Точная оценка вейвлета критически важна для успеха любой сейсмической инверсии. Предполагаемая форма сейсмического импульса может сильно повлиять на результаты сейсмической инверсии и, таким образом, на последующие оценки качества коллектора.

Амплитуда вейвлета и фазовые спектры оцениваются статистически либо из одних сейсмических данных, либо из комбинации сейсмических данных и контроля скважины с использованием скважин с доступными звуковой и плотность кривые. После того, как сейсмический вейвлет оценен, он используется для оценки коэффициентов сейсмического отражения при сейсмической инверсии.

Когда оцененная (постоянная) фаза статистического вейвлета согласуется с окончательным результатом, оценка вейвлета сходится быстрее, чем при запуске с нулевая фаза предположение. К лунке могут быть применены незначительные правки и «растяжение и сжатие» для лучшего согласования событий. Для точной оценки вейвлета требуется точная связь сопротивление журнал сейсморазведки. Ошибки в привязке скважин могут привести к фазовым или частотным артефактам в оценке вейвлета. После того, как вейвлет идентифицирован, сейсмическая инверсия вычисляет синтетический каротаж для каждой сейсмической трассы. Чтобы гарантировать качество, результат инверсии сворачивается с вейвлетом для создания синтетических сейсмических трасс, которые сравниваются с исходной сейсмикой.[4]

Компоненты инверсии

Инверсия включает в себя как данные сейсмического поля, так и данные скважины, где данные скважины служат для добавления высокой частоты ниже сейсмического диапазона и для ограничения инверсии. Каротажные диаграммы сначала кондиционируются и редактируются, чтобы гарантировать соответствие между картами импеданса и желаемыми свойствами. Затем каротажные диаграммы преобразуются во времени, фильтруются для приблизительного определения сейсмической полосы частот и редактируются с учетом влияния скважины, балансируются и классифицируются по качеству.

Сейсмические данные ограничены полосой пропускания, что снижает разрешение и качество. Для расширения доступной полосы частот низкочастотные данные получают из данных каротажа, глубины до суммирования или скоростей с временной миграцией и / или регионального градиента.[5] Высокая частота может быть получена в результате контроля скважины или геостатистического анализа.

Начальные инверсии часто выполняются с ослабленными ограничениями, начиная с сейсморазведки и затем добавляя данные ограниченного тренда из скважин. Это обеспечивает грубый беспристрастный обзор коллектора. На этом этапе крайне важно оценить точность связи между результатами инверсии и скважинами, а также между исходными сейсмическими данными и производными синтетическими данными. Также важно убедиться, что вейвлет соответствует фазе и частоте сейсмических данных.

Без вейвлета решение не единственное. Детерминированные инверсии решают эту проблему, каким-то образом ограничивая ответ, обычно для данных каротажа. Стохастик инверсии решают эту проблему, генерируя ряд правдоподобных решений, которые затем могут быть сужены путем тестирования для наилучшего соответствия различным измерениям (включая производственные данные).

Инверсия сейсмического разрешения после суммирования

Примером техники инверсии разрешения сейсмических данных после суммирования является инверсия с ограниченными разреженными пиками (CSSI). Это предполагает ограниченное количество коэффициентов отражения с большей амплитудой. Инверсия приводит к акустическому импедансу (AI), который является произведением плотности породы и p-волна скорость. В отличие от данных сейсмических отражений (которые являются свойством интерфейса) ИИ - это свойство породы. Сгенерированная модель более качественная, не страдает от тюнинга и вмешательство вызванный вейвлетом.

CSSI преобразует сейсмические данные в журнал псевдоакустического импеданса на каждой трассе. Акустический импеданс используется для получения более точных и подробных структурных и стратиграфический интерпретации, чем можно получить из сейсмических (или сейсмический атрибут ) интерпретация. Во многих геологических средах акустический импеданс тесно связан с петрофизический такие свойства, как пористость, литология, и флюидонасыщенность.

Хорошее (CSSI) алгоритм будет производить четыре высококачественных объема акустического импеданса из полных или пост-суммированных сейсмических данных: полное сопротивление всей полосы частот, ограниченный диапазон Импеданс, модель отражательной способности и низкочастотная составляющая. Каждый из этих компонентов может быть проверен на предмет его вклада в решение и проверки качества результатов. Для дальнейшей адаптации математики алгоритма к поведению реальных горных пород в геологической среде некоторые алгоритмы CSSI используют подход со смешанной нормой и позволяют установить весовой коэффициент между минимизацией разреженности решения и минимизацией несоответствия остаточных следов.

Инверсия сейсмического разрешения до суммирования

Инверсия до суммирования часто используется, когда инверсия после суммирования не позволяет в достаточной степени дифференцировать геологические объекты с аналогичными характеристиками P-импеданса.[6] Одновременная инверсия решает S-импеданс и плотность в дополнение к P-импедансу. Хотя многие геологические объекты могут выражать аналогичные характеристики P-импеданса, немногие из них будут иметь общие черты P-импеданса и S-импеданса (что позволяет улучшить разделение и ясность). Часто технико-экономическое обоснование с использованием каротажных диаграмм показывает, можно ли разделить желаемый литотип только с помощью P-импеданса или также требуется S-импеданс. Это будет определять, нужна ли инверсия до или после суммирования.

Одновременная инверсия (SI) - это метод до суммирования, в котором в качестве входных данных используются несколько сейсмических суммирований со смещением или углом и их связанные вейвлеты; он генерирует P-импеданс, S-импеданс и плотность в качестве выходов (хотя разрешение на выходе плотности редко бывает таким высоким, как импеданс). Это помогает улучшить различие между литологией, пористостью и флюидными эффектами. Для каждого входного частичного стека оценивается уникальный вейвлет. Все модели, частичные суммирования и вейвлеты вводятся в единый алгоритм инверсии, что позволяет инверсии эффективно компенсировать зависящую от смещения фазу, полосу пропускания, настройку и NMO эффекты растяжения.[7]

Алгоритм инверсии работает, сначала оценивая зависящие от угла коэффициенты отражения P-волн для сумм с частичным входом. Затем они используются с полной Уравнения Цепприца (или приближения, такие как Аки – Ричардс, для некоторых алгоритмов), чтобы найти упругую отражательную способность с ограниченной полосой пропускания. Они, в свою очередь, объединены со своими низкочастотными аналогами из модели и интегрированы в упругие свойства. Этот приблизительный результат затем улучшается при окончательной инверсии P-импеданса, S-импеданса и плотности с учетом различных жестких и мягких ограничений. Одно ограничение может управлять соотношением между плотностью и скоростью сжатия; это необходимо, когда диапазон углов недостаточен для диагностики плотности.

Важной частью процедуры инверсии является оценка сейсмических импульсов. Это достигается путем вычисления фильтра, который наилучшим образом формирует зависящие от угла коэффициенты отражения каротажных диаграмм в интересующей области относительно соответствующего набора смещений в местах расположения скважин. Коэффициенты отражения рассчитываются из P-звуковых, S-звуковых и плотностных каротажей с использованием Уравнения Цепприца. Вейвлеты с амплитудами, представляющими каждый набор смещений, вводятся непосредственно в алгоритм инверсии. Поскольку для каждого объема смещения вычисляется другой вейвлет, автоматически выполняется компенсация зависящей от смещения полосы пропускания, масштабирования и эффектов настройки. Вейвлет, близкий к сумме, можно использовать в качестве отправной точки для оценки вейвлета для дальнего угла (или смещения).

Никаких предварительных знаний об упругих параметрах и плотности за пределами области решения, определяемой какими-либо жесткими ограничениями, в местах расположения скважин не предоставляется. Это делает сравнение отфильтрованных каротажных диаграмм и выходных данных инверсии в этих местах естественным контролем качества. Самые низкие частоты из инверсии заменяются информацией из геологической модели, поскольку они плохо ограничиваются сейсмическими данными. При применении в глобальном режиме к целевой функции добавляется элемент пространственного контроля, и одновременно инвертируются большие подмножества трасс. Алгоритм одновременной инверсии принимает несколько наборов сейсмических данных с угловым суммированием и в качестве выходных данных генерирует три объема упругих параметров.

Результирующие упругие параметры - это свойства реальных горных пород, которые могут быть напрямую связаны со свойствами коллектора. Более продвинутые алгоритмы используют полные уравнения Кнотта – Цепприца и полностью учитывают изменения амплитуды и фазы со смещением. Это делается путем получения уникальных вейвлетов для каждого стека с частичным вводом. Сами упругие параметры могут быть напрямую ограничены во время сейсмической инверсии, и могут быть применены соотношения физики горных пород, связывающие пары упругих параметров друг с другом. Конечные модели упругих параметров оптимально воспроизводят входные сейсмические данные, поскольку это часть оптимизации сейсмической инверсии.

Геостатистическая инверсия после суммирования

Геостатистическая инверсия объединяет скважинные данные с высоким разрешением с трехмерной сейсмикой низкого разрешения и обеспечивает модель с высокой детализацией по вертикали вблизи и вдали от управления скважиной. Это генерирует модели коллектора с геологически правдоподобными формами и обеспечивает четкую количественную оценку неуверенность для оценки риска. Генерируются детализированные петрофизические модели, готовые для ввода в моделирование потока коллектора.

Геостатистика отличается от статистики тем, что признает, что только определенные результаты являются геологически правдоподобными. Геостатистическая инверсия объединяет данные из многих источников и создает модели, которые имеют большее разрешение, чем исходная сейсмика, соответствуют известным геологическим структурам и могут использоваться для оценка рисков и сокращение.

Сейсмические данные, каротажные диаграммы и другие входные данные представлены в виде функция плотности вероятности (PDF), который предоставляет геостатистическое описание на основе гистограммы и вариограммы. Вместе они определяют шансы получения определенной ценности в конкретном месте, а также ожидаемый геологический масштаб и состав на всей моделируемой области.

В отличие от традиционных алгоритмов инверсии и геомоделирования, геостатистическая инверсия использует одноэтапный подход, одновременно решая импеданс и дискретные типы свойств или литофации. Такой подход ускоряет процесс и повышает точность.

Отдельные PDF-файлы объединяются с помощью байесовский вывод методы, в результате чего получается апостериорный PDF, кондиционированный для всего набора данных. Алгоритм определяет вес каждого источника данных, устраняя потенциальную систематическую ошибку. Затем апостериорный PDF вводится в Цепь Маркова Монте-Карло алгоритм для создания реалистичных моделей импеданса и литофаций, которые затем используются для совместного моделирования свойств породы, таких как пористость. Эти процессы обычно повторяются до тех пор, пока не появится модель, которая соответствует всей информации. Даже с самой лучшей моделью остается некоторая неопределенность. Неопределенность можно оценить с помощью случайных начальных чисел для генерации ряда реализаций. Это особенно полезно при работе с параметрами, чувствительными к изменению; анализ такого рода позволяет лучше понять риски развития.

Инверсия деталей журнала до суммирования

Амплитуда в зависимости от смещения (AVO) (AVA) геостатистическая инверсия включает одновременную инверсию AVO (AVA) в алгоритм геостатистической инверсии, так что высокое разрешение, геостатистика и AVO могут быть достигнуты одним методом. Выходная модель (реализации ) согласуются с данными каротажа, сейсмическими данными AVO и соблюдают взаимосвязь свойств горных пород, обнаруженную в скважинах. Алгоритм также одновременно производит упругие свойства (P-импеданс, S-импеданс и плотность) и литологические объемы вместо того, чтобы сначала последовательно вычислять литологию, а затем заполнять ячейку значениями импеданса и плотности. Поскольку все выходные модели соответствуют всем входным данным, неопределенность может быть оценена количественно, чтобы определить диапазон возможностей коллектора в ограничивающих данных.

В программе геостатистической инверсии AVA используются передовые геостатистические методы, в том числе выборка методом Монте-Карло с цепью Маркова (MCMC) и плюригауссовское литологическое моделирование. Таким образом, можно использовать «информационную синергию» для извлечения деталей, которые детерминированные методы инверсии размывают или пропускают. В результате геологи более успешно восстанавливают как общую структуру, так и мелкие детали коллектора. Использование сейсмических объемов с множеством углов в геостатистической инверсии AVA позволяет более точно оценивать упругие свойства горных пород и вероятную литологию или сейсмические фации и распределение флюидов.

Процесс начинается с подробного петрофизического анализа и калибровки каротажа скважины. В процессе калибровки ненадежные и отсутствующие измерения звука и плотности заменяются синтезированными значениями из откалиброванных петрофизических моделей и моделей физики горных пород. Информация каротажа скважины используется в процессе инверсии для получения вейвлетов, предоставления низкочастотной составляющей, отсутствующей в сейсмических данных, а также для проверки и анализа окончательных результатов. Затем данные горизонта и каротажа используются для построения стратиграфической основы статистической информации для построения моделей. Таким образом, данные каротажа используются только для генерации статистики в пределах схожих типов пород в стратиграфических слоях земли.

Вейвлет-анализ проводится путем извлечения фильтра из каждого сейсмического объема с использованием упругого (углового или выносного) импеданса скважины в качестве желаемого результата. Качество результата инверсии зависит от извлеченных сейсмических импульсов. Для этого требуются точные p-акустические, s-акустические каротажи и записи плотности, привязанные к соответствующим событиям в сейсмических данных. Вейвлеты извлекаются индивидуально для каждой лунки. Окончательный "многолуночный" вейвлет затем извлекается для каждого объема с использованием наилучших индивидуальных связей скважин и используется в качестве входных данных для инверсии.

Гистограммы и вариограммы генерируются для каждого стратиграфического слоя и литологии, а предварительное моделирование выполняется на небольших площадях. Затем выполняется геостатистическая инверсия AVA, чтобы сгенерировать желаемое количество реализаций, которые соответствуют всем входным данным. Результаты контроль качества путем прямого сравнения инвертированных объемов свойств горных пород с каротажными данными скважины. Дальнейший контроль качества включает рассмотрение мультидисциплинарной группой всех входных параметров и результатов моделирования. Анализ нескольких реализаций дает средние (P50) кубы свойств или карты. Чаще всего это литологические или сейсмические фации кубы и прогнозируемая литология или фации вероятности, но возможны и другие выходы. Выбранные кубы литологии и фаций также создаются для вероятностей P15 и P85 (например). Резервуары 3-D тела углеводород -подшипниковые блоки фиксируются с соответствующими свойствами породы, а неопределенность в размере и свойствах коллектора оценивается количественно.

Смотрите также

использованная литература

  1. ^ Чен, Янкан; Чен, Ханмин; Сян, Куй; Чен, Сяохун (2017). «Интерполяция каротажных диаграмм на основе геологической структуры для точной инверсии полной формы волны». Международный геофизический журнал. 209 (1): 21–31. Дои:10.1093 / gji / ggw343.
  2. ^ Глоссарий нефтедобычи Проверено 3 июня 2011.
  3. ^ Пендрел, Дж., «Сейсмическая инверсия - важный инструмент для определения характеристик коллектора», Scandinavian Oil-Gas Magazine, № 5/6, 2006, стр. 19–22.
  4. ^ а б Сен, М. К., "Сейсмическая инверсия", Общество инженеров-нефтяников, 2006 г.
  5. ^ Латимер, Р., Дэвисон, Р., Ван Рил, П., «Руководство для интерпретатора по пониманию и работе с данными акустического импеданса, полученными из сейсмических данных», The Leading Edge, март 2000 г., стр. 242–256.
  6. ^ Пендрел, Дж., «Сейсмическая инверсия - лучший инструмент для определения характеристик коллектора», CSEG Recorder.
  7. ^ Пендрел, Дж., Диксон, Т., "Одновременное преобразование AVO в импеданс P и Vp / Vs", SEG.

дальнейшее чтение

  • Колфилд, К., Ферочи, М., Якивчук, К. «Сейсмическая инверсия для планирования горизонтальных скважин в Западном Саскачеване», «Развитие геофизики через инновации», стр. 213–214.
  • Чакрабарти, К., Фосси, Дж., Ренар, Г., Гадель, К. «Процесс SAGD на месторождении Восточный Сенлак: от определения характеристик коллектора до полевого применения», № 1998.192.
  • Контрерас, А., Торрес-Вердин, К., Честерс, В., Квин, К., Глоб, М., «Совместная стохастическая инверсия петрофизических каротажей и трехмерных сейсмических данных до суммирования для оценки пространственной непрерывности флюидных единиц вдали из скважин: применение к глубоководному углеводородному коллектору в Мексиканском заливе », 46-й ежегодный симпозиум SPWLA по каротажу, 26–29 июня 2005 г.
  • Де Баррос, Дитрих, М., "Полная инверсия формы волны скоплений дроби с точки зрения пороэластичных параметров", EAGE, Лондон, июнь 2007 г.
  • Дойч К. Геостатистическое моделирование коллектора, Нью-Йорк: Oxford University Press, 2002, 376 страниц.
  • Фрэнсис, А., "Ограничения детерминированности и преимущества стохастической сейсмической инверсии", CSEG Recorder, февраль 2005 г., стр. 5-11.
  • Хасануси, Д., Адхитиаван, Э., Баасир, А., Лисапали, Л., ван Эйкенхоф, Р., "Сейсмическая инверсия как захватывающий инструмент для определения распределения фаций в карбонатных коллекторах Тиаки, Сулавеси - Индонезия", Труды, индонезийский Нефтяная ассоциация, тридцать первая ежегодная конференция и выставка, май 2007 г.
  • Рассел Б., Хэмпсон Д., «Старое и новое в сейсмической инверсии», CSEG Recorder, декабрь 2006 г., стр. 5–11.
  • Стивен К., Макбет К. «Снижение неопределенности прогнозов коллектора путем обновления стохастической модели с использованием сопоставления сейсмической истории», SPE Reservoir Evaluation & Engineering, декабрь 2008 г.
  • Варгас-Мелеза, Л., Мегчун, Дж., Васкес, Г., «Оценка петрофизических свойств путем интегрирования AVO, сейсмической инверсии и многоатрибутного анализа в трехмерном объеме Плайуэлы, Веракрус», Международная конференция AAPG: 24–27 октября , 2004 год, Канкун, Мексика.
  • Ван, X., Ву, С., Сюй, Н., Чжан, Г., "Оценка газогидратонасыщенности с помощью ограниченной редкой инверсии шипов: пример из северной части Южно-Китайского моря", Terr. Атмос. Океан. Sci., Vol. 17, No. 4, 799–813, декабрь 2006 г.
  • Уотсон, И., Лайнс, Л., "Сейсмическая инверсия на Пайкс-Пик, Саскачеван", Отчет об исследованиях CREWES, том 12, 2000 г.
  • Уитфилд, Дж., "Связь чистой заработной платы с амплитудой по сравнению с градиентами компенсации: пример из Мексиканского залива", магистерская диссертация Хьюстонского университета, 1993.
  • Цзоу, Ю., Бентли, Л., Лайнс, Л., «Интеграция моделирования коллектора с покадровым сейсмическим моделированием», Национальная конвенция CSEG 2004 года.

внешние ссылки