Procesamiento e interpretación de datos de perfil sísmico vertical
Como se puede ver en el registro VSP original en la Figura 6-2-4, el registro VSP original es muy diferente del registro sísmico terrestre. Es difícil usarlo directamente para la interpretación y debe someterse a ciertas pruebas. procesamiento.
1. Procesamiento de datos VSP con desplazamiento cero
Además del procesamiento convencional de datos VSP con desplazamiento cero, el procesamiento de datos VSP con desplazamiento cero tiene el mismo contenido que la superficie. procesamiento de datos sísmicos (como análisis de frecuencia y paso de banda Además del filtrado, la conformación de ondas, la recuperación de amplitud verdadera, la deconvolución, etc.), lo que es más especial es la separación de ondas ascendentes y descendentes. Además, la identificación y separación de ondas primarias y ondas múltiples también es una cuestión muy importante. Aquí sólo se presentan métodos de procesamiento especiales relevantes.
1) Selección de la primera llegada
Recoger la hora de llegada de la primera onda directa de llegada es la base del procesamiento de datos de VSP. La precisión de la selección afecta directamente la precisión de todos los resultados del procesamiento posterior, incluida la precisión del cálculo de los parámetros de velocidad en la interpretación. En la actualidad, se han desarrollado muchos métodos para utilizar computadoras para detectar automáticamente la hora de llegada de las primeras ondas de llegada, incluida la tecnología de correlación cruzada general y la tecnología de redes neuronales complejas, pero ninguno de ellos puede garantizar la precisión absoluta de los resultados. Para garantizar la precisión de la captación de la primera onda que llega, generalmente se utiliza la cooperación entre humanos y computadoras para la corrección.
2) Desplazamiento de tiempo estático
El desplazamiento de tiempo estático consiste en mover cada canal en los datos de VSP durante un tiempo determinado, de modo que el evento de onda ascendente o descendente en el registro se mueva de acuerdo Alineados por separado y mostrados de manera similar a las secciones sísmicas del terreno.
Para la observación VSP de la interfaz horizontal con desplazamiento cero, se supone que la onda directa, la onda ascendente y la onda descendente (onda reflejada secundaria) recibidas por el geófono en el pozo llegan a t1, t2. y t3 respectivamente. El tiempo de viaje de la onda reflejada recibida es t0. A partir de la fórmula de relación de intervalo de tiempo analizada en el Capítulo 2, podemos saber que existe la siguiente relación entre ellos:
t2+t1＝t3-t1＝t0 (6-2-1)
Es decir, si el tiempo de llegada de la onda ascendente en cada canal se suma al primer tiempo de llegada, que es equivalente al tiempo de llegada de la onda de reflexión de la interfaz reflejada recibida al colocar el geófono en la superficie del cabezal del pozo. En otras palabras, las ondas ascendentes se alinearán según su tiempo de ida y vuelta desde la superficie hasta la interfaz. El proceso de agregar un primer tiempo de llegada a cada canal se denomina cambio de tiempo estático. Al mismo tiempo, también se duplicará el tiempo de la primera llegada y también se duplicará la pendiente del evento. La Figura 6-2-5 es un diagrama esquemático que ilustra la visualización de alineación de la onda ascendente después del cambio de tiempo estático. La Figura 6-2-5a es el diagrama de trayectoria del rayo de la onda ascendente. La Figura 6-2-5b es el registro VSP antes. alineación La Figura 6-2-5c es el registro VSP después de que las ondas ascendentes se alinean. La Figura 6-2-5d es el resultado después de girar las coordenadas 90°. Este método de visualización facilita la comparación con el perfil sísmico del terreno. La Figura 6-2-6 es un diagrama esquemático que muestra las ondas ascendentes alineadas y mostradas después de un cambio de tiempo estático cuando hay dos interfaces de reflexión. Si se resta un tiempo de primera llegada de cada canal para que las primeras ondas de llegada aparezcan al mismo tiempo, entonces todas las ondas descendentes se alinearán, resaltando así las primeras ondas descendentes de llegada y las múltiples ondas de reflexión.
Figura 6-2-5 Cómo se muestran las ondas ascendentes después de alinearse
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3) Separación de ondas ascendentes y descendentes
En los datos de VSP, las ondas ascendentes y descendentes se registran al mismo tiempo y se superponen. La separación efectiva de las ondas ascendentes y descendentes es una tarea importante en el procesamiento de datos de VSP.
La separación de las ondas ascendentes y descendentes se basa principalmente en la diferencia en la velocidad aparente de las dos. Los métodos incluyen filtrado de velocidad multicanal, filtrado f-k, filtrado de dominio τ-p, filtrado de mediana y otros métodos. De hecho, después del primer pico de llegada y el cambio de tiempo estático antes mencionados, las ondas ascendentes (u ondas descendentes) se han alineado, mientras que la pendiente de las ondas descendentes (u ondas ascendentes) es más larga. Si se realiza una superposición convencional en este momento, la onda ascendente (o descendente) inevitablemente se fortalecerá y la onda descendente (o ascendente) se suprimirá. Este también es un método para separar las ondas ascendentes y descendentes.
Figura 6-2-6 La situación después de que las ondas ascendentes se alinean cuando hay dos interfaces
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A. filtrado de velocidad. El filtrado de velocidad multicanal, que es eficaz en la exploración sísmica convencional, también se puede utilizar eficazmente para separar ondas ascendentes y descendentes en VSP.
Figura 6-2-7 Separación de ondas ascendentes y descendentes en el dominio frecuencia-número de onda
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B. filtrado de dominio. El trabajo de separar las ondas ascendentes y descendentes en los registros VSP también se puede realizar en el dominio del número de onda de frecuencia (f-k). El principio básico se muestra en la Figura 6-2-7.
La Figura 6-2-7(a) son los datos originales de VSP. Las ondas descendentes fuertes están representadas por líneas gruesas y las ondas ascendentes débiles están representadas por líneas finas. La Figura 6-2-7 (b) es el resultado de realizar una transformada de Fourier bidimensional en la Figura 6-2-7 (a) para transformar los datos en el dominio espacio-tiempo al dominio frecuencia-número de onda. , la onda descendente está en el plano de número de onda positivo, la onda ascendente está en el plano de número de onda negativo. La Figura 6-2-7(c) es el resultado de filtrar la Figura 6-2-7(b), es decir, multiplicar los datos en el plano numérico de onda positiva por un decimal (como 0,001), de modo que la onda descendente se atenúa en aproximadamente 60 dB, y el número de onda negativa plano se atenúa en aproximadamente 60 dB. Las ondas planas ascendentes no se ven afectadas. La Figura 6-2-7(d) es el resultado de realizar una transformada de Fourier inversa bidimensional en la Figura 6-2-7(c) de regreso al dominio del tiempo y el espacio. La onda descendente se ha atenuado y la onda ascendente se ha atenuado. mejorado.
4) Superposición de corredores (VSPLOG)
La superposición de corredores es un proceso para suprimir ondas múltiples y fortalecer ondas primarias. Lo que se utiliza es la diferencia de que la onda primaria se cruza con la primera onda de llegada pero las ondas múltiples no se cruzan con la primera onda de llegada, como se muestra en la Figura 6-2-8. La Figura 6-2-8 (a) es el perfil VSP original. En la figura, hay ondas primarias reflejadas ascendentes y ondas múltiples ascendentes U1, U2 y U3 son ondas primarias ascendentes, y US1, US2 y US3 son. Ondas múltiples hacia arriba. La Figura 6-2-8 (b) es el perfil VSP después de la corrección del cambio de tiempo estático y el eje de tiempo es el tiempo de ida y vuelta. Debido a que la onda múltiple termina en la profundidad de la interfaz donde se genera y no se cruza con la onda directa, es un evento corto. Sin embargo, la onda primaria se cruza con la onda directa, por lo que solo hay una onda primaria cerca de la misma. Onda directa y no ondas múltiples. Divida una franja (corredor) a lo largo de la línea (línea oblicua) que conecta el eje de eventos oblicuo de la primera onda de llegada con el punto de terminación de las ondas múltiples. Mantener la onda primaria en la franja cortará las ondas múltiples; la onda primaria para formar una sola traza sísmica, como se muestra en la Figura 6-2-8 (c), puede obtener un registro con una fuerte energía de onda primaria, este trabajo se llama apilamiento de corredor;
Figura 6-2-8 Superposición de corredor
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2 Interpretación y aplicación de datos VSP de compensación cero
Los datos VSP contienen información rica sobre estratos geológicos y litología. Combinarlos con datos sísmicos de superficie, perforación, registros y otros datos pueden mejorar en gran medida la precisión de la interpretación. En resumen, existen las siguientes aplicaciones.
1) Extraer parámetros de velocidad precisos
Extraer parámetros de velocidad de los datos de VSP es lo mismo que usar el registro sísmico, ambos se calculan en función de la primera hora de llegada. Sin embargo, la medición de la velocidad mediante registros sísmicos y registros sónicos está limitada por algunas condiciones y la precisión no es suficiente. Por ejemplo, el espaciamiento de los puntos del registro sísmico es demasiado grande; aunque la estratificación del registro sónico es más fina, se ve afectada por los cambios en el diámetro del pozo y la acumulación de tiempo, lo que reduce la precisión, en particular, la naturaleza física de las ondas sónicas y las ondas sísmicas. es diferente y los resultados serán Ciertas diferencias. El detector de empuje se utiliza en la operación VSP, lo que mejora la sensibilidad, la distancia de punto pequeño y la posición precisa. De esta manera, la precisión de la velocidad medida por la primera onda de llegada mejorará enormemente.
2) Calibración de horizontes geológicos sísmicos
En el pasado, existían dos métodos para determinar los atributos geológicos (incluyendo edad, estratigrafía y litología) de las ondas reflejadas en los perfiles sísmicos del suelo: uno es convertir el perfil sísmico de superficie del pozo en tiempo y profundidad, y luego compararlo con la perforación; otro método es utilizar el método de registro sintético, realizando un registro sintético teórico basado en los datos de registro del pozo y comparándolo con la sísmica; perfil, y luego utilizar los datos geológicos obtenidos de la perforación para calibrar las capas sísmicas. Que los dos métodos anteriores puedan obtener resultados satisfactorios depende en gran medida de la precisión de la velocidad utilizada. Si hay un error en la velocidad, la calibración no será satisfactoria. En términos generales, la velocidad promedio utilizada en la conversión de tiempo-profundidad siempre puede tener errores, y las propiedades físicas de los datos de registro sónico y las ondas sísmicas son diferentes, por lo que los errores de calibración convencionales son mayores.
Utilice datos VSP para calibrar capas geológicas sísmicas y utilice VSP para registrar dos características principales del evento de onda anterior en los dos ejes de coordenadas: el evento de onda primaria y la primera onda de llegada en la dirección de coordenadas de profundidad. Los ejes del evento se cruzan, y la profundidad en la intersección es la profundidad de la formación que genera la onda primaria. La intersección del eje del evento de la onda primaria y el eje de tiempo en la dirección de coordenadas de tiempo es el tiempo de carrera bidireccional de la onda primaria; ola. Esto permite una conexión directa entre la perforación (profundidad) y los registros sísmicos de superficie (tiempo), independientemente de los parámetros de velocidad.
Como se muestra en la Figura 6-2-9, en primer lugar, el registro VSP se compara directamente con los datos de perforación (columna de pozo) y registro. Las cuatro reflexiones principales marcadas A, B, C y D en el registro VSP se comparan con los. reflexiones iniciales Los puntos de intersección de los eventos de llegada de las olas determinan las profundidades de las formaciones que producen estas reflexiones como A′, B′, C′ y D′. De los pilares del pozo podemos conocer la edad, estratigrafía y litología de los mismos. estas reflexiones luego, en el momento registrado por el VSP. Al compararlas con la sección sísmica del terreno en el eje, se pueden determinar las propiedades geológicas de los horizontes reflectantes en la sección sísmica.
Figura 6-2-9 Utilice registros VSP para identificar y calibrar reflectores
3) Identificar múltiples ondas
Utilice datos VSP para identificar múltiples ondas en sísmica terrestre Los registros múltiples son precisos y convenientes, y pueden indicar el origen y el proceso de propagación de los múltiples. Cualquier onda ascendente que cruce el eje del evento de la primera onda de llegada es una onda primaria, y cualquier onda ascendente que no se cruce con el eje del evento de la primera onda de llegada es una onda múltiple de la profundidad del punto de discontinuidad de la onda múltiple; El eje del evento indica la fuente de la onda múltiple.
Figura 6-2-10 Registro VSP de múltiples ondas
Si se utilizan datos VSP para determinar las interfaces superior e inferior donde se generan múltiples ondas, tanto las ondas ascendentes como las descendentes deben ser registrado existe, como se muestra en la Figura 6-2-10. En la figura, los dos eventos de onda ascendentes (A y B) se cruzan con el primer evento de onda de llegada cerca de 0,7 s y 1,4 s respectivamente, lo que indica que ambos eventos son ondas primarias. Según el punto de intersección, la profundidad de la interfaz. es 1402,08 m y 3322,32 m Los eventos C y D son los múltiplos de capas intermedias que van y vienen entre las dos interfaces anteriores.
4) Extraer factores de deconvolución
La deconvolución puede mejorar la resolución de los datos sísmicos, pero su efecto depende de si el factor de deconvolución es correcto. En los terremotos de superficie, debido a que la superficie solo recibe ondas ascendentes, el factor de deconvolución solo se puede extraer de las ondas ascendentes. Tanto la teoría como la práctica muestran que si se puede extraer el factor de deconvolución de la onda descendente, el efecto de deconvolución se puede mejorar enormemente. Debido a que la propagación de ondas ascendentes en la formación primero va hacia abajo y luego hacia arriba, se ve afectada por factores como la formación en ambas direcciones. Las ondas descendentes solo se ven afectadas por factores como los estratos de una manera, y las características y la intensidad de la señal son mejores que las de las ondas ascendentes. Las primeras ondas de llegada en VSP son ondas descendentes, que son fáciles de identificar y extraer y pueden usarse para obtener el factor de deconvolución óptimo.
Figura 6-2-11 Predecir la profundidad de la capa reflectante debajo del pozo
5) Predecir la profundidad de la capa reflectante debajo del pozo
Perforación Los datos sólo pueden comprender la formación en la situación del pozo, no se pueden predecir las condiciones de los estratos subterráneos más profundos que la profundidad del pozo. VSP no sólo puede recibir ondas sísmicas desde arriba del geófono, sino que también puede obtener ondas sísmicas debajo del punto de recepción, por lo que puede predecir las condiciones estratigráficas debajo del fondo del pozo. Debido a que la onda de reflexión primaria de la formación debajo del pozo no puede cruzarse con el eje del evento de onda directa en el registro VSP (el punto de intersección debe estar en la profundidad de la formación donde se genera la onda primaria), como se muestra en la Figura 6-2. -11, se puede extender a lo largo de la dirección del eje del evento de onda directa. Al cruzar dos rayos en la dirección extendida de la onda reflejada y combinarlos con el perfil sísmico del suelo, se puede predecir mejor la profundidad de la capa reflectante. Tenga en cuenta que el evento A en la figura debe ser la onda primaria confirmada después de eliminar múltiples ondas.
Además, los datos de VSP también se pueden utilizar para calcular coeficientes de atenuación de absorción, extraer parámetros de relación de Poisson, realizar interpretación de litología de formación y predicción lateral del yacimiento, etc., lo cual no se describirá aquí.