Вертикальное сейсмическое профилирование

Контрольные вопросы и задачи к главе 7

Шye в 1985 году усовершенствовал формулу, предложенную Аки и Ричардсом, им также предложен ещё ряд приближенных формул, наибольшей известностью из которых пользуется двучленная формула Шуе

Полезный сигнал по интенсивности значительно слабее помехи. В такой неблагоприятной ситуации следует лишь добиваться максимально возможной амплитудной разрешенности записи с тем, чтобы удалось хотя бы обнаружить присутствие в ней полезных волн. При этом придется смириться с тем, что возможно искажение формы записи и уменьшение временной разрешенности записи. В качестве критерия оптимальности при фильтрации в этом случае принято использовать отношение пикового (максимального) значения сигнала к среднему квадратическому уровню помехи. Фильтр, удовлетворяющий этому критерию, называется оптимальным фильтром обнаружения.

Коррекция амплитуд - это изменение их относительных величин, компенсирующее воздействия определенных физических факторов на интенсивность регистрируемых полезных волн. Например, для целей динамической интерпретации данных MOB необходимо исключить воздействие многообразных процессов, которые маскируют прямую зависимость амплитуды отражения от изменения акустической жесткости на соответствующей сейсмической границе. Задачу решают путем коррекции амплитуд за факторы геометрическое расхождения и поглощения, называя это восстановлением истинных соотношений амплитуд однократных отраженных волн. Такое регулирование получило название регулирования записей с сохранением относительных амплитуд (СОА). Иногда такое регулирование амплитуд называют регулированием с возможностью восстановления соотношения амплитуд - ВСА

В однородной среде интенсивность отраженной волны убывает обратно пропорционально пути ее пробега r = t V, где t - время прихода волны и V - средняя или эффективная скорость ее распространения. В таком случае корректирующий множитель, на который умножаются амплитуды исходной сейсмической трассы, составит В слоистой среде фактор геометрического расхождения возрастает за счет преломления лучей на промежуточных границах, и корректирующий множитель более точно определяется формулой - Такой способ учета геометрического расхождения требует знания скоростного закона V(t), который обычно не известен на начальных этапах обработки полевых материалов, когда выполняется коррекции амплитуд колебаний. К тому же с увеличением времени t быстрое возрастание множителя c (t) чрезмерно усиливает присутствующие на записи разнообразные волны-помехи, включая многократные отражения. Поэтому предложен, опробован и во многих случаях признан удовлетворительным корректирующий множитель, не зависящий от скорости и определяемый только временем прихода волны где п - показатель степени, подбираемый эмпирически и обычно близкий к значению п ≈ 2.

Ослабление интенсивности волн из-за поглощения имеет экспоненциальный характер. В среде с частотно-независимым эффективным декрементом поглощения (t) компенсация затухания колебаний с преобладающей частотой ω может быть задана корректирующим множителем

Однако неупругие свойства геологического разреза известны значительно хуже, чем сейсмические скорости в нем, что затрудняет такой способ компенсации фактора поглощения. Эту задачу пытаются решать с помощью специальных видов деконволюции.

Используя ту или иную функцию переменного амплитудного множителя c(t), отсчеты скорректированной и нормированной сейсмической трассы вычисляют по формуле

е y_c(t) = c(t)y(t) и - средний уровень скорректированных амплитуд у_с (t).

Регулировка амплитуд

Регулировка амплитуд - это эмпирическая компенсация затухания колебаний на сейсмической трассе без количественного учета факторов ослабления амплитуд. Целью регулировки является сжатие динамического диапазона колебаний и приведение сейсмической трассы к стационарному виду, когда средний уровень ее интенсивности не изменяется во времени. Такое преобразование нередко проводят перед процедурами частотной фильтрации, коррекции статических поправок, а также при визуализации сейсмических трасс с большим динамическим диапазоном записи. На практике применяют два вида регулировки амплитуд - автоматическую и программную.

Автоматическая регулировка амплитуд, чаще называемая автоматической регулировкой усиления (АРУ), является нелинейной фильтрацией, так как характеристика преобразователя управляется самим фильтруемым сигналом: чем сильнее колебание на входе, тем меньше для него коэффициент усиления. В результате интенсивность колебаний на выходе процедуры поддерживается на постоянном уровне при больших вариациях амплитуд на ее входе. Для приведения трассы y(t) к стационарному виду ее отсчеты модифицируют с помощью переменною во времени делителя d(t). Положительная функция d(t) имеет смысл огибающей исходных колебаний. Для ее нахождения следует выделить низкочастотную компоненту трассы с помощью подходящего ФНЧ. В простейшем случае такой фильтр реализуют путем вычисления скользящего среднего значения из абсолютных величин амплитуд на некотором интервале Т с центром в точке текущей координаты t:

Нормированная амплитудно-частотная характеристика D(ω) этого нуль-фазового ФНЧ выражается формулой

Она имеет максимум D_max = 1 при ω= 0 и достигает первого нулевого значения при ω₀ = 2π/Т. Граничная частота на уровне 0,707 равна ω_гр = 0,44 ω₀. Интервал осреднения Т следует брать достаточно большим, чтобы область пропускаемых частот оставалась ниже спектра полезных волн. Тогда АРУ, выравнивая интенсивность колебаний, не вызывает существенных искажений их формы.

Отрегулированная АРУ и нормированная трасса получается преобразованием

где y_d(t) = y(t)/d(t) и - средний уровень отрегулированных амплитуд y_d(t).

АРУ широко применяют при визуализации волновой картины сейсмограмм и разрезов на дисплеях компьютеров и распечатках плоттеров. При обработке материалов в целях динамической интерпретации применение нелинейной процедуры АРУ считается недопустимым.

6.6. Фильтрация сейсмических колебаний

6.6.1.Общие понятия о фильтрации сейсмических колебаний

Центральное место в комплексе обработки сейсмических данных занимают процедуры улучшения отношения амплитуд полезных сигналов к амплитудам помех, основанные на использовании различия частотных и скоростных характеристик полезных сигналов и волн - помех. Совокупность таких процедур различной природы объединяется общим понятием фильтрации сейсмических сигналов. В сейсморазведке было давно замечено, что обычно регистрируемые полезные сейсмические волны и волны-помехи в среднем достаточно заметно различаются между собой, как это видно из приводимых в табл.6.1 данных, по частотному спектру и диапазону изменения кажущихся скоростей. В конкретных сейсмогеологических условиях приведенные границы параметров являются еще более узкими, что делает различие между волнами более контрастным.

Характеристика основных классов сейсмических волн и волн - помех при работе на продольных волнах

Таблица 6.1

	Частотный	Диапазон
Класс сигналов	диапазон, Гц	кажущихся скоростей, м/с
Отраженные волны	10-80	1500-оо
Преломленные, рефрагированные и
многократные отраженно-преломленные волны	5-50	1000-20000
Поверхностные волны релеевского типа	3-30	100-1000
Многократно отраженные волны	10-60	1500-оо
Случайные помехи, микросейсмы	10-100	-
Электрические наводки	48-52	-
Звуковые волны	60-125	300-350

Используя определенным образом различия в динамических (по частотному составу) и кинематических (по кажущимся скоростям) свойствах полезных волн и волн - помех, можно на основе некоторых математических процедур добиться увеличения соотношения "сигнал - помеха", т.е. увеличить амплитудную разрешенность сейсмической записи. Как показывает опыт, визуально на записях с достаточно высокой надежностью выделяются те сейсмические импульсы, амплитуда которых превосходит средний уровень помех не менее чем в 2-3 раза. К сожалению, повышение амплитудной разрешенности обычно достигается за счет сокращения ширины спектра сигнала полезных волн, что приводит к увеличению его длительности во времени. При этом обязательно снижается временная разрешенность записи. Последняя, как известно, определяет возможность раздельного обнаружения и выделения сигналов, приходящих в близкие моменты времени. Таким образом, задача одновременного повышения амплитудной и временной разрешенности сейсмических колебаний выдвигает противоречивые требования к процедурам фильтрации. В таких условиях сейсморазведчики всегда ищут некоторое компромиссное решение. Это приводит к тому, что на практике применяется значительное количество видов фильтрации, решающих в каждом конкретном случае определенную задачу обнаружения, выделения и/или подчеркивания сигналов.

6.6.2. Классификация основных видов фильтрации

Существует большое количество видов фильтрации. Общее представление о возможных видах фильтрации можно получить по данным, приводимым на рис.6.11.

Рис. 6.11. Классификация основных видов фильтров

Первым важным классификационным признаком всех фильтров является их свойство линейности или нелинейности. Линейные фильтры на совокупность ряда сигналов действуют так, что тот же самый искомый результат фильтрации можно получить, применив фильтр к каждому сигналу отдельно, а затем результаты просуммировать. Линейные фильтры находят наибольшее применение в алгоритмах обработки сейсмических данных.

Второй важной характеристикой фильтров является поведение параметров оператора фильтра во времени. Если параметры оператора фильтра не меняются в течение времени его работы, то такие фильтры называются инвариантными. В противном случае фильтры называют переменными во времени.

Наиболее важной характеристикой фильтров является их канальность. Если фильтр имеет один входной канал, то фильтр называется одноканальным. Фильтр, имеющий более одного входного канала, называют многоканальным.

В зависимости от того, по какой координате снимаются отсчеты фильтруемого сигнала, все фильтры подразделяются на временные, пространственные и пространственно - временные.

Фильтры, ориентированные на ослабление случайных помех, носят название согласованных.

Фильтры-преобразователи, повышающие временную разрешенность сейсмической записи, называются обратными фильтрами.

Все виды преобразований при выполнении фильтрации могут осуществляться либо во временном представлении исходных сигналов, либо на основе их частотного представления, либо на основании специального Z - преобразования исходных сейсмических сигналов. Все эти три способа выполнения фильтрации по принципиальным особенностям эквивалентны.

6.6.3. Фильтрация в области времен и в области частот

При рассмотрении вопросов фильтрации сигналов (любых, не только сейсмических) выделяют два аспекта: выбор фильтра (частотной характеристики) и сам процесс фильтрации. В приведенной на рис. 6.11 классификации последний уровень характеризует процесс преобразований при выполнении (вычислении) фильтрации. В дальнейшем будем рассматривать только линейные фильтры, которые можем рассматривать как линейные системы. На вход фильтра подается сигнал s_вх(t) имеющий спектр S_вх(w), эти функции (временная и частотная) связаны между собой преобразование Фурье (6.7 и 6.8) (знак «на рисунке и в тексте условно обозначает связь по Фурье)

(6.7)

. (6.8)

Рис. 6.12. Принципиальная схема процедуры фильтрации

Сигнал на выходе фильтра обозначим s_вых(t) а его спектр S_вых(w), этифункциитак же связаны преобразованием Фурье - s_вых(t) «S_вых(w).

Фильтр в частотной области описывается частотной характеристикой H(w), а во временной временной характеристикой h(t). И этифункциисвязаны преобразованием Фурье - h(t) «H(w).

Дискретная функция ограниченным числом отсчетов h_i называется оператором фильтра.

Для линейной системы выходной входной спектры сигналов связаны соотношением:

(6.9)

Таким образом, для выполнения фильтрации в частотной области необходимо

1. по входному сигналу s_вх(t) прямым преобразование Фурье рассчитать спектр S_вх(w);

2. перемножить S_вх(w) и H(w) в результате получим спектр S_вых(w);

3. Обратным преобразование Фурье по S_вых(w) получить выходной сигнал s_вых(t);

Такой путь вычислений требует два раза применять довольно трудоемкие преобразования Фурье, на практике для таких вычислений применяется быстрое преобразование Фурье – БПФ, которое делает фильтрацию в частотной области по трудоемкости соизмеримой с фильтрацией в о временной области.

Фильтрация во временной области это вычисление интеграла свертки между входным сигналом и временной характеристикой:

(6.10)

Здесь - * - условный знак свертки.

6.6.4. Одноканальные согласованные фильтры

Наиболее широко используются в сейсмической разведке одноканальные фильтры различного назначения. Среди них, прежде всего, следует назвать одноканальные аналоговые фильтры, используемые в регистрирующей аппаратуре. В силу сложившейся практики - это обычно физически реализуемые устройства, содержащие сопротивления, емкости и т.п. В настоящее время в процессе обработки сейсмической информации основное распространение получили так называемые цифровые фильтры - некие математические операции с исходными сигналами, реализующие идею фильтрации. Именно такие цифровые фильтры мы и будем рассматривать далее.

Среди широкого класса одноканальных цифровых фильтров особо важную роль играет группа так называемых согласованных фильтров. Если известно, что во всем диапазоне частот существует некоторая область, где энергия сигнала преобладает над энергией помех, то это позволяет сконструировать фильтр, пропускающий только те составляющие спектра, где доминирует сигнал, и подавлять все остальные компоненты спектра. При этом возможны следующие четыре варианта.

Спектр полезного сигнала преобладает в полосе частот от нуля до f₁ Выше частоты f₁ преобладают помехи. Очевидно, что искомый фильтр должен пропускать все колебания с частотой ниже f₁; и подавлять колебания с более высокими частотами. Фильтр, выполняющий такую функцию, принято называть низкочастотным фильтром - фильтром ФНЧ. Графическое изображение его частотной характеристики показано на рис.6.13.а.

Рис. 6.13. Частотные характеристики идеальных согласованных фильтров

Спектр полезного сигнала располагается выше частоты f₁ а помехи - ниже. В этом случае фильтр должен пропускать колебания, содержащие частоты выше f₁ и подавлять колебания с частотами ниже f₁. Такой фильтр называется высокочастотным фильтром - фильтром ФВЧ (рис.6.13.б).

Полезный сигнал преобладает в полосе частот f₁ - f₂;помехи доминируют на более низких и более высоких частотах. Фильтр в этом случае должен подавлять все помехи с частотами вне полосы f₁ - f₂ Такой фильтр называется полосовым фильтром - фильтром ПФ (рис.6.13.в).

Полезный сигнал присутствует на всех частотах, кроме диапазона f₁ - f₂, где доминируют помехи. Фильтр в этом случае должен вырезать только заданный диапазон частот. Такой фильтр называется режекторным фильтром - фильтром РФ (рис.6.13.г).

Частоты, которые разграничивают диапазоны пропускания и подавления волн, называются граничными частотами. Мерой степени изменения частотных характеристик в области граничных частот являются их крутизны среза. Крутизна среза фильтра измеряется в децибелах на октаву и характеризует уровень ослабления сигнала (в децибелах) на интервале частот, различающихся по значениям в два раза.

Частотные характеристики фильтров позволяют по известным формулам рассчитать операторы этих фильтров. Фильтры, у которых крутизна срезов частотных характеристик очень высокая и теоретически приближается к идеальным вариантам, показанным на рис.6.13, имеют слишком сложную конструкцию операторов и практически использованы быть не могут. На практике используются фильтры, крутизна среза которых задается при обработке, для ФНЧ и ФВЧ задаются два значения f₁ и f₂, определяющие крутизну среза, а для ПФ и РФ четыре значения частоты (рис. 6.14).

Рис. 6. 14. Частотные характеристики фильтров – а - низкочастотного б - полосового

6.6.5. Одноканальные оптимальные фильтры. Деконволюция

Чтобы сконструировать наилучший (оптимальный) фильтр, нужно предварительно сформулировать условия и критерии, которым он должен удовлетворять. Их выбирают на основе конечной цели фильтрации. Эти критерии должны позволять однозначно определять оператор фильтра или его частотную характеристику. Полученный при соблюдении таких условий фильтр называют оптимальным с точки зрения выбранного критерия. Рассмотрим принципы формирования критериев построения оптимальных фильтров с точки зрения величины исходного соотношения "сигнал - помеха " для нескольких случаев, когда полезные колебания и помехи имеют приблизительно одинаковые частотные спектры.

1 - Полезный сигнал значительно сильнее помехи. В таких благоприятных условиях обнаружение полезных волн не вызывает затруднений, поскольку высока амплитудная разрешенность записи. В этом случае перед частотной фильтрацией можно ставить задачу сокращения длительности импульсов регистрируемых волн - задачу повышения временной разрешенности сейсмической записи за счет некоторого снижения избыточной амплитудной разрешенности. Критерием оптимальности фильтрации может служить условие минимального среднего квадратического отклонения амплитуд выходного сигнала от амплитуд заданного импульса короткой длительности. Чаще всего в качестве такого импульса выступает единичный импульс. Фильтр, осуществляющий такое преобразование, называют оптимальным обратным фильтром. Часто такой тип фильтрации кратко называют деконволюцией. Принципиальная сущность деконволюции в частотной и временной областях показана на рис.6.15.

Рис. 6.15. Принципиальная схема деконволюции

Предположим, что помехи полностью отсутствуют, тогда теоретически возможно сжатие реального импульса до единичного импульса (импульса с бесконечно малой длительностью) имеющего бесконечно широкий спектр.

На практике, при наличии помех производится трансформация частотной характеристики спектра сигнала до максимально возможного уровня равномерности во всем полезном диапазоне частот, что приводит к повышению временной разрешенности сейсмической записи, поскольку все сейсмические импульсы становятся более короткими, а их видимый период уменьшается.

В качестве иллюстрации к сказанному на рис.6.16 для сравнения приводятся два фрагмента временного разреза и их спектры. Первый из разрезов (рис 6.16. а) получен в результате применения стандартного состава процедур обработки, второй (рис 6.16. а) - после применения процедуры деконволюции. Более высокая разрешенность сейсмической записи на втором временном разрезе вполне очевидна.

Рис. 6.16. Фрагменты временных разрезов: а – исходный, б – после деконволюции

2 - Полезный сигнал по амплитуде сравним с помехой. В этом случае можно ставить задачу не только обнаружения полезных волн, но и оценки их некоторых динамических параметров. С этой целью необходимо с помощью фильтрации воспроизвести сигнал с наименьшими потерями, но максимально сильно ослабить помехи. В качестве критерия оптимальности фильтрации принимают требование минимума величины среднего квадратического отклонения профильтрованных колебаний от известной формы сигнала полезных волн. Фильтр, реализующий подобное преобразование сейсмических колебаний, называется оптимальным фильтром воспроизведения.

В практике сейсморазведки широко используется еще один оптимальный фильтр - оптимальный корректирующий фильтр. Он строится на основе требования минимальности среднего квадратичного отклонения профильтрованной записи от импульса любой заданной формы. Это позволяет выравнивать форму записи полезных волн по всем трассам, зарегистрированным в различных условиях и тем самым устранять влияние нестабильности условий возбуждения и приема. Во всех случаях при построении оптимальных фильтров необходимо знать ряд параметров спектральных и корреляционных свойств полезного сигнала и помех. Поскольку их точное определение практически невозможно, то на практике ограничиваются построением квазиоптимальных фильтров, в основу расчета которых закладываются некоторые усредненные сведения о спектральных и корреляционных свойствах полезного сигнала и помехи.

6.6.6. Многоканальные фильтры

В процессе многоканальной фильтрации осуществляется преобразование совокупности сейсмических записей как на основе различия полезных сигналов и помех по частотам, так и на основе учета различия регистрируемых волн по кажущимся скоростям и степени их коррелируемости по заданным направлениям. Существует множество модификаций многоканальных пространственно-временных фильтров различной структуры и назначения. Однако в принципиальном плане общая схема работы многоканального фильтра может быть представлена в виде, показанном на рис. 6.17.

Рис. 6.17. Схема многоканальной фильтрации сейсмических трасс

В дискретном виде многоканальная фильтрация может быть описана в виде суммы сверток:

(6.11)

где - выходной сигнал на i канале; y(t) - входной сигнал на i - м канале; h_mi (t) – оператор многоканального фильтра; М - число каналов фильтра; * - символ операции свертки.

Многоканальная фильтрация располагает большими возможностями, чем одноканальная, поскольку использует дополнительные параметры сейсмического поля. Эффективность применения пространственно-временной (FK) фильтрации иллюстрируется на рис. 6.18.

Рис. 6 18. Сейсмограммы: а – исходная, б – после пространственно-временной фильтрации

Наиболее простым видом многоканального фильтра является веерный фильтр. Его задача - пропустить без искажений сигналы тех сейсмических волн, кажущие скорости которых заключены внутри заданного веера кажущихся скоростей -V_кс < V_к < V_кс, и подавить регулярные волны, кажущиеся скорости которых находятся вне заданного веера. Амплитудно – частотная характеристика веерного фильтра относительных координатах f/f_гр и k/k_гр,, приведена на рис. 6.19.

Где f_гр =1/(2Δt), k_гр = 1/(2Δх), k = f/V_к -волновое число

Рис. 6. 19. Двумерная амплитудно-частотная характеристика веерного фильтра

6.7. Миграционные преобразования сейсмических записей

Миграция это построение волнового изображения геологической среды с учетом сейсмического сноса, выполняемая по многоканальным сейсмограммам, временным разрезам и сейсмическим кубам.

6.7.1.Общие понятия о миграционных преобразованиях

В настоящее время, при работах по методу отраженных волн – МОВ, в результате обработки получают временные разрезы, являющиеся основным материалом для геологического анализа. В простых геологических условиях: при углах наклона границ меньше 3⁰ – 5⁰, выдержанности скоростных характеристик по латерали, отсутствии дифрагирующих объектов и др., волновая картина на временных разрезах отражают истинную картину строения геологической среды во временном масштабе. Для иллюстрации этого положения на рис. 6.20 показана одна трасса сейсмограммы с введенными кинематическими поправками, полученная в точке S отстоящей на расстоянии х от источника R. Пусть на времени t₀₁ регистрируется отражение от горизонта - 1 (ОГ – 1). При построении временного трассу сейсмограммы помещают в точку профиля с координатой х/2, и обращают временную ось времени вниз (по оси z). Если отражающая граница горизонтальна (φ = 0), то при таком построении импульс отраженной волны попадет точку отражения D (рис. 6.20 а), т. е. показывает её истинное положение. Повторив эту операцию для других положений приемников и источников, получим совокупность трасс, которая и называется временным разрезом, оси синфазности на нем во ременном масштабе совпадают с положением отражающих границ разреза. При многократном профилировании точка D является общей средней точкой – ОСТ, атрасса временного разреза является суммой N трасс сейсмограммы ОГТ (ОСТ).

Рис. 6.20. Схема построения временного разреза по сейсмограммам МОВ: а – при горизонтальных границах, б – при наклонных границах

Совершенно иная картина будет при наклонном залегании границы (φ ≠ 0), когда точка отражения D смещается в сторону восстания границы (рис. 6.20 б), и рассмотренный прием построения временных разрезов приводит к тому, что оси синфазности на временном разрезе не совпадают с истинным положением отражающих границ. Точка отражения, которую мы видим на временном разрезе, смещена по горизонтали в сторону падения границы на величину d_x называемую горизонтальным сейсмическим сносом, она также смещена по времени на d_t (временной сейсмический снос). В результате ось синфазности на временном разрезе оказывается смещенной и наклоненной под углом φ' < φ по отношению к истинному положению границы.

При сложной форме отражающих границ это приводит к тому, что волновая картина на временном разрезе не отражает истинного строения геологической среды, и при интерпретации могут быть сделаны ошибочные выводы.

В 60 – е годы прошлого века начались разработки методов учета и исключения выше названных факторов на временные разрезы. Советским геофизиком Ю. В. Тимошиным была высказана идея, согласно которой отражающую границу можно рассматривать как непрерывную серию точек дифракции, и был разработан и внедрен метод дифракционных преобразований сейсмических записей. Разработки Ю. В. Тимошина намного опередили зарубежные, на западе, к подобным исследованиям приступили спустя более 10 лет, и разработанные методы они назвали миграционные преобразования сейсмических записей. Этот термин и закрепился за методами обработки, учитывающими сейсмический снос и другие факторы.

В настоящее миграционные преобразования проводятся в двумерном - 2D и трехмерном – 3D вариантах на этапах до и после суммирования по ОСТ.

По отношению к скоростной модели среды различают временную миграцию и глубинную миграцию.

Временная миграция основана на допущении, что покрывающая среда выше отражающей границы или точки дифракции однородна и характеризуется средней скоростью V_ср(t), т. е. сейсмические лучи прямолинейны.

Глубинная миграция учитывает неоднородность строения покрывающей среды, состоящей из разно скоростных слоев и характеризуется пластовыми скоростями V_пл(x, y, z). Существуют способы миграции учитывающие анизотропию пластовых скоростей.

Наиболее часто в настоящее время процедуру миграции осуществляют одним из трех способов:

· дифракционного преобразования записи,

· решением волнового уравнения

· миграции в частотной области.

6.7.2. Дифракционные способы миграции (миграция по Кирхгофу)

Математической основой D - преобразования является формула (интеграл) Кирхгофа, описывающая решение однородных волновых уравнений при заданных граничных условиях. Для вычисления фиксированной трассы результирующего временного разреза, на котором учтен правильный снос точки отражения, требуется просуммировать численные значения амплитуд исходного не мигрированного временного разреза вдоль гиперболических годографов дифрагированных волн, рассчитанных для положения центров дифракции, лежащих на выбранной вертикали. Сумма амплитуд, считываемых с исходного временного разреза вдоль годографов дифрагированных волн для данного времени на трассе, и является искомой амплитудой результирующей трассы временного разреза со сносом. В результате непрерывного повторения суммирования отсчетов амплитуд вдоль годографов дифрагированных волн, вычисленных для различных значений времени (глубины), формируется последовательность амплитуд результирующей трассы. Длина годографа дифрагированной волны, по которому выполняется суммирование, выбирается экспериментально.

Для понимания его сущности рассмотрим простейшую ситуацию: в нижнем полупространстве находится объект, обуславливающий возврат сейсмической энергии к профилю наблюдений - точка (узел) дифракции D, находящийся на отражающей границе ОГ-1. При наблюдении по методике ОГТ на данном профиле получим сейсмограмму с двумя осями синфазности квазигиперболической формы, обусловленных наличием узла дифракции и отражающей границей. Суммируя амплитуды записей на сейсмограмме по годографам дифрагированных волн (линиям суммирования), мы получим значения амплитуд на соответствующих трассах преобразованного временного разреза. Во всех случаях, когда линия суммирования строго не совпадает с годографом зарегистрированной дифрагированной волны, будем получать в качестве итоговой амплитуды сейсмической записи значения, близкие к уровню шумов. Лишь только тогда, когда линия суммирования совпадет с годографом фактически существующей дифрагированной волны, или коснется годографа отраженной волны, мы получим амплитуду суммарного сигнала достаточной интенсивности. После перебора всех возможных (в рамках заданных шагов перебора) положений линий суммирования получим на этом временном разрезе картину, близкую к виду, показанному на рис.6.21. На нем четко видно, что вся энергия дифрагированной волны сфокусирована в точке дифракции.

Рис. 6.21 Суммирование по годографам дифрагированных волн

На рис. 6.22а приведен фрагмент временного разреза ОГТ, а на рис 6.22б этот же фрагмент после миграции по Кирхгофу. Из сопоставления рисунков видно, что миграция устранила (стянула) многочисленные дифрагированные волны присутствующие на исходном разрезе. Кроме того в результате учета сейсмического сноса разрез стал вполне пригодным для интерпретации.

а б

Рис. 6.22. Фрагмент временного разреза до миграции– а и после миграции по Кирхгофу

6.8. Сейсмическое изображение геологических сред

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.

Существуют определенные принципы и технологии получения сейсмических изображений. С изображениями сейсмических материалов приходится работать оператору сейсмостанции, обработчику и, наконец, интерпретатору. Несмотря на большое разнообразие изображений, число типов основных результативных материалов относительно не велико.

6.8.1. Цвет и его роль в сейсмических изображениях

Общий объем информации, записанной на типичном сейсмическом профиле чрезвычайно велик. Представление этой информации для обзора в простой и видимой для человека форме крайне затруднительно. На начальных этапах вывод изучаемого сейсмического параметра (обычно амплитуды колебаний) вдоль каждой сейсмической трассы выполнялся так называемым способом " отклонений ", когда вдоль оси трассы строился график изменений амплитуды от времени регистрации. При этом значение амплитуд вдоль каждой трассы преобразовывалось так, чтобы их диапазон ограничивался узкой полосой на бумаге, что не позволяло графикам разных трасс перекрываться. Такой способ представления резко ограничивал динамический диапазон (менее 20-30 дБ) представляемых данных. Находили применение в практике работ и такие способы изображения трасс как способ " переменной площади ", когда равномерно зачерняются положительные фазы графика, способ " переменной плотности ", накладывающий зачернение, зависящее от амплитуды, а также и другие способы изображений.

На рис. 6.23 приведены два фрагмента временного разреза изображенные в черно – белом цвете способами: " отклонений " - рис. 6.23 а и с зачернением положительных фаз колебаний - рис. 6.23 б. Второй способ чаще всего применялся при построении изображения временных разрезов в эпоху, когда еще не было техники цветного изображения.

Рис. 6.23. Фрагменты временного разреза в черно – белом изображении

С развитием технических средств стало возможным использование цвета, которое смогло решить проблему корректного изображения сейсмических данных, обладающих широким динамическим диапазоном. Применение цвета основано на том, что человеческий глаз очень чувствителен к цвету. Интерпретатор сейсмических материалов может использовать эту чувствительность многими способами. Американские геофизики Танер и Шерифф были среди тех, кто первыми продемонстрировали изображение сейсмических разрезов в цвете и показали дополнительную информативность цвета на этих разрезах. Цветные изображения позволяют лучше отобразить динамический диапазон записи, нежели черно-белые: нет наложения соседних трасс друг на друга, нет смещений максимумов относительно трассы, лучше представляется соотношение положительных и отрицательных амплитуд и др. (рис. 6.24).

Рис. 6.24. Фрагменты временного разреза в цветном изображении

Очень часто возникает вопрос: что показано цветом на сейсмическом разрезе или кубе – «это что нефть или газ», и такой вопрос задают не только студенты начинающие изучать сейсморазведку, правильный ответ такой – цветом показан один из атрибутов сейсмической записи (в данном примере амплитуда). При цветном изображении атрибутов сейсмической записи и наличии связей этих атрибутов с ФЕС горных пород или другими параметрами, интерпретатор может, к примеру, сказать – «да, я цветом показал на сейсмическом разрезе наличие залежи углеводородов»

При изучении курсов «Информатика, Геоинформационные системы др.» студентами получены знания о том что, при использовании компьютерных технологий требуются точные способы описания и обработки цветов, для этого применяются так называемые цветовые модели.

Модель RGB. Эта модель получила свое название по первым буквам английских слов Red (Красный), Green (Зеленый), Blue (Синий). Любой цвет в модели RGB образуется путем смешивания в различных пропорциях трех базовых цветов: красного, зеленого и синего. Цвет в этой цветовой модели описывается тремя целочисленными значениями в диапазоне от 0 до 255. Каждое значение соответствует одному из базовых цветов и указывает на его содержание в данном цвете. Значения записывают в следующем порядке: красная, зеленая и синяя составляющие. К примеру, чистый красный цвет в модели RGB представлен следующим образом 255, 0, 0 (уровень красного максимальный, а зеленая и синяя составляющие отсутствуют). Зеленый цвет можно записать как 0,255,0, а синий - как 0,0,255.

Поскольку модель RGB описывает излучающиеся цвета, чистый черный цвет должен иметь параметры 0,0,0 (ни один цвет не излучается, все составляющие равны 0). Белый цвет соответствует максимуму излучения - уровень каждой составляющей максимальный, цвет имеет параметры 255, 255, 255. По этой причине модель RGB называется аддитивной (от лат. addere – добавлять - суммарный, не образующий цельности).

Модель CMYK. В отличие от модели RGB, эта модель описывает цвета, полученные в результате отражения света объектами. Модель CMY называется субтрактивной (вычитающей), поскольку цвета в этой модели образуются путем вычитания из черного цветов Cyan (Голубой), Magenta (Пурпурный), Yellow (Желтый). Эти цвета и являются базовыми для этой цветовой модели. В отличие от модели RGB, в цветовой модели CMY уровень составляющих задается значениями в диапазоне от 0 до 100% (хотя величина 100% в модели CMY соответствует 255 единицам в модели RGB). Однако практика показала, что цветовая модель CMY не подходит для вывода изображений на бумаге, поскольку она рассчитана на идеальные краски. Реальные краски отличаются от идеальных, причем, конечно же, в худшую сторону. Из-за имеющихся примесей при помощи трех базовых красок (Cyan, Magenta, Yellow) нельзя получить весь цветовой диапазон. Это приводит, в частности, к тому, что при смешивании трех этих красок вместо черного цвета образуется грязно - коричневый. Для устранения данного недостатка к трем краскам добавили четвертую - черную (Black). В результате цветовая модель получила название CMYK - Cyan, Magenta, Yellow, BlacK. Таким образом, черный цвет в модели CMYK образуется с помощью только одной составляющей - черной (0,0,0,100). С цветовой моделью CMYK работает большинство устройств печати.

6.8.2. Основные виды изображений результатов обработки данных сейсморазведки

Результаты обработки предаются для интерпретации в цифровом виде – в виде файлов в формате SEG-Y, однако как в процессе обработки, так и после её завершения возникает необходимость визуализировать результаты, это может быть визуализация на экране монитора или вывод информации на плоттер.

При сейсморазведочных работах по технологии 2 D основной результат обработки - это сейсмический разрез (временной или глубинный) – (рис. 6.25).

При обработке материалов сейсморазведочных работах полученных по технологии 3 – D, результаты могут быть визуализированы в виде кубов в пространственном представлении (рис. 6.26 а), при этом могут быть проведены различные анимации этих кубов, например на рис. 6.26 б вырезана прямоугольная часть куба

При работе с кубом сейсмических данных можно вывести для визуализации различные сечения куба, На рис. (6.27 а) показано вертикальное сечение куба по in-line, а рис. (6.2740 б) – горизонтальное сечение, называемое на профессиональном жаргоне геофизиков слайсом (от англ. time slices)

Рис. 6.25. Временной разрез по профилю 2 D

Рис. 6.26. Фрагмент куба сейсмических данных по одной из площадей Томской области.

а б

Рис. 6.27. Вертикальное (а) и горизонтальное (б) сечения фрагмент куба сейсмических данных

Контрольные вопросы и задачи к главе 6

1. Что такое прямая и обратная задачи сейсморазведки?
2. Какова общая схема решения обратных задач сейсморазведки?
3. В чем суть кинематического подхода к обработке и интерпретации данных сейсморазведки?
4. В чем суть динамического подхода к обработке и интерпретации данных сейсморазведки?
5. Что называется графом обработки? Приведите обобщенный граф обработки данных МОГТ – 2Д.
6. Для чего требуется введение статических поправок? Почему после ввода расчетных статических поправок требуется их дополнительная коррекция?
7. Какова цель введения кинематических поправок? Почему и как после корректируются кинематические поправки?
8. Что такое амплитудная и временная разрешенности сейсмической записи и связаны ли они между собой?
9. Какие способы выполнения фильтрации сейсмических сигналов Вы знаете?
10. Как выполняется фильтрация во временной и частотной областях?
11. Нарисуйте частотные характеристики ФНЧ, ФВЧ полосового фильтра.
12. Какова цель деконволюции?
13. Как изменяется частотный спектр и амплитудная разрешенность после процедуры деконволюции?
14. На основании каких различий полезных сигналов и помех строятся многоканальные фильтры?
15. Что такое сейсмический снос и когда он возникает?
16. Каковы главные цели миграционных преобразований волновых полей
17. Какими способами проводятся миграционные преобразования?
18. В чем смысл миграционных преобразований по Кирхгофу?
19. Почему при изображении сейсмических материалов лучше представлять их в цветном виде?
20. Какие цветовые модели используются при выводе сейсмических материалов на экран монитора и при выводе материалов на бумагу?

7. ИНТЕРПРАТАЦИЯ СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ ДАННЫХ

(8 часов, лекции № 18 - 21)

Интерпретацию сейсморазведочных данных выполняют на всех этапах их обработки: без своевременного анализа и геологического истолкования промежуточных материалов нельзя получить полноценные окончательные результаты. Решающее значение интерпретация приобретает на заключительном этапе построения итоговой сейсмогеологической модели объекта исследований.

7.1. Кинематическая интерпретация

Она выполняется по материалам обработки наблюдений площадных и профильных съемок - сейсмическим изображениям в виде волновых кубов, вертикальных разрезов, горизонтальных срезов или по кинематическим временным и глубинным разрезам. На волновых картинах интерпретатор с помощью специальных компьютерных программ, снабженных разнообразными средствами визуализации, обнаруживает и прослеживает полезные волны. В результате он создает толстослоистую структурно-скоростную модель исследуемой среды, т. е. объемную или плоскую картину геологических объектов в сейсмическом представлении - осадочных напластований, складчатых образований, разрывных нарушений, локальных неоднородностей и т. п.

7.1.1. Прослеживание и стратификация сейсмических границ

Ключевая операция при интерпретации сейсмической волновой картины - корреляция полезных волн, заключающаяся в их выявлении, отождествлении и прослеживании. Обычно корреляцию проводят по двумерным волновым картинам - сейсмограммам или динамическим разрезам. Корреляцию в объеме сейсмического куба выполняют по его последовательным вертикальным сечениям - продольным и поперечным, поскольку непосредственный визуальный анализ трехмерного волнового поля затруднителен.

В осадочном разрезе сейсмические границы в основном согласны с поверхностями фациально-литологических напластований, хотя далеко не всегда. Нередко отражения причем наиболее интенсивные, формируются на поверхности эрозионных срезов и стратиграфических несогласий: здесь могут контактировать породы, сильно различающиеся по упругим свойствам. Такие хроностратиграфические поверхности иногда пересекают литологические границы, что следует учитывать при корреляции сейсмических горизонтов.

При высоком качестве волновой картины, когда на ней преобладают полезные колебания, прослеживание пологих отражающих горизонтов не вызывает затруднений. В таких условиях процедура фазовой корреляции допускает автоматизированное исполнение. Компьютерные системы интерпретации снабжены программами, которые по указанию геофизика прослеживают («пикируют») устойчивые оси синфазности. Интерпретатору остаются функции контроля получаемых результатов и их коррекции в тех случаях, когда из-за неоднозначности осложненной волновой картины автоматизированная корреляция приостанавливается или предлагает неудовлетворительные варианты проведения сейсмического горизонта.

Рис. 7.1. Корреляция сейсмических горизонтов на временном разрезе

На рис. 7.1 показан фрагмент временного разреза, полученного в Томской области на котором показано прослеживание отражающих границ в юрских отложениях. Устойчивые отражающие горизонты (например отражающий горизонт II^а - подошва баженовской свиты) прослежены в автоматическом режиме. Горизонт Ф₂, соответствующий сложной поверхности палеозойского фундамента при прослеживании потребовал вмешательства интерпретатора.

Стратификация сейсмического горизонта означает его привязку к геологической границе известного возраста и определенного литологического состава контактирующих пород. Стратификацию выполняют на основе сейсмических наблюдений в скважине, расположенной на линии интерпретируемого разреза или в непосредственной близости от нее. Наиболее полную информацию для стратификации дают материалы ВСП, дополненные данными АК. На рис. 7.2 показано как отождествляются отраженные волны, фиксируемые на горизонтальном профиле (2), с восходящими волнами, наблюдаемыми на сейсмограмме ВСП (3). По результатам совместного анализа результатов наземной сейсморазведки ВСП и ГИС можно достаточно точно установить глубины образования отражений в разрезе и привязать их к конкретной свите.

Рис. 7.2. Стратиграфическая привязка сейсмических отражений по данным ВСП и ГИС

1 – Стратиграфическая разбивка по скважине и данные ГИС, 2 – Фрагмент временного разреза ОГТ проходящего через скважину, данные ВСП.

На показанном монтаже ВСП для одной из скважин пробуренной в Томской области, для обозначения опорных отражающих границ приняты специальные буквенно-цифровые индексы, использованные и на рис. 7.1. Следует отметить что, буквенно-цифровые индексы отражающих горизонтов, принятые в различных регионах для одних и тех же отражающих границ, к сожалению, часто различаются, поэтому на рис. 7.2 в скобках приведены индексы принятые в ХМАО и ЯМАО.

При отсутствии данных ВСП на площади проведения сейсморазведочных работ, стратиграфическую привязку отражений можно провести по результатам сейсмического моделирования, исходными данными для которого служат данные акустического каротажа.

7.1.2. Выявление разрывных нарушений

Обнаружение и прослеживание разрывных нарушений в геологической среде - очень важный элемент интерпретации сейсмических данных. С одной стороны, дизъюнктивная тектоника определяет основные черты строения разреза и условия формирования месторождений полезных ископаемых. С другой стороны, эту тектонику трудно исследовать только по скважинным данным, которые обычно немногочисленны и не всегда надежно фиксируют нарушенные зоны. На сейсмических разрезах разрывные нарушения в большинстве случаев проявляются характерными изменениями кинематических и динамических параметров волновой картины, которые рассматриваются как прямые и косвенные признаки дизъюнктивной тектоники.

Характерные осложнения волновой картины в зонах тектонических нарушений видны на выше приведенном рис. 7.1, иллюстрирующем прослеживание отражающих горизонтов, где выделены и показаны разрывные нарушения. Резкие вертикальные сдвиги сейсмических горизонтов, надежно опознаваемых по обе стороны от мест разрыва сплошности горных пород, являются прямыми отображениями дизъюнктивной тектоники. Приведенный на рис. 7.3 временной разрез, полученный в одном из районов Томской области, наглядно иллюстрирует тектоническое строение участка исследований. Подобные картины служат убедительным свидетельством эффективности сейсморазведки в изучении дизъюнктивной тектоники отложений, перспективных для поисков нефтегазовых залежей.

Разрывные нарушения могут не сопровождаться заметными относительными сдвигами образующихся блоков пород. В таких случаях тектонические зоны проявляются потерей прослеживаемости пачки сейсмических горизонтов в локальной области крутопадающего характера, которую нельзя объяснить никакими другими причинами, такие нарушения видны на рис. 7.1 и 7.3.

Косвенными признаками дизъюнктивной тектоники служат локальные изменения структуры волнового поля - исчезновение устойчивых горизонтов и появление новых, концентрация дифрагированных волн, вариации амплитудного уровня и спектрального состава колебании, когда эти изменения не связаны с условиями возбуждения и приема волн.

Разрывные нарушения, пересекаемые профилем, могут проявляться в резких изменениях скоростных характеристик разреза. На профилях МОВ они обнаруживаются при анализе горизонтальных графиков эффективных, пластовых и средних скоростей. На профилях МПВ они могут выявляться при анализе горизонтальных графиков граничных скоростей.

В компьютерных системах интерпретации сейсмических данных имеются программы статистического анализа волнового поля, помогающие выявлению и прослеживанию зон тектонических нарушений по аномальным изменениям кинематических и динамических параметров отражающих горизонтов - углов наклона, когерентности, интенсивности, спектра колебаний и др.

Далеко не всегда разрывная тектоника, особенно мало амплитудная уверенно устанавливается по сейсмическим данным. Поэтому нарушения следует наносить на разрез с осторожностью, учитывая материалы геологической съемки, бурения и данные других геофизических методов.

Рис. 7.3. Отображение на временном разрезе тектонических нарушений

7.1.3. Составление и анализ сейсмических карт и схем

Основным результатом площадных съемок являются структурные карты сейсмических горизонтов, которые изображают пространственные формы исследуемых элементов геологической среды - поверхностей напластования, эрозионных срезов, стратиграфических несогласий и др. Построение структурных карт, как и других карт, выполняют с помощью специальных программ компьютерного обеспечения интерпретации сейсморазведочных данных. Исходной информацией служат пространственные координаты сейсмических горизонтов, установленные при их корреляции в объеме мигрированного куба 3D сейсморазведки или в плоскости мигрированных разрезов по сети профилей 2D сейсморазведки. Эти данные подвергаются двумерному сглаживанию, в результате которого в узлах равномерной площадной сети определяется достаточно гладкая аппроксимирующая поверхность. Принцип построения структурной карты для поверхности (отражающего горизонта иллюстрирует рис. 7.4.

Рис. 7.4. Принцип построение структурной карты

Структурная карта (рис. 7.5) изображает на плане рельеф H(х, у) сейсмического горизонта в изолиниях и (или) цветовой шкале равных глубин. Сечение изолиний или шаг смены цветов Δ H выбирают исходя из реально обеспеченной точности карты. Хотя точность структурных построений не может быть одинаковой на всей исследуемой площади, сечение изолиний делают постоянным для удобства чтения карты. В сейсморазведке средних и больших глубин величина Δ H варьирует в пределах от 10 до 100 м. При выборе Δ H исходят из того, что сечение карты должно примерно вдвое превышать случайную погрешности ее

построения. Необоснованный выбор сечения ведет к потере детальности изображения (при завышенной величине Δ H ) или к появлению на карте недостоверных подробностей за счет погрешностей определения глубин (при заниженной величине Δ H). Для более наглядного изображения локальных элементов сейсмической поверхности на структурную карту пунктиром могут наноситься промежуточные изолинии через интервал 0,5 Δ H.

Если исходные данные по надежности прослеживания полезных волн или плотности наблюдений не обеспечивают детальности изображения, отвечающей масштабу съемки, то площадные построения сейсмических границ называют структурными схемами. В частности, их строят по условным сейсмическим горизонтам для характеристики структурных планов осадочных комплексов, в пределах которых отсутствуют устойчивые отражающие границы.

На структурную карту (схему) горизонта наносят линии его разрывных нарушений, выявленные и прослеженные при корреляции по сейсмическому кубу или сети профилей. Смещения тектонических блоков в области нарушений проявляются на карте горизонта разрывами и сдвигами изолиний его глубин.

Примером структурной карты, построенной по опорному отражающему горизонту в результате площадных работ 2D сейсморазведки МОГТ, может служить рис. 7.5.

Рис. 7.5. Структурная карта по отражающему горизонту IIа (участок Томской области)

Помимо структурных карт, объект исследований характеризуют также другими картографическими материалами. Из них принципиально важными являются карты изохрон нормальных времен для отражающих границ t₀(x, у) и преломляющих границ t'₀(x, у). Их строят в результате корреляции полезных волн по немигрированным временным кубам и разрезам. Особое значение этих материалов объясняется тем, что последующие структурные построения являются производными от карт изохрон, наследуя все их ошибки и искажения. Это обстоятельство предопределяет высокие требования к достоверности первичных карт изохрон. После временной миграции корреляция отражающих горизонтов позволяет строить карты изохрон вертикальных времен, на которых устранены эффекты сейсмического сноса. Для их преобразования в структурные карты используют, в зависимости от способа расчета глубин, карты средних скоростейV_ср(х, у) или карты пластовых скоростейV_пл(х, у). Они являются производными от карт скоростей суммирования V_ОГТ(x, у), получаемых в результате обобщения материалов скоростного анализа по множеству сейсмограмм ОГТ на исследуемой площади. По материалам МПВ для преломляющих горизонтов строят карты граничных скоростейV_гр(х, у).

По структурным картам соседних горизонтов можно построить карту изопахит - мощностей интервалов разреза между ними (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Карта изопахит

Совокупность карт изохрон, скоростей и глубин, построенных для целевых горизонтов, подлежит совместному анализу с целью выявления перспективных объектов на исследуемой площади и оценки их пространственных параметров - структурных планов, амплитуд, тектонических нарушений и т. п.

Карты изохрон, подобно кинематическим временным разрезам, отображают, прежде всего, геометрию сейсмических границ. Вместе с тем площадные сейсмические изображения могут быть представлены в форме волновой картины, подобно динамическим разрезам. Такие изображения, называемые временными срезами (слайсами), представляют собой горизонтальные сечения объемной волновой картины на заданных уровнях времени. В качестве примера на рис. 7.7. приведен временной срез куба сейсмической информации полученного в результате проведения сейсморазведочных работ 3D.

Рис. 7.7. Временной срез сейсмического куба

7.1.4 Точность и разрешающая способность сейсморазведки

Обоснованная интерпретация сейсмических построений невозможна без достоверной оценки их точности: чтобы судить о геологической значимости структурных форм, изображаемых на разрезах и картах, необходимо знать уровень вероятных погрешностей этих изображений.

Реальная оценка точности сейсмических построений является непростой задачей. Их неизбежные погрешности зависят от множества факторов объективного и субъективного характера. Главные среди этих факторов:

· надежность корреляции горизонтов;

· приуроченность к стабильным геологическим границам;

· степень изменчивости сейсмических скоростей;

· учет преломления лучей при вычислении глубин;

· плотность и равномерность точек наблюдения на исследуемой площади;

· сложности картируемых структурных форм и др.

Предложено немало расчетных формул для оценки погрешности структурных построений. Проблема, однако, заключается в том, что лишь малая часть из вышеназванных факторов может быть учтена достаточно полно. По этой причине формальные оценки точности являются ориентировочными. Реальные оценки точности сейсмических построений вырабатываются в процессе исследований конкретных площадей на основе множественных сопоставлений сейсморазведочных результатов с опорными данными бурения и ГИС.

Нестабильность упругих свойств реальной среды и наложение мешающих колебаний обусловливают флуктуацию кинематических и динамических параметров полезных волн, что проявляется в случайных разбросах времен пробега, оценок скоростей, величин расчетных и корректирующих поправок и др. Погрешности построений, вызванные этими факторами, удается оценивать по самим сейсмическим данным, что характеризует внутреннюю сходимость метода. При этом получают так называемые внутренние оценки точности. Важную роль здесь играет определение средней невязки сейсмических горизонтов на пересечениях профилей. О надежности корреляции сейсмического горизонта судят по его увязке внутри замкнутых контуров, образуемых сетью профилей или вертикальных сечений куба.

Другой характер имеют погрешности сейсмических построений за счет недостаточного учета сложности исследуемой среды, когда она не соответствует используемой модели сейсмических границ и покрывающей толщи. Погрешности конечных результатов, обусловленные такими причинами, невозможно определить только по сейсморазведочным данным. Для этого необходимо использовать внешнюю геолого-геофизическую информацию, в которой основная роль принадлежит скважинным данным. Сопоставление сейсмических построений с результатами бурения дает внешние оценки точности применяемого метода.

Рассмотрим оценки точности по внутренней сходимости. Приняв определенную статистическую модель экспериментального материала, можно вычислить погрешности, ожидаемые на всех промежуточных этапах его преобразования, и с их помощью получить оценку точности конечных результатов. Строгие оценки выражаются весьма сложными формулами даже для простейшей модели исходных сейсмограмм, поскольку обработка содержит множество взаимосвязанных разнородных операций. Особенно громоздкими становятся расчеты погрешностей при послойном построении сейсмического разреза, когда необходимо учитывать накопление ошибок по мере многократного перехода от одной границы к другой.

Схематизируя процесс по

Дата добавления: 2013-12-12