Интерпретация данных сейсморазведки 3D на основе спектральной декомпозиции и нелинейных зависимостей динамических атрибутов с целью прогноза нефте-газонасыщенных коллекторов

• Автор: Никульников, Алексей Юрьевич
• Шифр специальности: 25.00.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 109 с. : ил.

Оглавление
Оглавление
Благодарности
Список иллюстраций
Список сокращений
Введение
1. Алгоритмы спектральной декомпозиции
1.1. Преобразование Фурье в фиксированном окне (вТБТ)
1.2. Частотно-временное непрерывное вейвлет-преобразование (ТГСУГ)
2. Применение спектральной декомпозиции
2.1. Расчет временной мощности тонкого пласта
2.1.1. Модель клиноформного пласта
2.1.2. Определение мощности пласта но сейсмическим данным
2.2. Визуализация и анализ результатов спектральной декомпозиции с
помощью ЧСВ-смешивания
2.3. Типизация коллекторов с использованием результатов спектральной
декомпозиции
3. Статистический анализ атрибутов сейсмической записи
3.1 . Одномерный статистический анализ и его применение
3.1.1. Статистические характеристики случайной величины
3.1.2. Группировка исходных данных. Построение диаграммы
3.1.3. Законы распределения случайных величин
3.1.4. Геологическое приложение одномерного статистического анализа
3.2. Двумерный статистический анализ
3.2.1. Статистические характеристики системы двух случайных величин
3.2.2. Уравнение линейной регрессии
3.2.3. Двухмерное нормальное распределение. Эллипс рассеяния
3.2.4. Нелинейная регрессия. Метод наименьших квадратов
3.2.5. Приведение нелинейных зависимостей к линейному виду
3.2.6. Применение двумерного статистического анализа при интерпретации
данных сейсморазведки
3.3. Многомерный статистический анализ
3.3.1. Метод главных компонент
Заключение
Список литературы

Благодарности
Автор выражает благодарность научному руководителю, доценту кафедры геофизики, кандидату геолого-минералогических наук Ермолаевой Галине Михайловне за помощь на всех стадиях выполнения работы, профессору, доктору физико-математических наук Никитину Алексею Алексеевичу, сделавшего ценные замечания по диссертации.
Автор благодарит коллектив ООО «Геофизические Системы Данных» за интересные идеи, советы и поддержку при написании диссертационной работы.

Список иллюстраций
Рис. 1.1. Сигнал с различными частотами одинаковой амплитуды.
Рис. 1.2. Спектр двух модального сигнала, рассчитанный 1с использованием временного окна длинной 400 мс с помощью преобразования Фурье (8ТГТ).
Рис. 1.3. Спектр двухмодального сигнала, рассчитанный с использованием непрерывного вейвлет-преобразования (С\ПГ).
Рис. 1.4. Спектр двухмодального сигнала, рассчитанный с использованием частотно-временного непрерывного вейвлет-преобразования (ТРС'ЛПГ).
Рис. 1.5. Принципиальная модель спектрально-временного анализа сейсмического сигнала.
Рис. 2.1. Пример анализа результатов спектральной декомпозиции, а) амплитуды на частоте 20 Гц; б) амплитуды на частоте 40 Гц; в) амплитуды на частоте 60 Гц; г) результат 1ЮВ-смешивания.
Рис. 2.2. Модель сейсмической трассы. Переход в частотную область по всей длине. (Рагйка 1999).
Рис. 2.3. Модель сейсмической трассы. Переход в частотную область с использованием короткого временного окна (Рагйка 1999).
Рис. 2.4. Сейсмическая модель клиноформного пласта.
Рис. 2.5. Амплитудно-частотный спектр сейсмической модели.
Рис. 2.6. Определение временной мощности по сейсмическим данным:а- карта значений атрибута первой пиковой частоты вдоль ОГ ПКі2;б - карта временной мощности пласта ПК,2;в -расположение значений рассчитанной временной мощности вдоль ОГ ПК]2 в трехмерной проекции.
Рис. 2.7. График зависимости фактической мощности пласта ПК]2 от предсказанной по спектральным характеристикам сейсмической записи.
Рис. 2.8. Принципиальная схема осадконакопления для шельфового пласта ПК].
Рис. 2.9. Карты амплитуд на единичных частотах после спектральной декомпозиции.
Рис. 2.10. Результаты спектральной декомпозиции. 1ШВ-смешивание. а, б, в -амплитуды вдоль ОГ ПК] после спектральной декомпозиции на частотах 20, 40 и 60 Гц соответственно; г - результат ІЮВ смешивания; пунктиром

При анализе скважинной информации и результатов определения мощности пласта по спектральным характеристикам был получен график зависимости предсказанной мощности от фактической (Рис. 2.7). Значения предсказанной мощности в метрах были получены с помощью умножения значений временной мощности на скорость, известную по данным ГИС. Коэффициент корреляции, равный 0.83, позволяет сказать, что полученный результат является устойчивым, средняя ошибка определения мощности пласта составляет 13%.

б 8 10
фактическая мощность, м
Рис. 2.7. График зависимости фактической мощности пласта ПК)2 от предсказанной по спектральным характеристикам сейсмической записи.