Структурно-параметрична модель геологічного середовища на основі інтеграційного підходу до інтерпретації геолого-геофізичної інформації

дисертації на здобуття наукового ступеня

кандидата геологічних наук

В рамках ідеології єдиного технологічного циклу структурно-параметричного моделювання автором розроблено алгоритми розрахунку та контролю якості системи спостережень 3D планшетної зйомки, інтерпретації 2D та 3D сейсмічних даних, алгоритми картопобудови результатів сейсмічної та геологічної інтерпретації, алгоритми інтерпретаційної (динамічної) обробки хвильового поля.

Автором разом з науковим керівником розроблено алгоритми інтеграції процедури 3D скінченно - різницевої кінематичної міграції (автор Пилипенко В. М.) в єдине інтерпретаційне середовище, та удосконалено методику глибинно-часових трансформацій при структурно-тектонічному моделюванні об'єктів, які характеризуються значними кутами нахилу геологічних горизонтів.

На основі отриманих результатів автором досліджено переваги, недоліки та перспективи розвитку ідеології єдиного інтерпретаційного середовища з точки зору сучасної специфіки геологічних задач та вимог тривимірного геологічного моделювання на родовищах вуглеводнів Східного та Західного нафтогазоносних регіонів України.

Апробація результатів дисертації. Основні результати досліджень і положень доповідались на наукових та науково-технічних конференціях: Геоінформатика, “Моделювання геопроцесів і геооб'єктів. Геоекологічний моніторинг як засіб пізнання природних геосистем”. Київ, 28.03.2002р.; Геодинамика, сейсмичность и нефтегазоносность Черноморско-Каспийского региона, тезисы докладов на VI Международной конференции Крым-2005; Міжнародна наукова конференція “Geopetrol 2006”, Краків, 21.09.2006р; 10-а міжнародна виставка “Нафта і газ 2006”; міжнародна конференція “Нафтогазовий комплекс України, стратегія розвитку”, Київ, 10.11.2006р;

Публікації. За темою дисертації опубліковано 9 робіт, з них одна одноосібна, серед них 6 статей - у фахових наукових журналах, 3 - в тезах наукових конференцій, отримано 1 авторське свідоцтво.

Обсяг і структура роботи. Дисертаційна робота обсягом 192 сторінки складається із вступу, трьох розділів, висновків, практичних результатів, переліку використаних джерел, 6 додатків. Текст роботи викладений на 125 сторінках, ілюстрований 53 рисунками. Бібліографія включає 79 назв використаних джерел.

Роботу виконано під науковим керівництвом доктора фізико-математичних наук, головного наукового співробітника Інституту геофізики ім. С. І. Субботіна Пилипенко Віталія Миколайовича, якому автор висловлює глибоку подяку за наукове керівництво, постійну увагу до роботи та цінні поради.

Автор вважає приємним обов'язком висловити подяку за підтримку академіку НАН України В.І. Старостенку, доктору геол. наук В.П. Коболеву, доктору геол.-мін. наук О.Б. Гінтову, кандидату фіз.-мат. наук О.О. Верпаховській, доктору геол. наук Орлюку М. І., кандидату фіз.-мат. наук Легостаєвій, керівникам від виробництва кандидату геол.-мін. наук Ю.В.Філатову та кандидату геол. наук Прокопіву В. Й., а також співробітникам Управління гідродинамічного моделювання ВАТ «Укрнафта» за зацікавленість та активну участь у тестуванні запропонованих методик та підходів.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

Сучасний стан структурно-параметричного моделювання у вітчизняній нафтогазовій галузі

На сьогоднішній день над задачею створення інтегрованого програмного середовища в рамках технологічного циклу структурно-параметричного моделювання родовищ вуглеводнів працюють ряд провідних зарубіжних виробників геолого-геофізичних програмних продуктів, серед яких необхідно відзначити “Schlumberger” (системи PETREL, GeoFrame), “Landmark” (програмні продукти GeoGraphix, StrataModel, Gocad), “DV SeisGeo”. Однією з головних особливостей програмних комплексів цих виробників є те, що в переважній більшості вони орієнтовані на супровід всього технологічного ланцюжка геологічного моделювання. Проте, модульний принцип спеціалізованих програмних продуктів, а також корпоративна структура техніко-методичної підтримки та супроводу цих розробок призводять до неможливості своєчасного реагування на нестандартні або нетипові задачі, які виникають у випадках структурно-параметричного моделювання родовищ вуглеводнів Східного та Західного нафтогазоносних регіонів України зі складними поверхневими та геотектонічними умовами. Модульною структурою, в тій чи іншій мірі, обумовлена неможливість підбору необхідних методичних прийомів та підходів при вирішенні нетипових геологічних задач, які виникають в процесі моделювання родовищ в умовах солянокупольного тектогенезу Дніпрово-Донецької Западини або скибової складчастості родовищ Західного нафтогазоносного регіону. Немаловажним моментом, який не завжди має позитивний вплив на якість геологічного моделювання у вітчизняній нафтогазовій галузі, є питання цінової політики придбання, технічної підтримки та супроводу зарубіжних геолого-геофізичних програмних комплексів.

Аналіз взаємозв'язків загальноприйнятої технологічної послідовності створення геологічних моделей дозволяє стверджувати, що незалежні одне від одного, на перший погляд, етапи процесу геологічного моделювання, починаючи з планування сейсмічних досліджень до структурно-параметричного та гідродинамічного моделювання включно, являють собою взаємопов'язані ланцюжки єдиного технологічного циклу. В свою чергу відсутність ітераційних взаємозв'язків між цими етапами, в тій чи іншій мірі, позбавляє можливості всебічно аналізувати отримані проміжні результати, що може мати негативний вплив на детальність та якість кінцевого геологічного результату.

В зв'язку з цим, одним з альтернативних та перспективних, у випадку подальшого розвитку, напрямків підвищення якості та достовірності структурно-параметричного моделювання, автором вважається створення єдиного інтерпретаційного середовища, яке б дозволяло визначати та реалізовувати технологію побудови геологічної моделі з огляду на умови проведення геолого-геофізичних досліджень, геотектонічні особливості та геологічні задачі окремо для кожного родовища вуглеводнів нафтогазоносних регіонів України.

Особливості збору та аналізу апріорної геолого-геофізичної інформації в єдиному інтерпретаційному середовищі

Окрім стандартної реалізації завантаження в базу даних робочого проекту сейсмічної, свердловинної та геологічної інформації, основну увагу було приділено можливості трансформації в інтерпретаційне середовище геолого-геофізичних даних, які з тих чи інших причин відсутні у цифрових форматах. Головною умовою при створенні алгоритму даної трансформації було максимальне збереження якості (роздільної здатності) даних, які в кольорокодованому вигляді несуть в собі інформацію про геологічні або геофізичні особливості об'єкту досліджень. В зв'язку з цим був врахований той факт, що за результатами психофізичних досліджень людиною краще сприймається незначна зміна яскравості, ніж незначна зміна кольору. Тобто незначна зміна кольору, яка на скан-образі сейсмічного розрізу містить в собі інформацію про динамічні особливості хвильового поля, або яка на скан-образі параметричної карти відображає просторову поведінку певного геологічного параметра, при звичайному цифруванні може бути втрачена. В зв'язку з цим в основу алгоритму трансформації були покладені відомі співвідношення, за якими виконується перерахунок загальнопоширеної кольорової моделі “RGB” в кольорову модель тривимірного простору світла “YUV”, в якій колір представляється трьома компонентами - яскравістю (Y = 0.299R + 0,587G + 0,114В), та двома кольорорізницевими компонентами - синім (U = 0,434В - 0.146R - 0,288G) та червоним (V = 0.617R - 0,517G - 0,100В) кольорами. Коефіцієнти в даних співвідношеннях визначені на підставі аналізу кривої спектральної чутливості приймача світла, яким в даному випадку є людське око.

Точкам сірого кольору, для компонент моделі RGB яких відповідає умова R=G=B=k, де к - довільне число від 0 до 255, відповідає наступне співвідношення компонент моделі YUV: Y=k, U=0, V=0. Таким чином, за рахунок трансформації кольорової складової в яскравість, з врахуванням необхідних процедур її інтерполяції або осереднення в залежності від геометрії та необхідних форматів представлення того чи іншого типу геолого-геофізичних даних, на етапі цифрування усуваються практично всі обмеження щодо використання будь-якої геолого-геофізичної інформації в тривимірному інформаційному просторі робочого проекту, з максимальним збереженням роздільної здатності апріорних даних.

Планування сейсмічних досліджень

За рахунок можливості завантаження всієї наявної апріорної інформації, враховуючи загальні об'єми геолого-геофізичної вивченості на родовищах Східного та Західного нафтогазоносних регіонів, на етапі збору та аналізу в більшості випадків з'являється можливість для побудови узагальненої геологічної моделі, яка надає можливість отримати попереднє уявлення про геотектонічні особливості об'єкту досліджень. Така можливість забезпечується за рахунок організації інтерактивних взаємозв'язків між процедурами сейсмічної інтерпретації, глибинно-часових перетворень та структурно-параметричного моделювання єдиного інтерпретаційного середовища. Узагальнена модель дозволяє визначити оптимальні параметри системи спостережень необхідних деталізаційних сейсмічних досліджень, з врахуванням структурно-тектонічних особливостей та геологічних задач, які вирішуються для окремого родовища вуглеводнів.

Принциповим моментом на даному етапі було забезпечення можливості завантаження та візуалізації топографічних матеріалів, по яких визначається складність рельєфу, наявність населених пунктів, інфраструктури та меж ліцензійних ділянок об'єктів досліджень. Аналіз цих матеріалів у сукупності з структурно-тектонічними особливостями узагальненої моделі дозволяє зробити попередні висновки про можливість проведення того чи іншого виду сейсмічних досліджень, їх необхідні об'єми та оптимальні параметри.

Окремо слід зазначити, що переважна більшість існуючих родовищ як Дніпрово-Донецької Западини, так і Західного нафтогазоносного регіону, характеризуються складними поверхневими умовами, і отримання кондиційного сейсмічного матеріалу шляхом проведення 3D сейсмічних досліджень по ортогональній системі спостережень неможливе. Такий матеріал характеризується, як правило, пропусками в системі спостережень та значними ділянками пониженої кратності, що практично завжди негативно відбивається на точності та детальності кінцевої геологічної моделі. Вирішення складних геологічних задач на таких площах нерегулярною сіткою 2D сейсмічних спостережень ще в більшій мірі обмежено сучасними вимогами якості та детальності цифрового структурно-параметричного моделювання.

Альтернативним рішенням, у випадку складних поверхневих умов, автором вважається проведення сейсмічних 3D досліджень методом планшетної зйомки, на яку було зроблено акцент при визначенні шляхів інтеграції процедур сейсмічної обробки, інтерпретації та структурно-параметричного моделювання.

Під планшетною сейсмічною 3D зйомкою мається на увазі розташування прийомних ліній по S-образній схемі, які з'єднуються між собою при необхідності лінійними концентраторами і сукупність яких, при одночасному використанні всіх активних каналів, утворює планшет. Лінійні розміри планшету визначаються геометрією об'єкту досліджень та поверхневими умовами площі, на якій проводяться сейсмічні спостереження. Лінії збудження розташовуються по можливості регулярно в межах планшету, а також в усіх можливих напрямках в межах максимальної відстані “прийом - збудження” з врахуванням поверхневих умов площі досліджень. Після відпрацювання всіх фізичних спостережень, які проектуються окремо для кожного фіксованого положення планшету, він зміщується по площі в залежності від геометрії об'єкту геологічного моделювання та з врахуванням поверхневих умов площі досліджень;

В узагальненому вигляді процес розрахунку геометрії сейсмічної зйомки в рамках єдиного інтерпретаційного середовища алгоритмічно реалізований в наступній послідовності:

- в графічному режимі, шляхом співставлення топографічних даних та апріорної геологічної інформації про об'єкт досліджень, визначається можлива конфігурація планшетів, геометрія ліній збудження для кожного фіксованого положення планшетів, та послідовність їх відпрацювання по площі досліджень.

- шляхом інтерполяції координат з заданим кроком збудження та прийому формується масив геометрії проектної системи спостережень, який має наступну структуру:

Хпз Yпз Хпп Yпп N,

де Хпз, Yпз, Хпп, Yпп - координати пунктів збудження та пунктів прийому, N - порядковий номер пунктів прийому проектної системи спостережень;

- проводиться розрахунок координат “серединних точок” як середніх значень Х, Y пунктів збудження та пунктів прийому для кожної сейсмічної траси;

- розраховується загальний азимут для планшетів з наступним обертом отриманого масиву СГТ таким чином, щоб геометричні центри загальних площадок (бінів) були максимально орієнтовані вздовж однієї з осей координатної сітки ( в загальному випадку - вздовж осі Х), за формулою

X(n) = x(n)*cos(*L/180) + y(n)*sin*(*L/180);

Y(n) = y(n)*cos(*L/180) - x(n)*sin*(*L/180),

де x (n), y (n) - поточні координати траси, L - визначений кут повороту;

- визначаються мінімальні та максимальні значення Х, Y по орієнтованому вздовж однієї з координатних осей масиву СГТ, обирається крок бінування та розраховуються безпосередньо номери СГТ вздовж Х та Y (номери Іnline, CrossLine проектного 3D кубу) за формулами:

СГТx (n) = ( X(n) - Xmin ) / ?X+1 ;

СГТy (n) = ( Y(n) - Y_min ) / ?Y+1 ;

СГТ(n) = CDPx (n) + (CDPy (n)-1)*((Xmax-Xmin)/ X ),

де СГТx (n), СГТy (n) - номер точки СГТ по осях відповідно Х та Y для n - ї траси, X(n), Y(n) - поточні координати траси, ?X, ?Y - обраний крок біну відповідно по Х та Y, CDP(n) - загальний номер СГТ для поточної траси. Отриманні значення СГТ заносяться у віртуальні заголовки сейсмічних трас проектної зйомки;

- виконується сортування отриманого файла, в якому присутні значення координати відповідної СГТ, загальні номери трас, розрахований номер СГТ по осях Х та Y та загальний номер СГТ для поточної траси;

- розраховуються координати СГТ для кожної віртуальної сейсмічної траси.

В результаті з'являються всі необхідні дані для отримання геометрії відсортованого по СГТ віртуального сейсмічного 3D кубу, з наступним розрахунком проектної кратності та аналізом оптимальності параметрів даної системи спостережень з точки зору вирішення геологічної задачі.

Для аналізу таких критеріїв, як рівномірність розподілу трас по відстані “прийом-збудження” в межах біну, рівномірність розподілу кратності та азимутального просторового розподілу, в розробленому інтерпретаційному середовищі передбачено можливість візуального контролю цих параметрів у співставленні з структурно-тектонічними особливостями узагальненої геологічної моделі, яка була отримана на етапі збору та аналізу апріорної геологічної інформації.

Особливості сейсмічної обробки нерегулярних систем спостережень в межах єдиного технологічного циклу геологічного моделювання

В якості процедур стандартного графу обробки сейсмічної інформації в розробленому інтерпретаційному середовищі був використаний пакет програм Seismic Unix (Colorado School of Mines).

Принципова особливість єдиного інтерпретаційного середовища, у порівнянні з існуючими програмними геолого-геофізичними комплексами, полягає у забезпеченні взаємозв'язків процедур обробки сейсмічної інформації (розрахунком статичних та кінематичних поправок, геометрією спостережень, динамічною обробкою) з процедурами кінематичної інтерпретації та структурно-параметричного моделювання.

Ці взаємозв'язки на етапі інтерпретації надають можливість в інтерактивному режимі отримувати додаткову інформацію про кондиційність матеріалу на тій чи іншій ділянці досліджень, визначати залежність між кінематичними або динамічними особливостями результуючого хвильового поля з параметрами процедур обробки та, відповідно, отримувати додаткові аргументи при визначенні геологічної або штучної природи тієї чи іншої аномалії в сейсмічному просторі середовища.

Кінематичний аналіз планшетної 3D зйомки

Оскільки при організації процедур обробки сейсмічної інформації головний акцент було зроблено на вирішенні геологічних задач в складних поверхневих умовах за допомогою нерегулярних систем спостережень, було визначено та реалізовано дві основні процедури, які забезпечують можливість обирання необхідної методики кінематичного аналізу в залежності від фактичної системи спостережень та структурно-тектонічних особливостей об'єкту досліджень:

1. Можливість одночасного сортування сейсмічних трас по трьох критеріях - азимутальний діапазон, відстань збудження - прийом, кратність;

2. Можливість сортування сейсмічної інформації за ознакою азимутального розподілу, значенням кратності та відстані збудження - прийом, з одночасним візуальним контролем даних критеріїв відносно структурно-тектонічної основи узагальненої або робочої геологічної моделі.

Найбільш складна ситуація при обробці планшетної зйомки виникає у тих випадках, коли відсутня достовірна апріорна інформація про геологічну будову об'єкту досліджень, який характеризується значною просторовою орієнтацією геологічних структур.

Для подібних ситуацій в єдиному інтерпретаційному середовищі розроблено інструментарій, який дозволяє обирати методику кінематичного аналізу в залежності від особливостей геометрії сейсмічних спостережень та геотектонічних особливостей об'єкту досліджень, яка передбачає наступну послідовність процедур для визначення швидкостей СГТ:

- з заголовків сейсмічних трас в тимчасовий текстовий ASCII файл вичитуються координати пунктів збудження, пунктів прийому та порядковий номер кожної сейсмічної траси (sx, sy, gx, gy, n);

1. Для кожної траси розраховується власний азимут, як кут між умовним напрямком (наприклад - північним) та лінією “пункт збудження - пункт прийому”:

при gx>sx та gy>sy азимут = cos((gy-sy) /),

при gx>sx та gy<sy азимут =180 - cos((gy-sy) /),

при gx<sx та gy<sy азимут =180 + cos((gy-sy) /),

при gx<sx та gy>sy азимут =360 - cos((gy-sy) /);

2. Шляхом отримання сейсмограм СГТ, відсортованих по азимуту, кратності та відстані “джерело-приймач” спектральний аналіз швидкостей послідовно виконується з заданим кроком в мінімальному азимутальному діапазоні, який прийнятний для візуального аналізу спектрів швидкостей СГТ, що надає можливість в першому наближенні визначити загальні закономірності в азимутальному швидкісному розподілі;

3. Наступний цикл швидкісного аналізу виконується окремо в межах визначених домінуючих азимутальних діапазонів;

4. Після отримання достатньої кількості точок аналізу по площі, в автоматичному режимі формуються горизонтальні зрізи з постійним кроком по часу;

5. Завдяки забезпеченню взаємозв'язків між процедурами кінематичного аналізу та структурно-параметричного моделювання відбудовуються швидкісні поверхні для фіксованих значень по часу;

6. Формуються швидкісні куби, які використовуються для застосування кінематичних поправок по азимутально відсортованих сейсмічних об'ємах;

7. Виконується ресортування сейсмічних об'ємів з метою отримання початкового загального сейсмічного 3D кубу, який використовується для визначення загальної просторової орієнтації геологічних структур та уточнення розподілу домінуючих азимутальних діапазонів в межах площі відсортованого по СГТ кубу;

8. По уточнених азимутальних діапазонах виконується наступний цикл швидкісного аналізу до отримання кінематичних поправок для азимутально відсортованих сейсмічних об'ємів;

9. Завдяки забезпеченню взаємозв'язків між процедурами кінематичного аналізу та сегментом сейсмічної інтерпретації єдиного інтерпретаційного середовища виконується кореляція основних реперних відбиваючих границь по азимутально відокремлених сейсмічних об'ємах;

10. З заданим кроком по часу виконуються швидкісні зрізи по відкорельованих сейсмічних поверхнях;

11. Аналізуються нев'язки між поверхнями, які належать до однієї сейсмічної відбиваючої границі, але відкорельовані по різних сейсмічних об'ємах, корегуються швидкості СГТ;

12. Після отримання відкорегованих азимутально-орієнтованих об'ємних швидкісних моделей по еліпсоїду швидкостей для кожної траси СГТ з заданим кроком по часу визначається індивідуальний швидкісний закон:

де V₁ та V₂ -швидкості у відповідних азимутальних напрямках, V_СГТ - швидкість, яка відповідає дійсному азимуту окремої сейсмічної траси, - азимут траси, для якої розраховується швидкість по відповідному значенню часу.

Інтерпретація сейсмічних матеріалів

Структура сегменту сейсмічної інтерпретації в рамках єдиного інтерпретаційного середовища визначалась з огляду на вимоги замкненого технологічного циклу, від кінематичної інтерпретації сейсмічної інформації - до процедур трансформації структурно-тектонічних побудов в гідродинамічний каркас моделі родовища вуглеводнів.

Окрім реалізації стандартних процедур сейсмічної інтерпретації - кореляції сейсмічних горизонтів та поверхонь тектонічних порушень з наступною їх картопобудовою та ув'язкою з стратиграфічними маркерами, основну увагу було приділено процедурам, які мають вирішальне значення при моделюванні родовищ вуглеводнів в складних сейсмогеологічних умовах.

1. Інтерпретаційна обробка хвильового сейсмічного поля.

На даний час існує велика кількість розробок по вилученню додаткової інформації про особливості хвильового поля, але основний недолік реалізації даних розробок полягає в “некерованості” процедур інтерпретаційної обробки, і як наслідок, - в неможливості визначення “геологічності” тієї чи іншої аномалії на етапі сейсмічної інтерпретації.

Відомо, що ефективність використання сейсмічних атрибутів пропорційна потужності об'єкту по глибині, тобто чим більшою кількістю сейсмічних фаз характеризується об'єкт досліджень, тим вище ефективність використання атрибутів в процесі тривимірного геологічного моделювання. Переважна більшість об'єктів ДДЗ та Західного нафтогазоносного регіону, які мають пошуковий та промисловий інтерес, характеризуються відносно невеликими потужностями (10-30 м). В зв'язку з цим в інтерпретаційному середовищі бачилось за необхідне створити можливість підвищення роздільної здатності сейсмічного запису з орієнтацією на необхідну точність та детальність результуючої гідродинамічної моделі об'єкту досліджень. З цією метою в сегменті сейсмічної інтерпретації для варіанту потрасної обробки був розроблений так званий сейсмічний калькулятор, який дозволяє реалізовувати необхідний алгоритм трансформації для виявлення тих чи інших динамічних особливостей хвильового поля за рахунок оперування в інтерактивному режимі наступними величинами :

- вікно трансформації, в межах якого відбувається розрахунок параметра для окремого відліку сейсмічної траси;

- сума необхідного атрибуту у вікні, середнє значення, вибіркова дисперсія та інші статистичні характеристики при розрахунку значення поточного відліку траси.

Врахування цієї можливості дозволяє, окрім трансформацій, обумовлених особливістю геологічної задачі, здійснювати перетворення загального призначення,

які дозволяють виділяти сейсмостратиграфічні неузгодження, прогнозні зони малоамплітудних порушень, та амплітудно-фазові особливості хвильового поля, які в звичайному амплітудному представленні знаходяться поза межами візуального сприйняття інтерпретатора:

,

де An - сейсмічний атрибут, який розраховується для n-го відліку траси, (L) - вікно трансформації, в межах якого відбувається розрахунок параметра для поточного відліку An.

2. Глибинно-часові перетворення в рамках структурно-параметричного моделювання.

До сьогоднішнього моменту структурно-тектонічне моделювання по результатах інтерпретації 2D сейсмічної інформації є проблемним питанням, оскільки загальноприйнятої уніфікованої методики для врахування ефекту просторового сейсмічного знесення в складних сейсмогеологічних умовах до сьогоднішнього дня не існує.

Окрім вимог точності та детальності структурно-параметричних побудов на сучасному рівні цифрового об'ємного моделювання родовищ вуглеводнів окремим питанням при інтерпретації 2D сейсмічних даних є коректне використання сейсмічної атрибутики в якості підґрунтя при просторовому заповненні геометричного каркасу моделі петрофізичними та фільтраційно-ємнісними властивостями. Одним з шляхів підвищення детальності та достовірності геологічного моделювання в подібних ситуаціях, на думку автора, є безпосередня трансформація поверхонь подвійного часу в структурно-тектонічний каркас геологічного середовища.

Якщо диференціювати рівняння лінії міграції (або вираз для визначення кінематичної поправки для випадку багатошарового середовища) в двомірному представленні по X та Y, з'являється можливість для розрахунку мігрованого положення вузла регулярної сітки Xmig, Ymig поверхні подвійного часу:

;

,

де V - середньоквадратична швидкість, Т - значення подвійного часу у відповідному вузлі гріду, X та Y - координати вузла регулярного гріду.

В якості третьої координати, необхідної для побудови структурно-тектонічного каркасу середовища, відповідно, виступає значення глибини:

,

де gradX та gradY - градієнти поверхні подвійного часу в межах комірки регулярної сітки відносно її вузла, для якого розраховується його мігроване місцеположення.

Розрахунок карти середніх швидкостей при даному підході може бути реалізований шляхом привласнення кожному вузлу регулярної сітки часової поверхні відповідного йому значення з швидкісної моделі на площі досліджень у випадку її наявності. Окремо для створення карти швидкостей інтерпретаційним середовищем передбачена можливість використання результатів кінематичного аналізу як в варіанті 3D швидкісної моделі, так і шляхом інтерполяції існуючої швидкісної інформації по площі досліджень.

Таким чином, після побудови поверхонь подвійного часу та середніх швидкостей, ми маємо всі необхідні дані для того, щоб для кожного вузла регулярної сітки часової поверхні розрахувати його дійсне місцеположення, і, відповідно, можливість побудови карт сейсмічних атрибутів по отриманих мігрованих координатах. Таким же чином, через привласнення відповідних координат, при даному підході перераховуються полігони тектонічних порушень.

3. Моделювання глибинних побудов.

У більшості відомих реалізацій інтерпретаційних графів кінематичної інтерпретації відсутній, у явному вигляді, контроль результативної глибинної моделі з точки зору відповідності її структурно-тектонічних особливостей початковому (немігрованому) хвильовому полю. Викривлення глибинних поверхонь відбуваються, головним чином, за рахунок їх ув'язки з глибинними маркерами, за рахунок процедур згладжування, редагування та похибок в обраній швидкісній моделі. Для визначення таких неузгоджень між хвильовим полем та результатами структурно-тектонічного моделювання пропонується використовувати процедуру реміграції глибинних побудов. В загальному випадку алгоритмічно процедура реміграції організовується, на першому кроці, прямим перерахунком глибинної поверхні в часову з застосуванням існуючої швидкісної моделі, другим кроком пропонується вищенаведений шлях розрахунку, в якому дійсне місцеположення координат ремігрованої точки визначається з оберненим значенням поправок Дx, Дy, а загальна формула визначення значення часу точки глибинної поверхні буде мати вигляд:

,

де Trem - час відповідної точки ремігрованої поверхні.

Таким чином, користуючись процедурою реміграції, побудова глибинної поверхні набуває вигляду ітераційного процесу, при якому ув'язка мігрованої поверхні з геологічними маркерами та зворотній її перерахунок у хвильове поле 2То надає змогу визначити похибки кореляції та стратифікації геологічного горизонту з сейсмічною відбиваючою границею, а також перевірити адекватність обраної тектонічної схеми.

Додаткові можливості запропонований підхід глибинно-часових трансформацій надає при стратифікації немігрованого хвильового поля з геологічними маркерами в умовах наявності значних кутів нахилу геологічних горизонтів.