(11)	020279 (13) B1	Разделы: A B C D E F G H
(21)	201071145
(22)	2009.03.31
(51)	G01V 1/28 (2006.01)
(31)	0805801.8
(32)	2008.03.31
(33)	GB
(43)	2011.06.30
(86)	PCT/NO2009/000122
(87)	WO 2009/123471 2009.10.08
(71)	(73) СТАТОЙЛ ПЕТРОЛЕУМ АС (NO)
(72)	Ли Эспен Оэн (NO)
(74)	Медведев В.Н. (RU)
(54)	СПОСОБ СОПОСТАВЛЕНИЯ ПЕРВОГО И ВТОРОГО НАБОРОВ ДАННЫХ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ МЕТОДОМ ОТРАЖЕННЫХ ВОЛН С ВРЕМЕННЫМ СДВИГОМ ОТРАЖЕННЫХ ВОЛН

(57) 1. Способ определения временных сдвигов (22) для обнаружения изменений среды в нефтегазоносных пластах во время нефтедобычи, содержащий этапы, на которых

определяют первый набор (10) данных сейсморазведки методом отраженных волн из первых трасс (1) отраженных волн, содержащий первую последовательность отраженных волн (11), полученную в первый момент времени (t₀),

определяют второй набор (30) данных сейсморазведки методом отраженных волн из вторых трасс (3) отраженных волн, содержащий вторую последовательность отраженных волн (31), полученную в более поздний момент времени (t), которая в основном соответствует первой последовательности отраженных волн (11),

сравнивают первые и вторые трассы для определения временных сдвигов между событиями в первых и вторых трассах (1, 3),

определяют базисную функцию и вычисляют коэффициенты базисной функции для получения соответствия между кривой временных сдвигов и базисной функцией,

применяют базисную функцию, содержащую эти коэффициенты, для получения соответствия по меньшей мере между одной из первых и вторых трасс (1, 3) и другой одной из первых и вторых трасс.

2. Способ по п.1, в котором базисные функции представляют собой сплайн-функции, полиномы Лежандра, ряд Тейлора или ряд Фурье, при этом коэффициенты базисной функции представляют собой коэффициенты сплайн-функций, коэффициенты полиномов Лежандра, коэффициенты ряда Тейлора или коэффициенты ряда Фурье.

3. Способ по п.1 или 2, в котором коэффициенты базисной функции вычисляют, учитывая при этом инвариантный по времени шум в первой и второй трассах.

4. Способ по любому из пп.1, 2 или 3, содержащий этапы, на которых распознают новые сейсмические события по меньшей мере из одной последовательности, простирающейся по горизонтали во вторых трассах, которая отсутствует в первых трассах, и интерпретируют новые события как изменяющуюся во времени дисперсию в дополнение к инвариантному по времени шуму вне новых сейсмических событий.

5. Способ по п.4, в котором вычисляют коэффициенты базисной функции с учетом включения в них изменяющейся во времени дисперсии локально для временных сдвигов, где, как известно, новые сейсмические события происходят, и инвариантного по времени шума для других временных интервалов вдали от новых сейсмических событий.

6. Способ по любому из пп.4 или 5, в котором операция распознавания упомянутых новых сейсмических событий (4) содержит этапы, на которых вычисляют амплитуду путем вычитания упомянутого первого набора сейсмических данных (1) из второго набора сейсмических данных (3), умножают амплитуду на весовую функцию, зависящую от инвариантного по времени шума и от изменяющейся во времени дисперсии, и выполняют свертку с функцией сейсмического импульса.

7. Способ по п.6, в котором функцией сейсмического импульса является импульс Рикера.

8. Способ по любому из пп.1-7, в котором интервал между первым моментом времени (t₀) и более поздним моментом времени (t) имеет продолжительность 2 месяца или более.

9. Способ по любому из пп.1-8, содержащий этап, на котором отображают вычисленные временные сдвиги (22) отраженных волн во второй последовательности отраженных волн (31) из вторых трасс (3) отраженных волн как функцию от времени пробега волны при отражении вдоль линий сейсмического профиля.

10. Способ по любому из пп.1-9, содержащий этап, на котором производят сбор первого набора (10) данных сейсморазведки методом отраженных волн и второго набора (30) данных сейсморазведки методом отраженных волн.

11. Способ по любому из пп.1-10, содержащий этап, на котором производят добычу нефти между получением первого набора (10) данных сейсморазведки и второго набора (30) данных сейсморазведки.

12. Способ по любому из пп.1-11, в котором этап сравнения содержит этап, на котором формируют разность между каждой первой трассой и соответствующей второй трассой и делят эту разность на первую производную второй трассы по времени.

13. Способ по любому из пп.1-12, содержащий этап, на котором используют вычисленные временные сдвиги для обнаружения изменения среды в нефтегазоносных пластах.

14. Способ определения или обнаружения изменения геофизических свойств подземной области земли, такого как изменения среды в геологических пластах, содержащий этап, на котором выполняют способ по любому из пп.1-13, в котором первый и второй наборы (10, 30) сейсмических данных получены из этой области, и содержащий следующий дополнительный этап, на котором из сопоставленных по времени первой и второй трасс определяют изменение геофизических свойств области между первым и поздним моментами времени.

15. Способ по любому из пп.1-14, в котором используют одно, выбранное из группы, содержащей временные сдвиги, вычисленные по п.1, и изменение геофизических свойств, определенное по п.14, во время операций нефтедобычи.

16. Способ, в котором используют одно, выбранное из группы, содержащей временные сдвиги, вычисленные по любому одному из пп.1-13, и изменение геофизических свойств, определенное посредством способа по п.14, во время операций нефтедобычи.

17. Способ по п.15 или 16, в котором операции нефтедобычи представляют собой мониторинг или контроль добычи нефтяного флюида, такие как одно, выбранное из группы, содержащей регулирование дебита газа или нефти, регулирование глубины, с которой производят добычу нефтяных флюидов, установление скорости закачки газов или флюидов, способствующих добыче нефтяного флюида.