Курсовая работа (т): Расчет оптимальных параметров систем наблюдений МОГТ-2Д

Формальной задачей кинематической обработки сейсмических записей является такое их преобразование, которое позволило бы максимально просто и с высокой достоверностью выделять целевые сейсмические волны и эффективно подавлять все ненужные, мешающие волны-помехи. В такой постановке задача обработки включает в себя ряд процедур, относительная роль которых при решении различных геолого-геофизических задач может быть различной. Среди этих процедур необходимо, прежде всего, назвать: препроцессинг, собственно типовую кинематическую обработку и детальную кинематическую обработку.

Целью большинства видов обработки является усиление амплитуды полезного сигнала относительно уровня помех - улучшение соотношения "сигнал - помеха". При различиях спектрального состава полезных волн и волн-помех с целью улучшения соотношения "сигнал-помеха" широко применяют одноканальную частотную фильтрацию.

Результативность обработки сильно зависит от того, насколько хорошо экспериментальные данные соответствуют принятой теоретической модели среды. Среди факторов, нарушающих это соответствие, прежде всего, следует отметить искажения времен прихода волн за счет неоднородностей верхней части разреза. Такие искажения устраняются путем введения статических поправок. При обработке данных многократных перекрытий в МОВ в большинстве случаев необходимо введение кинематических поправок. С их помощью устраняют различия во временах прихода полезных отраженных волн, вызванные неодинаковым удалением пунктов наблюдения от источников. После поправок и суммирования получаем кинематический временной разрез по профилю. Именно на нем проводят корреляцию (выделение и прослеживание) полезных волн. Во многих случаях временной разрез вполне пригоден для качественной геологической интерпретации сейсмических данных. На заключительных этапах обработки данных МОГТ производят определение сейсмических скоростей и построение границ.

Сейсмические данные, получаемые после обработки первичных сейсмограмм, представляют собой набор цифровых значений некоторых сейсмических параметров (атрибутов), получаемых в узлах, как правило, регулярной двумерной сетки в вертикальной плоскости - при профильных работах 2D, или в узлах пространственной трехмерной сетки - при работах 3D. Для выполнения всей последующей интерпретации результатов обработки требуется представлять эту огромную по объему цифровую информацию в компактном виде, в той форме, в которой эта информация могла бы быть осознана, понята, проанализирована и сопоставлена с другими геолого-геофизическими данными. Единственным способом такого представления является графическое изображение сейсмических материалов на экране компьютера или бумаге.

При сейсморазведочных работах по технологии 2 D основной результат обработки - это сейсмический разрез (временной или глубинный).

При обработке материалов сейсморазведочных работах полученных по технологии 3 - D, результаты могут быть визуализированы в виде кубов в пространственном представлении, при этом могут быть проведены различные анимации этих кубов [4].

4. Преобразование Гильберта сейсмических записей и его использование в процедурах интерпретации

Одна из технологий качественной интерпретации сейсмических амплитуд - определение мгновенных динамических характеристик (МДХ). Эти характеристики (называемые сегодня атрибутами) определяются с использованием преобразований Гильберта, относящихся к классу интегральных преобразований типа Фурье, широко применяющихся в сейсморазведке. Вычисление МДХ основано на комплексном представлении сейсмической трассы, которое исходит из следующих соображений.

Сейсмическую трассу можно представить в виде

где - А(t) и φ(t) - амплитуда и фаза записи. A(t) гладкая, положительная медленно изменяющаяся функция, которая является огибающей знакопеременной функции s(t), а сомножитель cos φ(t) характеризует заполнение огибающей и представляет сравнительно быстро изменяющийся во времени знакопеременный процесс синусоидального типа.

Тогда сопряженная, по Гильберту, трасса определяется так

У этой трассы амплитудный спектр, такой же, как и у исходной трассы, а фазовый спектр - отличается на 90°. Знание двух трасс - обычной и сопряженной - позволяет определить входящие в сомножители этих выражений динамические характеристики сейсмической записи - амплитуду и фазу. Далее, анализируя фазу, можно сравнительно просто определить частоту. Именно в этом и заключается основной смысл использования преобразования Гильберта. Без применения этого преобразования, имея только сейсмическую трассу, разделить эти два важных параметра A(t) и φ(t) нельзя.

Для решения задачи выделения двух основных динамических параметров записи удобнее всего объединить обе трассы, действительную и сопряженную (по Гильберту), в форме одной комплексной функции, соединив их и разделив с помощью символа мнимой единицы j. Назовем такую комбинацию комплексной сейсмической трассой z(t):

Эта трасса имеет модуль A(t), который является огибающей комплексной трассы.

Величину A(t) принято называть мгновенной амплитудой (или силой отражения - reflection strength) сейсмической записи.

Функция

определяет так называемую мгновенную фазу сейсмической записи.

Дифференцируя мгновенную фазу φ(t) по времени, можно получить еще один параметр - мгновенную частоту

Образное представление о взаимосвязи комплексной, реальной и сопряженной сейсмических трасс дают графики представленные на рисунке 4.1.

Таким образом, мгновенные параметры сейсмической записи легко можно определить, если имеется преобразованная по Гильберту сейсмическая трасса.

Рисунок 4.1 - Пространственная взаимосвязь между комплексной, реальной и сопряженной (мнимой) сейсмическими трассами

Вычисление интегральных преобразования на практике сводится к вычислению их дискретного аналога. Практически вычисление преобразования Гильберта сводится к свертке исходной трассы с фильтром ограниченной длины.

Таким образом если мы будем иметь действительную и мнимую части сейсмической трассы то в любой момент времени можно определить амплитуду а, фазовый угол φ и частоту ω, т. е. можем отдельно строить временные разрезы этих параметров (атрибутов) сейсмической записи. На рисунке 4.2 приведен фрагмент временного разреза, на котором отчетливо видно изображение газового резервуара по рассмотренным ранее методам качественной интерпретации, результаты изображающие мгновенные динамические атрибуты этого фрагмента приведены на рисунке 4.3. Эти материалы, анализируемые совместно с исходным разрезом, увеличивают для интерпретатора информативность изучаемой волновой картины.

Кроме упомянутых мгновенных характеристик волнового поля, возможно вычисление и других аналогичных характеристик (атрибутов) сейсмической записи - мгновенной скорости, когерентности и др.

Найденные таким образом, численные значения этих характеристик могут выступать как в качестве базовых атрибутов при выполнении задач прогнозирования свойств, так и в качестве самостоятельных вариантов временных изображения геологической среды. В первом случае поля найденных атрибутов выступают в качестве информационной основы для инверсии данных сейсмической разведки на базе комплекса с материалами ГИС. Во втором случае построенные новые изображения геологической среды выступают в качестве самостоятельных объектов интерпретационного анализа при изучении геологической среды.[4]

Рисунок 4.2 - Фрагмент временного разреза ОСТ

Рисунок 4.3 - Примеры временных разрезов мгновенных атрибутов сейсмической записи.

а - мгновенных амплитуд; б - мгновенных фаз; в - мгновенных частот; г - средних значений мгновенных частот

В результате комплексирования сейсмической трассы сейсмограмма превращается в ансамбль трасс - результатов соответствующего преобразования.

Смысл этого преобразования состоит в следующем.

Динамические параметры выявляют особенности разреза, которые не очевидны при иных методах анализа, особенно латеральные изменения вдоль напластования. Так, например, изменения параметров бывают связаны со стратиграфическими изменениями или углеводородными скоплениями. [9]

Мгновенная амплитуда соответствует огибающей исходного сигнала. Такое представление бывает полезным при необходимости выделить или подчеркнуть на сейсмограмме области с характерным типом записи, отличающимся от соседних областей сейсмограммы более высокой или более низкой энергией сигнала, например, водонасыщенные участки, не имеющие четких отражающих границ, участки неровных и плохо отражающих границ, где трудно проследить ось синфазности из-за того, что отражения на соседних трассах имеют разную форму и т.д.

Мгновенная частота указывает на участки записи с различным частотным составом записи, что не всегда можно увидеть на исходной сейсмограмме по видимым периодам колебаний. Это могут быть участки записи, соответствующие отражениям от областей разреза с другой структурой пород.[10] Распределение мгновенных частот характеризует интерференционные явления, порождаемые близким расположением двух отражающих границ, и, таким образом, помогает провести корреляцию от профиля к профилю или через разломы.[9]

Мгновенная фаза может помочь выделить на сейсмограмме область отражений, не отличающихся заметно ни амплитудой, ни частотным составом, но имеющих существенные фазовые сдвиги в сравнении с окружающей этот участок записью.[10] Латеральное прерывание фазы облегчает выявление прекращения прослеживаемости отражений, например, от разломов, при выклинивании пластов и т.д. Как правило, причины, вызывающие такие фазовые искажения записи имеют те же причины, что и искажения частотного состава.[9]

Заключение

В ходе выполнения данной работы был изучен один из основных методов сейсморазведки, метод общей глубинной точки. Был произведен расчет оптимальных параметров системы наблюдений необходимые для подавления волн-помех.

В специальной части была рассмотрена технология качественной интерпретации сейсмических амплитуд - определение мгновенных динамических характеристик (МДХ).

Список литературы

1.       Устинова В. Н., Зиборов С. С. и др. Геологоразведочные работы на Двуреченском месторождении, решение задач картирования песчаных фаций и выделения зон высокоемких коллекторов.

2.      Методические указания по расчетам систем наблюдений.

.        Инструкция по сейсморазведке, 2003.

.        Резяпов Г.И. Сейсморазведка: учебное пособие /Г.И. Резяпов; Томский политехнический университет. − Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2012. - 309 с..

.        Гайнанов В.Г. Сейсморазведка.Учебное пособие. - М.: МГУ, 2006.149 с., 80 ил.

.        Бондарев В.И. Анализ данных сейсморазведки. Екатеринбург: издательство УГГГА, 2002

.        Бондарев В.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. - 690 с.

.        Рапопорт М.Б. Вычислительная техника в полевой геофизике: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1993. -350 с.

.        Шерифф Р., Гелдарт Л. Сейсморазведка: В 2-х т. Т. 2. Пер. с англ. - М.: Мир, 187, 400 с.

.        Владов М. Л., Старовойтов А. В. Георадиолокационные исследования верхней части разреза. Учебное пособие. - М.: Издательство МГУ, 1999. - 90 с.