ES2968710T3

ES2968710T3 - Imágenes sísmicas pasivas

Info

Publication number: ES2968710T3
Application number: ES19805371T
Authority: ES
Inventors: Zhongmin Song; York Zheng
Original assignee: BP Exploration Operating Co Ltd
Current assignee: BP Exploration Operating Co Ltd
Priority date: 2018-11-14
Filing date: 2019-11-08
Publication date: 2024-05-13
Anticipated expiration: 2039-11-08
Also published as: EP3881105B1; EA202191304A1; US11079507B2; CA3119304A1; AU2019382288A1; BR112021009088A2; MX2021005601A; AU2019382288B2; WO2020099838A1; EP3881105A1; US20200150302A1; CN113015926A; DK3881105T3; CA3119304C; GB201818594D0

Abstract

Se genera un registro de disparo sísmico virtual basado, al menos en parte, en la interferometría sísmica de los datos sísmicos pasivos. Luego, se determina un ancho de banda de frecuencia del registro de disparo sísmico virtual, en el que el ancho de banda de frecuencia comprende una pluralidad de frecuencias. El registro de disparo sísmico virtual se transforma en un registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia basándose en una primera frecuencia de la pluralidad de frecuencias. Además, se aplica un cambio de fase al registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia. Se genera un primer modelo de velocidad a partir del registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia desfasado. Se puede generar un segundo modelo de velocidad utilizando inversión de forma de onda completa (FWI). Se identifican uno o más cortes de profundidad a partir del segundo modelo de velocidad. Se genera una imagen sísmica basándose en uno o más cortes de profundidad para su uso con exploración sísmica sobre una región del subsuelo que incluye un depósito de hidrocarburos y que contiene características estructurales que conducen a la presencia, migración o acumulación de hidrocarburos. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Imágenes sísmicas pasivas

ANTECEDENTES

[0001] La presente descripción se refiere, en general, al análisis de datos sísmicos pasivos y, más específicamente, a la generación de un modelo de velocidad para obtener imágenes de hidrocarburos presentes en una región estudiada sísmicamente en función de, al menos en parte, datos sísmicos pasivos.

[0002] Esta sección pretende presentar al lector diversos aspectos de la técnica que pueden estar relacionados con diversos aspectos de la presente descripción, que se describen y/o reivindican a continuación. Se cree que esta discusión es útil para proporcionar al lector información de antecedentes para facilitar una mejor comprensión de los diversos aspectos de la presente descripción. En consecuencia, debe entenderse que estas declaraciones deben leerse en este sentido, y no como admisiones de la técnica anterior.

[0003] Un levantamiento sísmico generalmente incluye generar una imagen o mapa de una región del subsuelo de la Tierra enviando energía sonora al suelo y registrando la energía sonora reflejada que regresa de las capas geológicas dentro de la región del subsuelo. Durante un levantamiento sísmico, se coloca una fuente de energía en varias ubicaciones en o por encima de la región de la superficie de la Tierra, que puede incluir depósitos de hidrocarburos (por ejemplo, una región dentro de una región subterránea que contiene hidrocarburos). Cada vez que se activa la fuente, la fuente genera una señal sísmica (por ejemplo, onda de sonido) que viaja hacia abajo a través de la Tierra, se refleja y, a su regreso, se registra utilizando uno o más receptores dispuestos en o por encima de la región subsuperficial de la Tierra. Los datos sísmicos registrados por los receptores se pueden utilizar a continuación para crear una imagen o perfil de la región subsuperficial correspondiente.

[0004] Con el tiempo, a medida que se extraen hidrocarburos de la región subsuperficial de la Tierra, la ubicación, saturación y otras características del yacimiento de hidrocarburos (por ejemplo, sobrecarga) dentro de la región subsuperficial pueden cambiar. Como tal, puede ser útil determinar cómo la imagen o el mapa de la región subsuperficial cambia con el tiempo, de modo que las operaciones relacionadas con la extracción de los hidrocarburos pueden modificarse para extraer más eficientemente los hidrocarburos de la región subsuperficial de la Tierra.

El documento de bibliografía de patentes WO2010/080366A1 enseña un procedimiento y sistema que utiliza datos sísmicos de fuente pasiva para complementar los datos sísmicos de fuente activa en términos de ancho de banda de frecuencia.

Adicionalmente, describe además la construcción de un modelo de velocidad inicial y la aplicación de un FWI en el modelo de velocidad hasta que se logre una resolución máxima deseada.

RESUMEN

[0005] A continuación, se establece un resumen de determinadas realizaciones descritas en esta solicitud. Debe entenderse que estos aspectos se presentan simplemente para proporcionar al lector un breve resumen de estas determinadas realizaciones y que estos aspectos no pretenden limitar el alcance de esta invención, según las reivindicaciones adjuntas.

[0006] La adquisición sísmica que utiliza fuentes y receptores puede ser útil en la generación de, por ejemplo, imágenes sísmicas. Las imágenes sísmicas se pueden usar, por ejemplo, en la determinación de depósitos de hidrocarburos (por ejemplo, áreas dentro de un subsuelo que contienen hidrocarburos) y/o peligros de perforación subsuperficial. Las imágenes sísmicas generalmente se producen en función de las formas de onda sísmicas producidas por la fuente que se reflejan en las regiones dentro de una subsuperficie y son recibidas por los receptores. La imagen sísmica se puede construir utilizando un modelo de velocidad sísmica de alta resolución, tal como un modelo de inversión de forma de onda completa (FWI -Full Waveform Inversión),un modelo de tomografía o similar aplicado, por ejemplo, a través de un constructor de modelos de velocidad. El modelo de velocidad sísmica incluye datos que son indicativos de un cambio en la velocidad de las formas de onda sísmicas a medida que se propagan a través de la región subsuperficial. La fuente que produce las formas de onda sísmicas puede denominarse fuentes activas (por ejemplo, o fuentes antropogénicas de ondas sísmicas tales como explosivos o pistolas de aire), o fuentes pasivas (por ejemplo, fuentes no antropogénicas tales como ondas o viento). Ciertas técnicas emplean fuentes activas debido a la alta relación señal-ruido (SNR) resultante de las formas de onda sísmicas. Se pueden usar fuentes pasivas para complementar los estudios sísmicos de fuente activa. Por ejemplo, se pueden utilizar fuentes pasivas en la generación de modelos de velocidad de la superficie cercana (por ejemplo, a menos de aproximadamente 500 m por debajo de la superficie de la Tierra y/o un fondo marino).

[0007] Además de los ejemplos proporcionados anteriormente, las técnicas de registro de imágenes o datos como se describen en esta invención pueden usarse para diversas aplicaciones en el procesamiento de datos sísmicos. Por ejemplo, los sistemas y procedimientos descritos a continuación pueden usarse para emparejar datos modelados y observados durante la inversión de forma de onda (FWI) con el fin de construir modelos de velocidad, emparejar datos sísmicos antes o después de la migración durante el procedimiento de secuencias iterativas de migración o remigración, emparejar múltiplos predichos y registrados (y/u otros tipos de ruido predicho) durante el procedimiento de supresión y eliminación múltiple para mejorar la relación señal-ruido, seguimiento de señal a través de diversas imágenes y/o señales de alineación para el enfoque de imágenes con el fin de mejorar la calidad de imagen, selección de desalineación para tomografía o inversión de velocidad, medición y seguimiento de una tasa de cambio en películas sísmicas, y similares.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS

[0008]Varios aspectos de esta descripción se pueden entender mejor al leer la siguiente descripción detallada y al hacer referencia a los dibujos en los que:

La Fig. 1 ilustra un diagrama de flujo de varios procedimientos que se pueden realizar en función del análisis de datos sísmicos adquiridos a través de un sistema de levantamiento sísmico, de acuerdo con una o más realizaciones presentadas en esta invención;

La Fig. 2 ilustra un sistema de prospección marina en un entorno marino, de conformidad con una o más realizaciones presentadas en esta invención;

La Fig. 3 ilustra un sistema informático que puede realizar las operaciones descritas en esta invención en función de los datos sísmicos adquiridos, de acuerdo con una o más realizaciones presentadas en esta invención;

La Fig. 4 ilustra un diagrama de flujo para generar un mapa de velocidad basado en datos sísmicos adquiridos pasivamente, de acuerdo con una o más realizaciones presentadas en esta invención; y

La Fig. 5 ilustra un ejemplo de imágenes sísmicas generadas por el sistema informático de la Fig. 3, de acuerdo con una o más realizaciones presentadas en esta invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE REALIZACIONES ESPECÍFICAS

[0009]Una o más realizaciones específicas se describirán a continuación. En un esfuerzo por proporcionar una descripción concisa de estas realizaciones, no todas las características de una implementación real se describen en la memoria descriptiva. Debe apreciarse que en el desarrollo de cualquier implementación real, como en cualquier proyecto de ingeniería o diseño, se deben tomar numerosas decisiones específicas de la implementación para lograr los objetivos específicos de los desarrolladores, como el cumplimiento de las restricciones relacionadas con el sistema y con el negocio, que pueden variar de una implementación a otra. Además, debe apreciarse que dicho esfuerzo de desarrollo podría ser complejo y requerir mucho tiempo, pero sin embargo sería una tarea rutinaria de diseño, fabricación y manufactura para los expertos en la materia que tengan el beneficio de esta descripción.

[0010]Los datos sísmicos pueden proporcionar información valiosa con respecto a la descripción (como la ubicación y/o el cambio) de los depósitos de hidrocarburos dentro de una región subsuperficial de la Tierra. Además, el procesamiento de los datos sísmicos se puede lograr utilizando diferentes técnicas que se pueden seleccionar en función de, por ejemplo, los atributos de la formación y/o las diferentes profundidades de la formación a analizar y/u obtener imágenes. Por consiguiente, en una realización, se puede generar una imagen de mayor resolución (por ejemplo, una imagen de mayor calidad) para porciones particulares de una formación a través de la selección de un tipo particular de procesamiento. Por consiguiente, el procedimiento según la reivindicación 1 proporciona la modificación de las técnicas de procesamiento de datos sísmicos basadas en la selección de profundidades de una formación para lograr una imagen de mayor resolución de una porción particular de una formación.

[0011]Como se discute en esta invención, los datos sísmicos pueden generarse utilizando fuentes sísmicas activas o pasivas. Ciertas técnicas de imagen sísmica utilizan fuentes sísmicas activas (por ejemplo, pistolas de aire, explosivos) ya que las formas de onda resultantes generalmente tienen altas relaciones de señal a ruido (SNR -Signal to Noise Ratios),en comparación con las formas de onda resultantes de fuentes sísmicas pasivas (por ejemplo, viento, olas y otras fuentes no antropogénicas). Las fuentes sísmicas pasivas generalmente producen ondas sísmicas de frecuencia relativamente baja (por ejemplo, de menos de o aproximadamente 1 Hz a aproximadamente 0,1 Hz), mientras que las fuentes activas generalmente producen frecuencias más altas (superiores a 1 Hz). Debido a ciertas geometrías de levantamiento, ciertas técnicas de procesamiento de datos y la mayor frecuencia de las ondas de sonido producidas por ciertas fuentes activas, puede ser difícil obtener imágenes de una capa superficial cercana (por ejemplo, aproximadamente a una profundidad de 500 m) de una formación mediante el uso de imágenes sísmicas activas. Además, ciertos procedimientos de imágenes sísmicas activas son costosos, ya que la implementación de la fuente activa puede requerir una asignación significativa de recursos. Por el contrario, la implementación de imágenes sísmicas pasivas es relativamente económica ya que las fuentes pasivas son "libres", ya que no es necesario que ocurra la transmisión activa dirigida de formas de onda por un usuario para la adquisición de datos. Por lo tanto, las técnicas que mejoran el procesamiento de fuentes sísmicas pasivas (por ejemplo, a través de la mejora de la SNR) son una mejora en el campo de las imágenes sísmicas.

[0012]La presente descripción generalmente se refiere al uso de datos sísmicos adquiridos pasivamente (por ejemplo, datos sísmicos pasivos) para derivar modelos de velocidad de ondas superficiales (por ejemplo, a partir de ondas superficiales) y, en algunas realizaciones, generar imágenes de una región subsuperficial para usar para la producción de petróleo y gas. Un experto en la materia debe apreciar que las presentes técnicas de una o más realizaciones de la presente invención son ventajosas sobre ciertos procedimientos, tales como tomografía de tiempo de recorrido de rayos rectos o curvos, ya que las presentes técnicas pueden permitir la incorporación de rayos curvos automáticamente realizando modelado de diferencia finita. Además, con las técnicas actuales, se puede evitar la selección del tiempo de viaje, lo que da como resultado una técnica de inversión más estable que las otras técnicas mencionadas anteriormente. Específicamente, con una o más realizaciones de la presente invención, se evita la necesidad de que un operador elija manualmente los tiempos de llegada. Como tal, una o más realizaciones pueden reducir el posible error humano y, por lo tanto, llegar a una inversión más estable. Como se usa en esta invención, “selección de tiempo” se refiere a identificar un tiempo de llegada (por ejemplo, una selección de tiempo) de un evento sísmico registrado en un sensor o receptor. Una selección de tiempo puede incluir una parte de fase que es indicativa de la fase de la onda de energía sísmica a medida que llega al sensor o receptor.

[0013]Las desventajas mencionadas anteriormente se resuelven mediante el procedimiento según la reivindicación 1 , que incluye calcular registros de disparos sísmicos virtuales a partir de datos sísmicos pasivos mediante interferometría sísmica a través de la correlación cruzada de los datos sísmicos pasivos en una ventana de tiempo. A continuación, se determina un ancho de banda de frecuencia correspondiente a los registros de disparos sísmicos virtuales, comprendiendo el ancho de banda una pluralidad de frecuencias. Y el disparo virtual se transforma en un disparo sísmico dependiente de la frecuencia para cada una de la pluralidad de frecuencias. Además, para cada una de la pluralidad de frecuencias en el ancho de banda de frecuencia se aplica un desplazamiento de fase y se calcula un primer modelo de velocidad, a partir del cual se extrae un corte de profundidad de una formación. Una imagen puede generarse utilizando la totalidad o al menos parte de los cortes de profundidad. En algunas realizaciones, la imagen generada usando los datos sísmicos pasivos se puede usar para complementar los datos sísmicos activos. Por ejemplo, la imagen generada con los datos sísmicos pasivos se puede combinar con los datos sísmicos activos para generar una imagen combinada. En una realización, los datos sísmicos pasivos pueden usarse para representar una primera porción de profundidad (por ejemplo, a una profundidad de 500 m) de la imagen combinada, mientras que los datos sísmicos activos pueden usarse para representar una segunda porción de profundidad (por ejemplo, distancias por debajo de 500 m) de la imagen combinada. En otra realización, los datos sísmicos pasivos se pueden refinar adicionalmente (por ejemplo, para lograr una SNR mejorada basada en puntos de datos adicionales) utilizando los datos sísmicos activos.

[0014]A modo de introducción, los datos sísmicos pueden adquirirse utilizando una variedad de sistemas y técnicas de levantamiento sísmico. Independientemente de la técnica de recopilación de datos sísmicos utilizada, después de que se adquieren los datos sísmicos, un sistema informático puede analizar los datos sísmicos adquiridos y puede utilizar los resultados del análisis de datos sísmicos para realizar diversas operaciones dentro de las industrias de exploración y producción de hidrocarburos. Los resultados del análisis de datos sísmicos pueden ser, por ejemplo, un mapa de formaciones geológicas. Por ejemplo, la Fig. 1 ilustra un diagrama de flujo de un procedimiento 10 que detalla diversos procedimientos que pueden emprenderse basándose en el análisis de los datos sísmicos adquiridos. Aunque el procedimiento 10 se describe en un orden particular, debe observarse que el procedimiento 10 puede realizarse en cualquier orden adecuado.

[0015]Con referencia ahora a la Fig. 1, en el bloque 12, las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos dentro de una región subsuperficial de la Tierra asociada con el levantamiento sísmico respectivo se pueden determinar en función de los datos sísmicos analizados. En una realización, los datos sísmicos adquiridos a través de una o más técnicas de adquisición sísmica se pueden analizar para generar un mapa o perfil que ilustra diversas formaciones geológicas dentro de la región subsuperficial.

[0016]Con base en las ubicaciones y propiedades identificadas de los depósitos de hidrocarburos, en el bloque 14, se pueden explorar ciertas posiciones o partes de la región subsuperficial. Es decir, las organizaciones de exploración de hidrocarburos pueden usar las ubicaciones de los depósitos de hidrocarburos para determinar ubicaciones en la superficie de la región subsuperficial para perforar en la Tierra. Como tal, las organizaciones de exploración de hidrocarburos pueden utilizar las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos y las sobrecargas asociadas para determinar un camino a lo largo del cual perforar en la Tierra, cómo perforar en la Tierra y similares.

[0017]Después de que el equipo de exploración se ha colocado dentro de la región subsuperficial, en el bloque 16, los hidrocarburos que se almacenan en los depósitos de hidrocarburos pueden producirse a través de pozos de flujo natural, pozos de elevación artificial y similares. En el bloque 18, los hidrocarburos producidos pueden transportarse a refinerías y similares a través de vehículos de transporte, tuberías y similares. En el bloque 20, los hidrocarburos producidos pueden procesarse de acuerdo con diversos procedimientos de refinación para desarrollar diferentes productos utilizando los hidrocarburos.

[0018]Cabe señalar que los procedimientos analizados con respecto al procedimiento 10 pueden incluir otros procedimientos adecuados que pueden basarse en las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos como se indica en los datos sísmicos adquiridos a través de uno o más levantamientos sísmicos. Como tal, debe entenderse que los procedimientos descritos anteriormente no pretenden representar una lista exhaustiva de procedimientos que pueden realizarse después de determinar las ubicaciones y propiedades de los depósitos de hidrocarburos dentro de la región subsuperficial.

[0019]Una técnica para adquirir datos sísmicos se muestra en la Fig. 2, que ilustra un sistema sísmico de fondo oceánico (OBS -Ocean Bottom Seismic)22 como un sistema de prospección marina (por ejemplo, para su uso junto con el bloque 12 de la Fig. 1) que también se puede emplear para adquirir datos sísmicos (por ejemplo, formas de onda) con respecto a una región subsuperficial de la Tierra en un entorno marino. El sistema OBS 22 puede funcionar para generar datos sísmicos (por ejemplo, conjuntos de datos de OBS).

[0020]Como se ilustra, el sistema OBS 22 puede recibir una fuente sísmica 24 que puede producir energía, tal como ondas sonoras (por ejemplo, formas de onda sísmicas), que se dirige al fondo marino 26. Como se ilustra, la fuente sísmica 24 se produce de forma pasiva (por ejemplo, como se origina a partir de una onda 28). Un experto en la materia debe apreciar que las fuentes sísmicas 24 pueden originarse a partir del viento, el movimiento de barcos, los movimientos tectónicos u otras fuentes no antropogénicas. La energía que se origina a partir de la fuente sísmica puede reflejarse en diversas formaciones geológicas 30 dentro de la región subsuperficial 26 para generar una onda sísmica reflejada 38 y posteriormente adquirida (por ejemplo, recibida y/o registrada) por los uno o más receptores 32 dispuestos en el fondo marino 26. Por ejemplo, los datos pueden almacenarse en los uno o más receptores 32 durante un período de tiempo prolongado (por ejemplo, horas, días, semanas o más) antes de que se recuperen los datos almacenados (ya sea mediante acoplamiento o de forma inalámbrica). Los datos adquiridos a través del uno o más receptores 32 pueden transmitirse a través del cable 34 a la embarcación 36 (o, por ejemplo, los datos adquiridos pueden transmitirse de forma inalámbrica si el sistema OBS 22 es un sistema de nodo de fondo oceánico (OBN -Ocean Bottom Node)).En algunas realizaciones, la embarcación 36 puede no estar conectada a los receptores 32 (por ejemplo, a través del cable 34), pero puede incluir medios adecuados para recuperar el uno o más receptores 32 (por ejemplo, un carrete, un gancho, una boya). Debe apreciarse que se puede utilizar cualquier otro medio adecuado para recuperar el uno o más receptores. Por ejemplo, los receptores 32 pueden estar acoplados a una boya con un mecanismo para extraer los receptores 32.

[0021]En algunas realizaciones, los datos sísmicos pueden adquirirse con un sistema de prospección terrestre (por ejemplo, en un entorno no marino) que puede disponerse en una superficie de una región subsuperficial de interés. Por ejemplo, el sistema de prospección terrestre puede incluir receptores terrestres que reciben fuentes sísmicas terrestres (por ejemplo, fuentes sísmicas pasivas terrestres como precipitaciones, movimientos tectónicos, terremotos y otras fuentes no antropogénicas). Es decir, las fuentes sísmicas terrestres pueden producir energía que se dirige a la región subsuperficial de la Tierra. Al alcanzar varias formaciones geológicas (por ejemplo, cúpulas de sal, fallas, pliegues) dentro de la región subsuperficial, la producción de energía por las fuentes sísmicas terrestres puede reflejarse en las formaciones geológicas y ser adquirida por los receptores terrestres. En algunas realizaciones, los receptores terrestres pueden dispersarse a través de una superficie de la tierra para formar un patrón similar a una cuadrícula. En algunos casos, una forma de onda sísmica producida por las fuentes sísmicas terrestres puede reflejarse en diferentes formaciones geológicas y ser recibida por diferentes receptores. Como tal, cada receptor terrestre puede recibir una onda sísmica reflejada en respuesta a fuentes sísmicas que se producen de forma pasiva en tierra.

[0022]Independientemente de cómo se adquieran los datos sísmicos (por ejemplo, a través del sistema OBS 22 o a través de un sistema de prospección terrestre), un sistema informático (por ejemplo, para su uso junto con el bloque 12 de la Fig. 1) puede analizar las formas de onda sísmicas adquiridas por los receptores 32 para determinar la información con respecto a la estructura geológica, la ubicación y la propiedad de los depósitos de hidrocarburos y similares dentro de la región subsuperficial 26. Además, el sistema informático puede proporcionar una indicación de la ubicación de los depósitos de hidrocarburos como se analiza en esta invención. La Fig. 3 ilustra un ejemplo de dicho sistema informático 40 que puede realizar diversas operaciones de análisis de datos para analizar los datos sísmicos adquiridos por los receptores 32 para determinar la estructura de las formaciones geológicas dentro de la región subsuperficial 26.

[0023]Con referencia ahora a la Fig. 3, el sistema informático 40 puede incluir un componente de comunicación 42, un procesador 44, una memoria 46, un almacenamiento 48, puertos de entrada/salida (E/S) 50, una pantalla 52 y similares. El componente de comunicación 42 puede ser un componente de comunicación inalámbrico o por cable que puede facilitar la comunicación entre los receptores 32, una o más bases de datos 54, otros dispositivos informáticos y/u otros dispositivos capaces de comunicación. En una realización, el sistema informático 40 puede recibir datos de receptor 56 (por ejemplo, datos sísmicos, sismogramas) que pueden haber sido adquiridos previamente por receptores sísmicos a través de un componente de red, la base de datos 54 o similares. El procesador 44 del sistema informático 40 puede analizar o procesar los datos del receptor 56 para determinar diversas características con respecto a las formaciones geológicas dentro de la región subsuperficial 26 de la Tierra.

[0024]El procesador 44 puede ser cualquier tipo de procesador informático o microprocesador capaz de ejecutar código ejecutable por ordenador. El procesador 44 también puede incluir varios procesadores que pueden realizar las operaciones descritas a continuación. La memoria 46 y el almacenamiento 48 pueden ser cualquier artículo de fabricación adecuado que pueda servir como medio para almacenar código, datos o similares ejecutables por el procesador. Estos artículos de fabricación pueden representar medios legibles por ordenador (por ejemplo, cualquier forma adecuada de memoria o almacenamiento) que pueden almacenar el código ejecutable por procesador utilizado por el procesador 44 para realizar las técnicas descritas en esta invención. En general, el procesador 44 puede ejecutar aplicaciones de software que incluyen programas que procesan datos sísmicos adquiridos a través de receptores de un levantamiento sísmico de acuerdo con las realizaciones descritas en esta invención.

[0025]La memoria 46 y el almacenamiento 48 también se pueden usar para almacenar los datos, el análisis de los datos, las aplicaciones de software y similares. La memoria 46 y el almacenamiento 48 pueden representar medios legibles por ordenador no transitorios (por ejemplo, cualquier forma adecuada de memoria o almacenamiento) que puedan almacenar el código ejecutable por procesador utilizado por el procesador 44 para realizar diversas técnicas descritas en esta invención. Cabe señalar que no transitorio simplemente indica que el medio es tangible y no una señal.

[0026]Los puertos de E/S 50 pueden ser interfaces que pueden acoplarse a otros componentes periféricos tales como dispositivos de entrada (por ejemplo, teclado, ratón), sensores, módulos de entrada/salida (E/S) y similares. Los puertos de E/S 50 pueden permitir que el sistema informático 40 se comunique con los otros dispositivos en el sistema OBS 22, o similares a través de los puertos de E/S 50.

[0027]La pantalla 52 puede representar visualizaciones asociadas con software o código ejecutable que está siendo procesado por el procesador 44. En una realización, la pantalla 52 puede ser una pantalla táctil capaz de recibir entradas de un usuario del sistema informático 40. La pantalla 52 también se puede utilizar para ver y analizar los resultados del análisis de los datos sísmicos adquiridos para determinar las formaciones geológicas dentro de la región subsuperficial 26, la ubicación y la propiedad de los depósitos de hidrocarburos dentro de la región subsuperficial 26, y similares. El dispositivo de visualización 52 puede ser cualquier tipo adecuado de dispositivo de visualización, tal como un dispositivo de visualización de cristal líquido (LCD), un dispositivo de visualización de plasma o un dispositivo de visualización de diodos orgánicos emisores de luz (OLED), por ejemplo. Además de representar la visualización descrita en esta invención a través de la pantalla 52, debe observarse que el sistema informático 40 también puede representar la visualización a través de otros elementos tangibles, tales como papel (por ejemplo, a través de impresión) y similares.

[0028]Teniendo en cuenta lo anterior, las presentes técnicas descritas en esta invención también se pueden realizar usando un superordenador que emplea múltiples sistemas informáticos 40, un sistema informático en la nube o similares para distribuir procedimientos que se realizarán en múltiples sistemas informáticos. En este caso, cada sistema informático 40 que funciona como parte de un superordenador puede no incluir cada componente enumerado como parte del sistema informático 40. Por ejemplo, cada sistema informático 40 puede no incluir el componente de visualización 52 ya que múltiples componentes de visualización 52 pueden no ser útiles para un superordenador diseñado para procesar continuamente datos sísmicos.

[0029]Después de realizar varios tipos de procesamiento de datos sísmicos, el sistema informático 40 puede almacenar los resultados del análisis en una o más bases de datos 54. Las bases de datos 54 pueden estar acopladas comunicativamente a una red que puede transmitir y recibir datos hacia y desde el sistema informático 40 a través del componente de comunicación 42. Además, las bases de datos 54 pueden almacenar información con respecto a la región subsuperficial 26, tal como sismogramas anteriores, datos de muestras geológicas, imágenes sísmicas y similares con respecto a la región subsuperficial 26.

[0030]Aunque los componentes descritos anteriormente se han analizado con respecto al sistema informático 40, debe observarse que componentes similares pueden constituir el sistema informático 40. Además, el sistema informático 40 también puede ser parte del sistema OBS 22 y, por lo tanto, puede monitorear y controlar ciertas operaciones de los receptores 32 y similares. Además, debe observarse que los componentes enumerados se proporcionan como componentes de ejemplo y las realizaciones descritas en esta invención no se limitan a los componentes descritos con referencia a la Fig. 3.

[0031]En algunas realizaciones, el sistema informático 40 puede generar una representación bidimensional o una representación tridimensional de la región subsuperficial 26 en función de los datos sísmicos recibidos a través de los receptores mencionados anteriormente. Además, los datos sísmicos asociados con múltiples combinaciones de fuente/receptor se pueden combinar para crear un perfil casi continuo de la región subsuperficial 26 que se puede extender a cierta distancia. En un levantamiento sísmico bidimensional (2-D), las ubicaciones del receptor pueden colocarse a lo largo de una sola línea, mientras que en un levantamiento tridimensional (3-D) las ubicaciones del receptor pueden distribuirse a través de la superficie en un patrón de cuadrícula. Como tal, un levantamiento sísmico en 2-D puede proporcionar una imagen en sección transversal (corte vertical) de las capas de la Tierra, ya que existen directamente debajo de las ubicaciones de registro. Un levantamiento sísmico 3D, por otro lado, puede crear un "cubo" o volumen de datos que puede corresponder a una imagen 3D de la región subsuperficial 26.

[0032] Además, un levantamiento sísmico 4-D (o de lapso de tiempo) puede incluir datos sísmicos adquiridos durante un levantamiento 3-D en múltiples ocasiones. Usando las diferentes imágenes sísmicas adquiridas en diferentes momentos, el sistema informático 40 puede comparar las dos imágenes para identificar cambios en la región subsuperficial 26. Actualmente se reconoce que la producción continua o periódica de una imagen sísmica de una región subsuperficial 26 puede mejorar la detección de depósitos de hidrocarburos y/o peligros subsuperficiales. En algunas realizaciones, se puede proporcionar una indicación del peligro de depósito y/o subsuperficial a un operador en función de un cambio determinado en dos imágenes. Además, en algunas realizaciones, el cambio puede indicar cuando el cambio entre dos o más imágenes es mayor que un umbral (por ejemplo, una magnitud de cambio entre píxeles en la primera imagen y una segunda imagen excede un umbral predeterminado). En otras realizaciones, la indicación puede proporcionarse en función de si se produjo o no algún cambio.

[0033] En cualquier caso, un levantamiento sísmico puede estar compuesto por una gran cantidad de registros o rastros sísmicos individuales. Como tal, el sistema informático 40 puede emplearse para analizar los datos sísmicos adquiridos para obtener una imagen representativa de la región subsuperficial 26 y para determinar ubicaciones y propiedades de depósitos de hidrocarburos. Con ese fin, se puede utilizar una variedad de algoritmos de procesamiento de datos sísmicos para eliminar el ruido de los datos sísmicos adquiridos, migrar los datos sísmicos preprocesados, identificar cambios entre múltiples imágenes sísmicas, alinear múltiples imágenes sísmicas y similares.

[0034] Después de que el sistema informático 40 analiza los datos sísmicos adquiridos, los resultados del análisis de datos sísmicos (por ejemplo, sismograma, imágenes sísmicas, mapa de formaciones geológicas, etc.) pueden usarse para realizar diversas operaciones dentro de las industrias de exploración y producción de hidrocarburos. Por ejemplo, como se describió anteriormente, los datos sísmicos adquiridos pueden usarse para realizar el procedimiento 10 de la Fig. 1 que detalla varios procedimientos que pueden emprenderse en función del análisis de los datos sísmicos adquiridos.

[0035] Tal como se analizó anteriormente, el sistema informático 40 puede emplearse para analizar los datos sísmicos adquiridos basándose en las formas de onda sísmicas reflejadas 38 para obtener una imagen representativa de la región subsuperficial 26 y para determinar ubicaciones y propiedades de depósitos de hidrocarburos.

[0036] En algunas realizaciones, se puede generar una imagen junto con un esquema de procesamiento sísmico como, por ejemplo, el procedimiento 58 ilustrado en la Fig. 4. Como se ilustra, el procedimiento 58 incluye una secuencia de procesamiento sísmico que incluye generar un registro de disparo sísmico virtual mediante interferometría sísmica mediante correlación cruzada de datos sísmicos pasivos en una ventana de tiempo (bloque 60). En algunas realizaciones, la ventana de tiempo puede variar de varias horas a varios días. Los datos sísmicos virtuales contienen principalmente ondas superficiales.

[0037] A continuación, se analiza el ancho de banda de frecuencia de los registros de disparos sísmicos virtuales para determinar la frecuencia mínima y máxima y el intervalo de frecuencia para cálculos posteriores (bloque 62). Debido a la dispersión de ondas superficiales, cada componente de frecuencia del ancho de banda de frecuencia de los registros de disparos sísmicos virtuales puede procesarse por separado. A medida que las frecuencias más bajas pueden viajar a partes más profundas del subsuelo, y a medida que las frecuencias más altas se atenúan progresivamente con la profundidad, el modelo de velocidad para cada frecuencia puede estar relacionado con una profundidad particular. Como tal, se puede generar un corte de profundidad indicativo de la composición de una porción de la región subsuperficial para cada frecuencia. En ciertos procedimientos de FWI, se construye un modelo de velocidad basado en las múltiples frecuencias determinadas a partir de los registros de disparo. Una realización ejemplar simplificada que no forma parte de la presente invención se refiere al uso de una única frecuencia para generar un modelo de velocidad, en donde el modelo de velocidad asociado con la única frecuencia representa un corte de profundidad.

[0038] Una vez que se determina el intervalo de frecuencia mínimo y máximo, cada frecuencia se transforma del dominio del tiempo al dominio de la frecuencia (bloque 64). Esto se puede lograr realizando una transformada de Fourier discreta o convirtiendo las selecciones de tiempo en la parte de fase de los datos en el dominio de la frecuencia. Tales selecciones de tiempo se pueden obtener a partir de un código de selección de tiempo de desplazamiento de velocidad de fase existente. Cada una de las etapas posteriores (por ejemplo, el bloque 66, el bloque 68, el bloque 70 y el bloque 72) se lleva a cabo para cada frecuencia dentro del intervalo de frecuencia.

[0039] Continuando con el procedimiento 58, se aplica un desplazamiento de fase a la fase de los datos en el dominio de la frecuencia (bloque 66). En algunas realizaciones, el desplazamiento de fase puede ser un desplazamiento de fase de 45 grados, que puede compensar el efecto 2D de la propagación de ondas superficiales. A continuación, se genera un modelo de velocidad inicial para la inversión de forma de onda completa (FWI) en función de los registros de disparos virtuales en el dominio de la frecuencia con desplazamiento de fase (bloque 68). En una o más realizaciones, se puede elegir una velocidad constante en función del movimiento aproximado (de los registros cortos sísmicos virtuales). Como se usa en esta invención, "salir" se refiere a, por ejemplo, un efecto (por ejemplo, en algunos casos el efecto es una relación hiperbólica) que tiene una distancia entre una fuente sísmica y un receptor en el tiempo de llegada de una reflexión (por ejemplo, onda sísmica 38) en forma de un aumento de tiempo con compensación. En algunas realizaciones, la velocidad constante se puede determinar en función del valor medio de una tomografía de velocidad de fase ejecutada previamente (por ejemplo, si está disponible para la frecuencia actual en la iteración actual).

[0040]A continuación, se ejecuta FWI de dominio de frecuencia durante al menos una iteración para generar un segundo modelo de velocidad (bloque 70). La convergencia a una solución puede ralentizarse después de varias iteraciones. Como tal, se puede implementar un umbral de convergencia predeterminado adecuado durante la inversión en el bloque 70 en función del umbral de convergencia, lo que garantizaría que el modelo de velocidad sea adecuado para las etapas posteriores.

[0041]Como se señaló anteriormente, cada mapa de velocidad que se construye en función de una sola frecuencia puede corresponder a una sola profundidad dentro de la región subsuperficial 26. Como tal, al extraer un corte de profundidad del modelo de velocidad calculado, se puede generar una velocidad de onda de superficie para la frecuencia invertida (bloque 72). A continuación, el procedimiento 58 puede repetirse usando una frecuencia posterior (bloque 74) determinada a partir del bloque 62, lo que da como resultado un corte de profundidad adicional basado en una segunda frecuencia. Como lo indica la flecha 76, el procedimiento 58 a continuación continúa con el bloque 64 hasta que se haya calculado el FWI para todas o un número adecuado de frecuencias. A continuación, una imagen generada combinando al menos una porción de los cortes de profundidad generados, mediante la construcción de un mapa de velocidad, a partir de cada frecuencia.

[0042]En algunas realizaciones, puede ser ventajoso repetir el procedimiento 58 para la misma ubicación con diferentes intervalos de tiempo (por ejemplo, meses, un año, dos o más años) para obtener una imagen 4D. La imagen 4D puede representar un cambio o ningún cambio de un subsuelo a lo largo de los intervalos de tiempo y, por lo tanto, puede permitir a los operadores o analistas tomar decisiones informadas con respecto a los depósitos de hidrocarburos (por ejemplo, dónde perforar) y/o los posibles peligros del subsuelo.

[0043]La Fig. 5 muestra múltiples imágenes 78, 80, 82 y 84 que se generaron en función de modelos de velocidad aplicados a datos sintéticos utilizando las técnicas descritas en esta invención o se encuentran en diferentes puntos de tiempo a lo largo del procedimiento 58. Específicamente, la imagen 78 corresponde a una imagen generada utilizando un enfoque convencional. Las imágenes 80 y 82 corresponden a una imagen inicial y una imagen final, respectivamente, generadas por una o más realizaciones de la presente invención. La imagen 84 corresponde a una imagen verdadera terrestre. La magnitud de la velocidad se denota con la escala 86. El eje 88 y el eje 90 ilustran las direcciones x-y de un plano cartesiano para cada imagen 78, 80, 82 y 84. La imagen 78 muestra una imagen generada mediante tomografía basada en rayos en un conjunto de datos sintéticos. La imagen 80 muestra un modelo de partida para FWI, que se usó para generar la imagen 82. La imagen 82 se generó en función de los datos sintéticos según las técnicas actuales. Más específicamente, la imagen 82 se generó después de 8 iteraciones en datos de fuentes sísmicas pasivas. La imagen 84 muestra el modelo de velocidad real a partir de los datos sintéticos.

[0044]Como se señaló anteriormente, cada una de las imágenes 78, 82 y 84 se generaron utilizando diferentes técnicas. Un experto en la materia debe apreciar que la imagen 78, que se generó con tomografía basada en rayos, es un procedimiento relativamente caro porque requiere mucho tiempo de cálculo para desarrollar el modelo de velocidad. Actualmente se reconoce que generar una imagen, tal como 82, según las presentes técnicas puede ser menos costoso que el coste para generar la imagen 78. Es decir, las técnicas actuales relacionadas con la generación de imágenes y/o modelos de velocidad son menos costosas que las técnicas de tomografía basada en rayos, por ejemplo, y<f>W<i>en datos sísmicos activos. En particular, como se describió anteriormente, la imagen 82 se puede generar usando ondas sísmicas pasivas, donde producir la imagen 82 es menos costoso que producir imágenes usando ondas sísmicas activas. Las ondas sísmicas pasivas son "libres", ya que ocurren independientemente de cualquier acción dirigida del usuario. Además, aunque la imagen 82 es menos costosa de adquirir, puede proporcionar una representación más cercana en relación con el modelo verdadero, que se muestra en la imagen 84 y, por lo tanto, puede ser más precisa que ciertas técnicas alternativas.

[0045]Las imágenes 78, 82 y 84 incluyen las regiones 92 y 94. En cada una de estas regiones, el valor de píxel de acuerdo con la escala 86 está dentro de un umbral o un intervalo de umbral que es indicativo de un área de interés (por ejemplo, depósito de hidrocarburos dentro de una región). Más específicamente, la velocidad determinada de la FWI, que se utilizó para generar la imagen 82, muestra que la región 92 y/o 94 podría tener características (por ejemplo, velocidad de las ondas sísmicas) que son indicativas de anomalías geológicas y/o presencia de hidrocarburos.

[0046]En algunas realizaciones, el sistema informático 40 puede proporcionar una indicación de las regiones 92a, 92b y 92c y/o 94a, 94b y 94c. Por ejemplo, el sistema informático 40 puede determinar un subconjunto de la imagen 82 que incluye píxeles que tienen valores indicativos de la presencia de hidrocarburos que están por encima o por debajo del umbral o dentro del intervalo de umbral. Como tal, el sistema informático 40 puede proporcionar una indicación de la región, o subconjunto de la región, del subsuelo 26 que es probable que tenga hidrocarburos y proporcionar una posición (por ejemplo, coordenadas o un área relativa), o datos de posición, de las regiones, tales como 92 y/o 94, que contienen los depósitos de hidrocarburos y/o (en algunos casos) peligros de perforación del subsuelo. Un experto en la materia debe apreciar que el umbral puede ser predeterminado o decidido por un operador o analista de una imagen (por ejemplo, 78, 82 y/u 84) en función del conocimiento previo del subsuelo. En otras realizaciones, la imagen generada de acuerdo con las presentes técnicas (por ejemplo, la imagen 82) puede mostrarse a través de la pantalla 52 del sistema informático 40, facilitando así la ubicación de una región 92a, 92b y 92c y/o 94a, 94b y 94c por un usuario del sistema informático 40.

[0047]Las realizaciones específicas descritas anteriormente se han mostrado a modo de ejemplo, y debe entenderse que estas realizaciones pueden ser susceptibles de diversas modificaciones y formas alternativas, sin caer fuera del alcance de protección según las reivindicaciones adjuntas.

[0048]Las técnicas presentadas y reivindicadas en esta invención se refieren y aplican a objetos materiales y ejemplos concretos de naturaleza práctica que mejoran de manera demostrable el presente campo técnico y, como tales, no son abstractos, intangibles o puramente teóricos.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un procedimiento implementado por ordenador (58) que comprende:

generar (60) un registro de disparo sísmico virtual basado, al menos en parte, en interferometría sísmica de datos sísmicos adquiridos pasivamente;

determinar (62) un ancho de banda de frecuencia del registro de disparo sísmico virtual, donde el ancho de banda de frecuencia comprende una pluralidad de frecuencias;

transformar (64) el registro de disparo sísmico virtual en un registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia en función de cada una de la pluralidad de frecuencias; y para cada una de la pluralidad de frecuencias (74): aplicar (66) un desplazamiento de fase al registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia para generar un registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia desplazado en fase;

generar (68) un primer modelo de velocidad a partir del registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia con desplazamiento de fase;

generar (70) un segundo modelo de velocidad usando inversión de forma de onda completa (FWI) en función del primer modelo de velocidad;

identificar (72) un corte de profundidad del segundo modelo de velocidad; y

generar una imagen sísmica (78, 80, 82, 84) en función de, al menos en parte, el corte de profundidad para su uso con exploración sísmica por encima de una región del subsuelo (26) que comprende un yacimiento de hidrocarburos y que contiene características estructurales que conducen a una presencia, migración o acumulación de hidrocarburos.

2. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende utilizar transformada de Fourier discreta para obtener el registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia.

3. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende convertir selecciones de tiempo en una parte de fase de los datos de dominio de frecuencia para obtener el registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia.

4. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende seleccionar, como primer modelo de velocidad, un valor de velocidad basado en un desplazamiento aproximado del registro de disparo sísmico virtual.

5. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende seleccionar, como primer modelo de velocidad, un valor de velocidad basado en un valor medio de un modelo de tomografía de velocidad de fase previamente ejecutado.

6. El procedimiento según la reivindicación 1, donde el corte de profundidad corresponde a una frecuencia respectiva de la pluralidad de frecuencias.

7. El procedimiento según la reivindicación 1, que comprende transformar el registro de disparo sísmico virtual en un registro de disparo adicional dependiente de la frecuencia en función de una segunda frecuencia de la pluralidad de frecuencias; e identificar un corte de profundidad adicional en función de, al menos en parte, el registro de disparo adicional dependiente de la frecuencia.

8. El procedimiento según la reivindicación 7, que comprende generar una imagen sísmica basada en el corte de profundidad y el corte de profundidad adicional para su uso con exploración sísmica por encima de una región del subsuelo que comprende un yacimiento de hidrocarburos y que contiene características estructurales que conducen a una presencia, migración o acumulación de hidrocarburos.

9. El procedimiento según la reivindicación 8, que comprende combinar la imagen sísmica con una imagen sísmica adicional generada basándose, al menos en parte, en datos sísmicos activos para generar una imagen sísmica complementaria.

10. El procedimiento según la reivindicación 9, donde una primera porción de profundidad de la imagen sísmica complementaria se basa en la imagen sísmica, y una segunda porción de profundidad de la imagen sísmica complementaria se basa en la imagen sísmica adicional.

11. Uno o más medios tangibles, no transitorios y legibles por máquina que comprenden instrucciones configuradas para hacer que un procesador (44):

genere (60) un registro de disparo sísmico virtual basado, al menos en parte, en interferometría sísmica de datos sísmicos adquiridos pasivamente;

determine (62) un ancho de banda de frecuencia del registro de disparo sísmico virtual, donde el ancho de banda de frecuencia comprende una pluralidad de frecuencias; transforme (64) el registro de disparo sísmico virtual en un registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia en función de cada una de la pluralidad de frecuencias; y para cada una de la pluralidad de frecuencias (74) aplique (66) un desplazamiento de fase al registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia para generar un registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia desplazado en fase;

genere (68) un primer modelo de velocidad a partir del registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia con desplazamiento de fase;

genere (70) un segundo modelo de velocidad usando inversión de forma de onda completa (FWI) en función del primer modelo de velocidad;

identifique (72) uno o más cortes de profundidad del segundo modelo de velocidad; y

genere una imagen sísmica (78, 80, 82, 84) basada en los uno o más cortes de profundidad para su uso con la exploración sísmica por encima de una región del subsuelo (26) que comprende un yacimiento de hidrocarburos y que contiene características estructurales que conducen a una presencia, migración o acumulación de hidrocarburos.

12. El uno o más medios legibles por máquina según la reivindicación 11, donde el procesador está configurado para:

generar una imagen sísmica adicional basada en datos sísmicos pasivos adicionales; y

proporcionar una indicación basada en una comparación entre la imagen sísmica y la imagen sísmica adicional.

13. Los uno o más medios legibles por máquina según la reivindicación 12, donde la indicación comprende una ubicación de posición de los hidrocarburos, o una posición de un peligro subterráneo.

14. Los uno o más medios legibles por máquina según la reivindicación 12, que comprenden instrucciones configuradas para hacer que un procesador (44) transmita la indicación para su visualización en una pantalla; y convertir selecciones de tiempo obtenidas mediante un código de selección de tiempo de desplazamiento de velocidad de fase en la parte de fase de los datos de dominio de frecuencia para obtener el registro de disparo sísmico dependiente de la frecuencia.

15. Los uno o más medios legibles por máquina según la reivindicación 12, donde el primer modelo de velocidad comprende un valor de velocidad que se selecciona basándose en un valor medio de un modelo de tomografía de velocidad de fase previamente ejecutado.