Опыт реализации проекта по созданию суперкуба (Западная Сибирь)

Д.Г. Семин, Э.Г. Кошкаров, С.С. Милошевич, М.А. Кузнецов, М.Ф. Старицын

Журнал «Геофизика»

В условиях истощения эксплуатируемых нефтяных месторождений Западной Сибири и падения объемов добычи, а также нестабильных цен на энергоресурсы нефтяные компании все чаще обращают внимание на работы по доизучению действующих месторождений на основе существующей сейсмической информации. Актуальными становятся попытки извлечения дополнительной информации из имеющихся «старых» сейсмических наблюдений с использованием современных технологических подходов. Не менее значимым является вопрос построения обобщенных структурно-геологических моделей при наличии перекрывающихся сейсмических съемок разных лет наблюдения, поэтому актуальной становится задача совместной переобработки съемок различных полевых сезонов. В данной работе представлены технология и результаты совместной обработки 13 смежных съемок.

ВВЕДЕНИЕ

На территории, входящей в проект, начиная с полевого сезона 1997/98 г. проводились значительные объемы 3D сейсмических наблюдений. К настоящему времени сформировался пул из 13 смежных сейсмических съемок, последняя из которых проведена в 2010/11 г. Общая площадь исследования составила около 2700 км2 . Последовательно по каждой из съемок велась интерпретация полученных данных, в процессе работ возникали существенные неоднозначности в местах сочленения съемок при попытках увязать общий структурный план.

Неопределенность структурных построений на стыке съемок привела к необходимости построения объединенной региональной структурно-геологической и тектонической моделей по общему набору данных. Для решения поставленной задачи была выполнена переобработка сейсмических данных с объединением материалов на уровне исходных сейсмограмм.

Основной упор делался на получение единой, согласованной по всем съемкам гипсометрии и динамической увязке сейсмических наблюдений. В данной статье рассматривается опыт совместной переобработки данных по съемкам разных лет наблюдений, описываются ключевые проблемы создания обобщенного графа и методы оптимизации процедур обработки.

Оценка параметров съемок и качества исходных данных

Сейсмические наблюдения по всем 13 съемкам, входящим в единый проект, проводились по стандартной методике ОГТ с использованием системы наблюдений типа «крест». Это, пожалуй, единственная характеристика, общая для всех сейсмических съемок (параметры регистрации представлены в таблице 1). В остальном данные характеризуются крайней вариативностью по многим параметрам. Ниже обозначим основные проблемы.

Таблица 1. Характеристики систем наблюдений съемок, входящих в объединенный проект

Съемка Площадь Тип сейсмо-
станции
Тип сейсмо-
приемника
Тип источника Кратность Количество
активных
каналов
Размер
бина
1 290 Sercel SN-388 GS-20 DX взрыв 32 768 25 x 25
2 199,7 Sercel SN-388 GS-20 DX взрыв 32 768 25 x 25
3 155 Sercel 428XL GS-20 DX «Геотон» 56 1344
25 x 25
4 150 I/O SYSTEM 2 GS-20 DX взрыв 18 726 50 x 25
5 194,2 Sercel 428XL GS-20 DX «Енисей» 56 1344 25 x 25
6 220 Sercel 408UL GS-20 DX взрыв 32 768 25 x 25
7 234 Sercel SN-388 GS-20 DX взрыв 20 600 50 x 25
8 200 I/O SYSTEM 2 SN-4 взрыв 20 600 50 x 25
9 200,6 Sercel SN-388 GS-20 DX взрыв 20 800 25 x 50
10 140,49 Sercel SN-388 GS-20 DX взрыв 20 400 25 x 50
11 190 Sercel 408UL GS-20 DX взрыв 32 768 25 x 25
12 311 Sercel SN-388 GS-20 DX взрыв 20 400 25 x 50
13 225 I/O SYSTEM 2 GS-20 DX взрыв 20 400 25 x 50

Возбуждение и регистрация сигнала. Большинство площадей отработано с использованием источника взрывного типа. На съемках 3 и 5 применялись импульсные источники «Геотон» и «Енисей», что обусловлено поверхностными условиями площади – невозможностью проведения взрывных работ на акватории реки Оби. Для регистрации сигнала использовались сейсмические станции четырех типов.

Методика полевых наблюдений. Съемки имеют различное расстояние между линиями возбуждения и приема, различный интервал ПП, ПВ и количество активных каналов. Съемка 5 имеет перпендикулярную к остальным ориентацию взрывных и приемных линий. Азимут 7-й съемки отличается от остальных на величину порядка 1,5–2 градуса. Довершают картину три типа проектного бина и крайне неоднородная кратность.

Поверхностные условия и верхняя часть разреза. Исследуемая территория характеризуется неоднородным, сильно изрезанным рельефом, наличием крупных и малых рек, озер и болот. В пределах всех съемок имеются зоны распространения многолетней мерзлоты.

Наличие десятилетнего перерыва в отработке перекрывающихся съемок, за время которых скоростные характеристики верхней части разреза (ВЧР) могли существенно меняться, еще более усугубляет ситуацию. Все это обуславливает сложность построения модели ВЧР объединенной съемки.

Наличие техногенного фактора (магистрального газопровода, пересекающего три съемки, и буровых площадок) оказало отрицательное влияние на регулярность полевых наблюдений.

Сигнал. Различия в условиях проведения полевых наблюдений, обусловленные как методическими, так и естественными факторами, приводят к значительной неоднородности спектральных характеристик сейсмической записи в пределах объединенной съемки. На части съемок регистрация сигнала проводилась в обратной полярности.

Еще раз подчеркнем, что это лишь наиболее острые проблемы, с которыми авторы столкнулись в процессе работы над проектом.

Методология

Указанные выше проблемы обусловили формирование специализированного графа обработки, начиная с этапа создания объединенной геометрии проекта. Обработка выполнялась с сохранением истинного соотношения амплитуд и выделением полезного сигнала на основе частотно-раздельного шумоподавления по технологии LIFT (Leading Intelligent Filter Technology), обеспечивающей эффективное подавление помех различной природы с сохранением амплитуд и фазовых характеристик сигнала [6].

Создание проекта и выбор бина. После создания геометрии проекта возник вопрос о выборе размера бина. Как уже отмечалось выше, системы наблюдений значительно отличались от съемки к съемке и имели различные проектные бины (25 х 50 м, 50 х 25 м и 25 х 25 м). Для формирования единого проекта была проведена большая работа по анализу данных и выбору размера бина. В процессе тестирования были рассмотрены два варианта: 25 х 25 м и 50 х 50 м (с последующим переходом на 25 х 25 м). На рис. 1 представлена схема распределения фактической кратности наблюдений, полученной с минимально возможным бином 25 х 25 м, являющимся проектным для шести съемок. На остальных съемках при выполнении обработки с бином 25 х 25 м имеются значительные пропуски в данных (рис. 1). Это накладывало определенные ограничения на возможность проведения оценки качества промежуточных результатов. В связи с этим обработка проводилась в проекте с размером бина 50 х 50 м вплоть до этапа регуляризации перед миграцией (карта кратности приведена на рис. 1).


Рис. 1. Карта кратности сейсмических данных: бин 25 х 25 м (слева) и 50 х 50 м (справа)

Построение модели ВЧР и расчет статических поправок. Район работ характеризуется крайне неоднородным строением ВЧР как по латерали, так и по вертикали. Сложность строения ВЧР вызвана распространением многолетнемерзлых пород, а также поверхностными условиями – изрезанным рельефом, наличием в пределах площади болот, озер и рек. Ранее при совместной интерпретации отдельных съемок возникали существенные неоднозначности в местах сочленения. Все это обусловило необходимость построения единой модели ВЧР для всей территории исследований.

Учет влияния сложной ВЧР проводился на разных стадиях обработки и включал несколько ключевых этапов:

1) получение статических поправок для приведения данных на плоский уровень с использованием первых вступлений;

2) коррекция остаточной статики и кинематики;

3) учет длиннопериодных искажений путем замещения верхнего слоя средой с постоянной скоростью;

4) коррекция остаточной статики и кинематики.

Расчет статических поправок по первым вступлениям широко освещен в литературе [8], поэтому мы остановимся на основных методических этапах работ. Ввиду крайней разнородности исходного материала не представлялось возможным подобрать единые по всем съемкам параметры прослеживания первых вступлений. По некоторым съемкам прослеживание первых вступлений проводилось в отдельных проектах. На основе объединенных времен регистрации сигнала в первых вступлениях, данных о глубине заложения заряда и времени прихода прямой волны (рис. 2) в едином проекте, включающем 13 съемок, была создана первоначальная модель скоростей ВЧР.


Рис. 2. Карты: рельефа (слева), глубины заложения заряда (в центре), времен прихода прямой волны (справа)

Уточнение скоростной модели проводилось методом томографии (Eikonal Tomography), оптимизирующей исходную скоростную модель на основе разницы между наблюденным и предсказанным временем прихода волны [7, 10]. Для расчета статических поправок промежуточная линия приведения была выбрана на уровне 100 м, финальная линия приведения – 0 м, скорость замещения – 1600 м/с. На рис. 3 приводятся сечение модели ВЧР, разрезы до и после введения статики по первым вступлениям. В процессе работы авторы убедились в необходимости построения единой модели ВЧР при работе с объединенными съемками. Полученные по первым вступлениям статические поправки хорошо решают проблему учета малоамплитудных короткопериодных неоднородностей ВЧР, напрямую влияющих на качество суммирования.


Рис. 3. Сечение модели ВЧР, полученной методом томографии (вверху), вертикальное сечение после (в центре) и до (внизу) ввода статических поправок по первым вступлениям

Построение единой модели ВЧР по первым вступлениям, наряду с коррекцией остаточной статики и детальным анализом скоростей, позволило практически полностью избавиться от неоднозначностей гипсометрии в местах сочленения съемок.

После коррекции коротко- и среднепериодных компонент статики проводился анализ и коррекция длиннопериодных (ДП) искажений, вызванных влиянием ВЧР и вносящих существенные искажения в структурный фактор [1, 2, 4]. Основными критериями выделения ДП-искажений являются проявляющееся на всех временах плавное искажение линии Т0 и противоположное поведение скоростей суммирования (максимальному значению Т0 соответствует минимальное значение скорости).

Коррекция ДП-составляющей проводилась по методике замещения верхнего неоднородного слоя однородной средой с постоянным значением скорости. Для этого данные после учета КП- и СП-составляющих переводились на сглаженную поверхность наблюдения. По временному кубу прослеживалась кровля Талицкого горизонта (на уровне 700–750 мс), первого от поверхности четко прослеживаемого по всей площади наблюдений. По результатам прослеживания построена карта Т0 кровли Талицкого горизонта. Далее были рассчитаны спектры и построена карта Vint интервальных скоростей для слоя от поверхности до кровли Талицкого горизонта. На последнем этапе выполнено замещение верхней толщи слоем с постоянной скоростью (1890 м/с), выбранной совместно с интерпретаторами с привлечением априорной информации о скоростях. Полученная на основе замещения ДП статическая поправка вводилась в данные в поверхностно-согласованном варианте (по ПП/ПВ). На рис. 4 приводится карта Т0 по Талицкому горизонту до и после введения статических поправок, а также зависимость между значениями Т0 и отметками пласта в скважинах. На рис. 5 представлен фрагмент вертикального сечения временного разреза до и после учета ДП-составляющей ВЧР. Характерное для зон растепления увеличение времен по всему разрезу после коррекции отсутствует, что позволяет сделать вывод о нивелировании искажающего влияния скоростей ВЧР на структурный план.


Рис. 4. Карта Т0 Талицкого горизонта до (слева вверху) и после (справа вверху) ввода ДП-статики.
Зависимость Т0 – маркер до (слева внизу) и после (справа внизу) ввода ДП-статики


Рис. 5. Вертикальное сечение временного куба до (слева) и после (справа) ввода ДП статических поправок

Учет сейсморегистрирующего тракта. Исходные полевые материалы получены с использованием четырех различных типов телеметрических станций (рис. 6). При выполнении совместной обработки таких данных крайне желательно учитывать влияние сейсморегистрирующего тракта на получаемый сейсмический сигнал. Для этого были рассчитаны и применены фильтры коррекции за тракт регистрации для каждого типа приемной аппаратуры. На рис. 6 приведен пример расчета оператора фильтра коррекции за тракт регистрации, его амплитудно-частотный и фазовый спектры.


Рис. 6. Типы сейсмостанций (слева).
Пример расчета фильтра для сейсмостанции SN-388 (справа):
А – отклик сейсмостанции и его АЧХ,
B – отклик геофона и его АЧХ,
С – суммарный отклик тракта регистрации и его АЧХ,
D – оператор фильтра и его АЧХ

Для оценки качества выполненных процедур в точках скважин извлекались сейсмические импульсы (рис. 7). По результатам оценки можно сделать вывод о том, что извлекаемый сейсмический импульс стабилизировался после учета влияния различных типов сейсмостанций и стал более однородным по площади.


Рис. 7. Сравнение извлеченных сейсмических импульсов в точках скважин до (слева) и после (справа) учета тракта регистрации

5D-интерполяция. После выполнения полного цикла динамической и кинематической обработки данные были переведены в проект, имеющий бин 25 х 25 м, где для компенсации пропусков использовалась технология «гибкого» бинирования (flex-bin) [9]. Это позволило получить регулярный массив данных без пропусков сейсмических трасс.

Сравнительный анализ показал, что сейсмический куб с бином 25 х 25 м имеет сопоставимое качество с кубом, имеющим бин 50 х 50 м, и одновременно позволяет полностью сохранить латеральную и вертикальную разрешающую способность сейсмической записи. На рис. 8 приведен пример вертикального сечения объединенного сейсмического куба до и после выполнения «гибкого» бинирования. На рис. 9 приведено сравнение горизонтальных сечений кубов, имеющих различный бин (25 х 25 м после «гибкого» бинирования и 50 х 50 м).


Рис. 8. Фрагмент вертикального сечения временного сейсмического куба до (слева) и после (справа) применения технологии «гибкого» бинирования


Рис. 9. Сравнение фрагментов горизонтального сечения временного сейсмического куба на времени 2400 мс с бином 25 х 25 м после применения технологии «гибкого» бинирования (слева) и с бином 50 х 50 м (справа)

При выполнении переобработки сейсмических данных, полученных с применением различных систем наблюдений, в неблагоприятных поверхностных условиях и влиянием техногенного фактора (наличием в пределах площади газопровода), возникает нерегулярность пространственного распределения ПП и ПВ, удалений и азимутов [3, 5]. Это негативно сказывается на многих этапах обработки – усиление артефактов при преобразовании Радона, аляйсинг эффекта при подавлении поверхностных волн-помех, наличие помех foot-print на горизонтальных слайсах. Пространственная нерегулярность вызывает появление сильных помех при миграции данных.

Для получения конечного результата оптимального качества необходимо компенсировать неоднородность в пространственном распределении данных. Для решения задачи был применен следующий технологический подход, включающий в себя два основных этапа:

– выполнение «гибкого» бинирования и переход на бин 25 х 25 м,

– реконструкция волнового поля с применением технологии 5D-регуляризации.

Переход на размер бина 25 х 25 м с применением технологии «гибкого» бинирования был описан выше. Для компенсации пространственной нерегулярности данных была выполнена 5D- регуляризация сейсмических данных, основанная на методе OMP (Orthogonal Matching Pursuit) [11]. Метод основан на преобразовании Фурье исходных данных и использовании коэффициентов разложения для реконструкции недостающих данных в необходимых областях пространства за счет избыточного количества дискретов в пространственно-частотной области. В результате неравномерное положение пунктов сейсмических наблюдений пересчитывается на равномерную сетку наблюдений. Пример реконструированной сейсмограммы ОГТ приведен на рис. 10. После применения технологии 5D-регуляризации был получен единый массив сейсмических данных с общей равномерной кратностью наблюдений (рис. 11).


Рис. 10. Сейсмограмма ОГТ с указанием пространственного положения формирующих точек ПВ и ПП до (а) и после (б) применения технологии 5D-регуляризации. Вверху распределение фактических удалений


Рис. 11. Распределение кратности сейсмических наблюдений до (слева) и после (справа) 5D-регуляризации

На рис. 12, 13 приведены примеры вертикального сечения и горизонтального среза временного сейсмического куба после применения 5D-регуляризации.


Рис. 12. Вертикальное сечение сейсмического куба до (слева) и после (справа) выполнения 5D-реконструкции волнового поля


Рис. 13. Фрагмент горизонтального сечения сейсмического куба до (слева) и после (справа) выполнения 5D-регуляризации

Предложенный подход является, на взгляд авторов, оптимальным и позволил получить, несмотря на различие систем наблюдений, регуляризированные данные, пригодные для проведения последующих миграционных преобразований.

Проблемы динамического согласования съемок, являющиеся не менее важными, чем устранение неоднозначности структурного плана при совместной обработке разнородных данных, в данной статье не рассматриваются в силу обширности материала. Авторы планируют осветить данный вопрос в отдельной публикации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполнение проекта по совместной обработке 3D сейсмических данных 13 съемок разных лет наблюдения предоставило возможность приобрести ценный опыт работ по получению объединенного суперкуба. Несмотря на крайнюю неоднородность исходного сейсмического материала, разработанные технологические подходы к решению задачи совместной обработки данных и предлагаемый оптимальный граф позволили получить объединенную структурно-тектоническую модель, устранить неоднозначности в гипсометрии смежных съемок и получить динамически сбалансированный суперкуб. Авторами отмечается целесообразность построения единой модели скоростей ВЧР и проведения учета влияния тракта регистрации на форму сигнала. Многоэтапный подход к интерполяции данных позволяет сохранить минимально возможный бин 25 х 25 м и минимизировать влияние системы наблюдений на процедуру миграции.

По результатам интерпретации полученного объединенного суперкуба удалось выделить новые перспективные структуры на стыках площадей, определить основные геологические риски и неопределенности. Комплексный подход к исследованию данной территории позволит сформировать программу геолого-разведочных работ по доизучению лицензионных участков.

ЛИТЕРАТУРА

1. Геништа А.Н., Кириллов С.А., Косовцев В.И., Лаврик А.С. Искажающее влияние неоднородностей ВЧР на сейсмическое изображение геологической среды // Приборы и системы разведочной геофизики 2014. 1(47). С. 15–19.

2. Королев Е.К., Королев А.Е., Хайретдинова (Российская) Е.М. Интерпретационный подход к учету длиннопериодных искажений сейсмических волновых полей, вызванных зоной многолетнемерзлых пород // Технологии сейсморазведки. 2005. № 1. С. 41–45.

3. Курашев И.А., Бондарев В.И., Крылатков С.М. Регуляризация сейсмических данных при объединении смежных съемок // Известия Уральского государственного горного университета. 2014. № 1(33). С. 12–17.

4. Логовской В.И., Говоров С.С. Повышение достоверности сейсморазведочных данных в зонах развития многолетнемерзлых пород // Геофизический вестник. 2000. № 2. С. 8–13.

5. Сафронова О.Н. (ООО «Петротрейс Глобал»), соавтор Королев А.Е. (ООО «Петротрейс Глобал»), соавтор Zvi Koren («Paradigm Geophysical Ltd»). Применение 5D-интерполяции с помощью метода Orthogonal Matching Pursuit (OMP), основанного на итеративном пересчете коэффициентов разложения и минимизации невязки способом наименьших квадратов. «Геомодель-2012», 2012.

6. Choo J., Sudhakar V. LIFT: a new seismic processing technique to LIFT noise and multiples, Expanded Abstracts 2003 CSEG/CSPG Joint National Convention, Calgary, June 2003.

7. Pierre Gouedard, Huajian Yao, Fabian Ernst, Robert D. van der Hilst. Surface-wave eikonal tomography for geophysical arrays.

8. Don C. Lawton. Computation of refraction statics corrections using first-break traveltime difference. Geophysics, № 10. 1989.

9. Rawat M.S., Goswamy M., Das M. Flexi Binning: A solution for Irregular Acquisition Geometry 5th Conference & Exposition on Petroleum Geophysics, Hyderabad-2004, India. P. 199–203.

10. Gerard T. Schuster and Aksel Quintus-Bosz. Wavepath eikonal traveltime inversion: Theory. Gophysics, № 9. 1993.

11. Tropp J.A. and Gilbert A.C [2007] Antileakage Fourier transform for seismic data regularization in higher dimensions. Geophysics. 75(6). WD113-WB120

Возврат к списку