Method of determining a diffraction seismic image to identify complex geological features

Abstract

Methods are disclosed. The methods may include obtaining, from a seismic acquisition system, seismic data and a seismic velocity model for a subterranean region of interest. The seismic acquisition system includes a seismic source and seismic receivers. The seismic data includes image points. The methods may further include determining, using the seismic velocity model and migration, a migrated seismic image based on the seismic data and determining, using a separation method, a migrated diffraction seismic image based on the migrated seismic image. Migration is performed within fixed apertures. Each fixed aperture includes a difference between a projection of a location of at least one image point onto a surface of earth and a midpoint between the seismic source and each seismic receiver. The method may still further include identifying a location of a geological feature within the subterranean region of interest based on the migrated diffraction seismic image. Systems are also disclosed.

Description

METHOD OF DETERMINING A DIFFRACTION SEISMIC IMAGE TO IDENTIFY COMPLEX GEOLOGICAL FEATURESBACKGROUND

[0001] Seismic data aims to characterize a subterranean region of interest by emitting seismic waves and recording the seismic waves as they propagate along and through the subterranean region of interest. The seismic data may contain information about radiated seismic waves, surface seismic waves, reflected seismic waves, refracted seismic waves, and diffracted seismic waves.

[0002] The radiated seismic waves may create diffracted seismic waves or the radial scattering of the radiated seismic waves at small and / or complex geological features within the subterranean region of interest.

[0003] Following the separation of information about diffracted seismic waves from other seismic waves within the seismic data, as well as other seismic processing steps, a diffraction seismic image may be interpreted to identify locations of the small and / or complex geological features that reside within the subterranean region of interest.SUMMARY

[0004] This summary is provided to introduce a selection of concepts that are further described below in the detailed description. This summary is not intended to identify key or essential features of the claimed subject matter, nor is it intended to be used as an aid in limiting the scope of the claimed subject matter.

[0005] In general, in one aspect, embodiments relate to a method. The method includes obtaining, from a seismic acquisition system, seismic data for a subterranean region of interest and obtaining, from a seismic processing system, a seismic velocity model for the subterranean region of interest. The seismic acquisition system includes a seismic source and seismic receivers. The seismic data includes seismic traces and image points. The method further includes, using the seismic processing system, determining, using the seismic velocity model and migration, a migrated seismic image of the subterranean region of interest based, at least in part, on the seismic data and determining, using a separation  method, a migrated diffraction seismic image based on the migrated seismic image. Migration is performed within fixed apertures. Each fixed aperture includes a difference between a projection of a location of at least one image point onto a surface of earth and a midpoint between the seismic source and each seismic receiver. The method still further includes identifying, using a seismic interpretation workstation, a location of a geological feature within the subterranean region of interest based, at least in part, on the migrated diffraction seismic image.

[0006] In general, in one aspect, embodiments relate to a system. The system includes a seismic processing system and seismic interpretation workstation. The seismic processing system is configured to receive, from a seismic acquisition system, seismic data for a subterranean region of interest and receive a seismic velocity model for the subterranean region of interest. The seismic acquisition system includes a seismic source and seismic receivers. The seismic data includes seismic traces and image points. The seismic processing system is further configured to determine, using the seismic velocity model and migration, a migrated seismic image of the subterranean region of interest based, at least in part, on the seismic data and determine, using a separation method, a migrated diffraction seismic image based on the migrated seismic image. Migration is performed within fixed apertures. Each fixed aperture includes a difference between a projection of a location of at least one image point onto a surface of earth and a midpoint between the seismic source and each seismic receiver. The seismic interpretation workstation is configured to identify a location of a geological feature within the subterranean region of interest based, at least in part, on the migrated diffraction seismic image.

[0007] In general, in one aspect, embodiments relate to a non-transitory computer-readable memory having computer-executable instructions stored thereon that, when executed by a computer processor, perform steps. The steps include receiving, from a seismic acquisition system, seismic data for a subterranean region of interest and receiving a seismic velocity model for the subterranean region of interest. The seismic acquisition system includes a seismic source and seismic receivers. The seismic data includes seismic traces and image points. The steps further include determining, using the seismic velocity model and migration, a migrated seismic image of the subterranean region of interest based, at least  in part, on the seismic data and determining, using a separation method, a migrated diffraction seismic image based on the migrated seismic image. Migration is performed within fixed apertures. Each fixed aperture includes a difference between a projection of a location of at least one image point onto a surface of earth and a midpoint between the seismic source and each seismic receiver. The steps still further include determining a location of a geological feature within the subterranean region of interest based, at least in part, on the migrated diffraction seismic image.

[0008] Other aspects and advantages of the claimed subject matter will be apparent from the following description and the appended claims.BRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS

[0009] Specific embodiments of the disclosed technology will now be described in detail with reference to the accompanying figures. Like elements in the various figures are denoted by like reference numerals for consistency.

[0010] FIG. 1 illustrates a seismic survey in accordance with one or more embodiments.

[0011] FIG. 2 displays seismic data in accordance with one or more embodiments.

[0012] FIG. 3 displays a seismic velocity model in accordance with one or more embodiments.

[0013] FIG. 4 illustrates an aperture in accordance with one or more embodiments.

[0014] FIG. 5A illustrates an aperture domain in accordance with one or more embodiments.

[0015] FIG. 5B illustrates a dip-angle domain in accordance with one or more embodiments.

[0016] FIG. 6 displays a migrated seismic image in accordance with one or more embodiments.

[0017] FIG. 7 displays a migrated diffraction seismic image in accordance with one or more embodiments.

[0018] FIG. 8 displays a migrated seismic image in accordance with one or more embodiments.

[0019] FIG. 9 displays a migrated diffraction seismic image in accordance with one or more embodiments.

[0020] FIG. 10 describes a method in accordance with one or more embodiments.

[0021] FIG. 11 illustrates a computer system in accordance with one or more embodiments.

[0022] FIG. 12 illustrates a drilling system in accordance with one or more embodiments.

[0023] FIG. 13 describes a system in accordance with one or more embodiments.DETAILED DESCRIPTION

[0024] In the following detailed description of embodiments of the disclosure, numerous specific details are set forth in order to provide a more thorough understanding of the disclosure. However, it will be apparent to one of ordinary skill in the art that the disclosure may be practiced without these specific details. In other instances, well-known features have not been described in detail to avoid unnecessarily complicating the description.

[0025] Throughout the application, ordinal numbers (e.g., first, second, third, etc. ) may be used as an adjective for an element (i.e., any noun in the application) . The use of ordinal numbers is not to imply or create any particular ordering of the elements nor to limit any element to being only a single element unless expressly disclosed, such as using the terms “before, ” “after, ” “single, ” and other such terminology. Rather, the use of ordinal numbers is to distinguish between the elements. By way of an example, a first element is distinct from a second element, and the first element may encompass more than one element and succeed (or precede) the second element in an ordering of elements.

[0026] It is to be understood that the singular forms “a, ” “an, ” and “the” include plural referents unless the context clearly dictates otherwise. Thus, for example, reference to “a seismic image” includes reference to one or more of such images.

[0027] Terms such as “approximately, ” “substantially, ” etc., mean that the recited characteristic, parameter, or value need not be achieved exactly, but that deviations or  variations, including for example, tolerances, measurement error, measurement accuracy limitations and other factors known to those of skill in the art, may occur in amounts that do not preclude the effect the characteristic was intended to provide.

[0028] It is to be understood that one or more of the steps shown in the flowcharts may be omitted, repeated, and / or performed in a different order than the order shown. Accordingly, the scope disclosed herein should not be considered limited to the specific arrangement of steps shown in the flowcharts.

[0029] Although multiple dependent claims are not introduced, it would be apparent to one of ordinary skill that the subject matter of the dependent claims of one or more embodiments may be combined with other dependent claims.

[0030] In the following description of FIGs. 1-13, any component described regarding a figure, in various embodiments disclosed herein, may be equivalent to one or more like-named components described regarding any other figure. For brevity, descriptions of these components will not be repeated regarding each figure. Thus, each and every embodiment of the components of each figure is incorporated by reference and assumed to be optionally present within every other figure having one or more like-named components. Additionally, in accordance with various embodiments disclosed herein, any description of the components of a figure is to be interpreted as an optional embodiment which may be implemented in addition to, in conjunction with, or in place of the embodiments described regarding a corresponding like-named component in any other figure.

[0031] Methods and systems are disclosed to determine a migrated diffraction seismic image by isolating and separating the recordings of diffracted seismic waves (hereinafter also “diffractions” ) from other seismic waves within seismic data (i.e., diffraction imaging) . The migrated diffraction seismic image may be used to identify a location of a geological feature within the subterranean region of interest. The geological feature may be small and / or complex such as a karst, void, pinchout, fault, fracture, and / or salt flank. Further, the geological feature may reside deep within the subterranean region of interest. Hereinafter, the manifestation of a geological feature within the seismic data and / or any  seismic image may be denoted a seismic event and take the form of a diffraction, reflection, etc. within the seismic data and / or seismic image.

[0032] To determine the migrated diffraction seismic image, the disclosed methods may rely on the seismic data, one or more fixed aperture distances, migration, and a separation method.

[0033] The disclosed methods may be an improvement over other diffraction imaging and / or separation methods. The disclosed methods preserve the seismic events (e.g., diffractions and reflections) regardless of depth unlike other diffraction imaging and / or separation methods where the seismic events dampen or diminish with increasing depth. As such, the disclosed methods may be well suited for characterizing geological features deep within a subterranean region of interest. This concept is illustrated and elaborated on relative to FIGs. 5A and 5B.

[0034] The seismic data may be acquired during a seismic survey. FIG. 1 illustrates the acquisition of seismic data using a seismic survey 100 in accordance with one or more embodiments. While FIG. 1 specifically illustrates a surface seismic survey 100, a person of ordinary skill in the art will appreciate that other seismic surveys, such as vertical seismic profile (VSP) surveys, may be alternatively or additionally used to acquire the seismic data.

[0035] The subterranean region of interest 105 illustrated in FIG. 1 is defined based on a coordinate system of three spatial dimensions 110, denoted x, y, and z in FIG. 1. The subterranean region of interest 105 may be made up of layers of rock 115 separated by geological features 120. Small and / or complex geological features 120 may include, without limitation, karsts, voids, pinchouts, faults 120a, fractures, and / or salt flanks 120b.

[0036] The seismic survey 100 may be performed using a seismic acquisition system 125. The seismic acquisition system 125 may include a seismic source 130 and seismic receivers 135 positioned on or near the surface of the earth 140.

[0037] The seismic survey 100 may initially rely on the seismic source 130 configured to generate radiated seismic waves 145 (i.e., emitted energy, wavefield) . The type of seismic source 130 may depend on the environment in which it is used. For example, on land, the  seismic source 130 may be a vibroseis truck or explosive charge. In water, the seismic source 130 may be an airgun. The radiated seismic waves 145 may radiate along and into the subterranean region of interest 105. The radiated seismic waves 145 may return to the surface of the earth 140 as refracted seismic waves (not shown) , may be reflected by geological features 120 and return to the surface of the earth 140 as reflected seismic waves 150 (hereinafter also “reflections” ) , or may be diffracted by small and / or complex geological features 120, such as by faults 120a and / or salt flanks 120b, and return to the surface of the earth 140 as diffracted seismic waves 155 (i.e., diffractions) or the radial scattering of radiated seismic waves 145. The radiated seismic waves 145 may also propagate along the surface of the earth 140 as Rayleigh waves or Love waves, collectively known as “ground roll” 160. Vibrations associated with ground roll 160 do not penetrate far beneath the surface of the earth 140 and, hence, are not influenced by, nor contain information about, deep portions of the subterranean region of interest 105. Each seismic receiver 135 located on or near the surface of the earth 140 is configured to detect and record the radiated seismic waves 145, reflected seismic waves 150, diffracted seismic waves 155, refracted seismic waves, and ground roll 160 collectively as a seismic trace.

[0038] Denoting the two-dimensional position of the seismic source 130 as s= (xs, ys) and the two-dimensional position of each seismic receiver 135 as g= (xg, yg) , respectively, the seismic trace recorded by each seismic receiver 135 may then be denoted D (xs, ysxr, yr, t) or D (t, g, s) , where t denotes recording time (i.e., the time elapsed after the activation of the seismic source 130) . The collection of all seismic traces acquired during the seismic survey 100 may be described as the seismic data. As such, the seismic data may be initially collected in five dimensions.

[0039] FIG. 2 displays seismic data 200 in accordance with one or more embodiments. The abscissa 205 denotes a distance. The ordinate 210 denotes a recording time (hereinafter also “time” ) . In FIG. 2, the seismic data 200 includes strong reflections 150 and weak diffractions 155. While FIG. 2 displays two-dimensional seismic data 200, a person of ordinary skill in the art will appreciate that the seismic data 200 may be a higher dimensionality as previously described. As such, FIG. 2 may display a slice of the seismic data 200.

[0040] The seismic traces within the seismic data 200 may be organized into groups such that the seismic traces within each group share one or more common attributes. The seismic traces organized into each group may be referred to as a “gather. ” Types of gathers include, without limitation, a common shot gather, common receiver gather, common offset gather, common midpoint gather, common depth point gather, and common image gather. Hereinafter, the term “gather” may be used to denote any type of gather. As such, the collection of seismic traces among the seismic data 200 may be organized into one or more gathers.

[0041] The seismic data 200 may be processed to remove near-surface effects, noise, seismic survey geometry irregularities, migration artifacts, etc. from the seismic data 200 and / or transform the seismic data 200 from one domain to another domain. Migration, a type of seismic processing step, may be used to determine a migrated seismic image from the seismic data 200. Migration may aim to relocate the seismic events within the raw or partially processed seismic data 200 such that the seismic events correspond to the true or nearly true locations of the corresponding geological features 120 within the subterranean region of interest 105.

[0042] Some methods of migration may be performed before the seismic data 200 or any seismic image is stacked (i.e., pre-stacked or pre-stack) . Other methods of migration may be performed after the seismic data 200 or any seismic image is stacked (i.e., post-stacked or post-stack) . Methods of migration include, without limitation, Kirchhoff migration, reverse time migration, Gaussian beam migration, and wave-equation migration. Further, if Kirchhoff migration is performed, Kirchhoff migration may be performed in the time domain (i.e., Kirchhoff time migration) or depth domain (i.e., Kirchhoff depth migration) . In the context of this disclosure, any method of migration may be used pre-stacked or post-stacked without departing from the scope of the disclosure.

[0043] To perform migration, a seismic velocity model may be needed. FIG. 3 illustrates a seismic velocity model 300 in accordance with one or more embodiments. For illustration of the disclosed methods, the seismic velocity model 300 displayed in FIG. 3 is Sigsbee2A synthetic data. Here, the seismic velocity model 300 includes velocities  associated with small faults 120a. However, a person of ordinary skill in the art will appreciate that the seismic velocity model 300 may include velocities associated with other geological features 120. In practice, the seismic velocity model 300 for a subterranean region of interest 105 may be obtained using any means known to a person of ordinary skill in the art. In some embodiments, the seismic velocity model 300 may be determined using VSP data, such as checkshot data, or portion thereof acquired over the subterranean region of interest 105 or portion thereof. In other embodiments, velocity analysis may be performed using the seismic data 200 or portion thereof to obtain the seismic velocity model 300.

[0044] In the context of this disclosure, the seismic data 200 is migrated to the aperture domain using migration. The aperture domain is defined by one or more fixed aperture distances (hereinafter also “fixed apertures, ” “aperture distances, ” or simply “apertures” ) . FIG. 4 illustrates an aperture 400, denoted l, in accordance with one or more embodiments. In FIG. 4, the aperture l 400 corresponds to a difference. As such, hereinafter, the variable l and / or reference character 400 are used to denote the difference or aperture. In other embodiments, however, the difference and aperture may not be the same. In these embodiments, the distance may only be included as a part of the aperture.

[0045] To illustrate the aperture l 400, FIG. 4 illustrates a ray path 405 that propagates from the surface of the earth 140 at a seismic source s 130, reflects at an image point 410 along a dip 120c, a type of geological feature 120, within the subterranean region of interest 105, and continues propagating to a seismic receiver g 135 located on the surface of the earth 140 in two dimensions. The image point 410 may be projected onto the surface of the earth 140 at projection position ξ 415 (hereinafter “projection” ) . Any projection ξ 415 of the image point 410 onto the surface of the earth 140 may be used, however, FIG. 4 specifically illustrates a vertical projection ξ 415 of the image point 410 onto the surface of the earth 140. The midpoint m 420 denotes the midpoint between the seismic source s 130 and seismic receiver g 135. The difference between the midpoint m 420 and projection ξ 415 may be the aperture l 400. In some embodiments, the difference l 400 may be a horizontal distance between the midpoint m 420 and projection ξ 415. In some embodiments, the aperture l 400 may be mathematically described as:

[0046] Though FIG. 4 only illustrates the aperture l 400 relative to the x-dimension, a person of ordinary skill in the art will appreciate that the aperture l 400 may be determined additionally based on one or more dimensions orthogonal to the x-dimension without departing from the scope of the disclosure.

[0047] Keeping with FIG. 4, it can be understood that a reflection 150 along a dip 120c corresponds to a fixed aperture l 400. Consequently, a stationary point appears at the position of the corresponding fixed aperture l 400 within a migrated seismic image. However, a diffraction 155 along a dip 120c, or any geological feature 120, results in a flat line appearing within the migrated seismic image.

[0048] Migrating the seismic data 200 to the aperture domain may be an improvement over migrating the seismic data 200 to other domains, such as a dip-angle domain. FIGs. 5A and 5B illustrate this improvement.

[0049] FIG. 5A illustrates reflections 150 and diffractions 155 within the aperture domain 500 in accordance with one or more embodiments. The abscissa 505 denotes aperture. The ordinate 510 denotes depth. For comparison, FIG. 5B illustrates the reflections 150 and diffractions 155 within a dip-angle domain 515 in accordance with one or more embodiments. The abscissa 520 denotes dip angle. The ordinate 510 continues to denote depth.

[0050] In FIGs. 5A and 5B, the reflections 150 display as concave seismic events. The diffractions 155 display as flat seismic events. In the aperture domain 500, the reflections 150 and diffractions 155 are preserved along the aperture (i.e., range) no matter if the depth is shallow or deep. In the dip-angle domain 515, the reflections 150 and diffractions 155 dampen or diminish along the dip angle (i.e., range) at increasing depths until the reflections 150 and diffraction 155 are no longer present even though geological features 120 within the subterranean region of interest 105 may exist at those depths. As such, the seismic events at deep depths may manifest within the aperture domain 500 and not the dip-angle domain 515. Thus, the aperture domain 500 preserves information deep within  the subterranean region of interest 105 that may be lost when migrating to the dip-angle domain 515 as the information in the dip-angle domain 515 may be weaker than noise. While FIG. 5B only illustrates the dip-angle domain 515, a person of ordinary skill in the art will appreciate that other domains not illustrated or discussed may also cause seismic events to dampen or diminish at increasing depths like the dip-angle domain 515 and unlike the aperture domain 500.

[0051] Returning to the concept of migration, in some embodiments, pre-stack Kirchhoff time migration may be performed where: l (υ) =∫W (υ, g, s) D [t=tD (υ, g, s) , g, s] dgds,     Equation (2)

[0052] where I is a pre-stacked migrated seismic image (i.e., image volume) , υ is the three-dimensional space, such as the subterranean region of interest 105, where υ= (zυ, xυ, yυ) , D is the seismic data 200 evaluated at time tD (υ, g, s) , and W (υ, g, s) is an amplitude factor.

[0053] In these embodiments, time tD (υ, g, s) may be determined using analytical traveltime formulas where rays bend relative to depth. In other embodiments, if Kirchhoff depth migration is used, time tD (υ, g, s) may be determined using ray tracing methods or by solving the Eikonal equation.

[0054] The amplitude factor W may compensate the geometric spreading loss of seismic waves. Further, the amplitude factor W may include a one-dimensional convolution by a derivative filter, where the order of the derivative is determined by the dimensionality of the integration. While a full discussion of the amplitude factor exceeds the scope of the disclosure, a full discussion can be found in Zhang, Y., Gray, S., & Young, J. Exact and approximate weights for Kirchhoff migration. In SEG International Exposition and Annual Meeting, 2000 among many others.

[0055] To migrate to the aperture domain 500, Equation (2) may be re-written as: l (υ, l) =∫W (υ, 2ξ-2l-s, s) D [t=tD (υ, 2ξ-2l-s, s) , 2ξ-2l-s, s] dgds,        Equation (3)

[0056] FIG. 6 displays a portion of a migrated seismic image 600 in accordance with one or more embodiments. Specifically, the migrated seismic image 600 is a pre-stacked migrated seismic image. The migrated seismic image 600 is determined by migrating the seismic data 200 to the aperture domain 500 using Kirchhoff time migration and a fixed aperture 400. As such, the migrated seismic image 600 may be determined for each of multiple fixed apertures 400. The migrated seismic image 600 includes, at least in part, diffractions 155 and reflections 150.

[0057] FIG. 7 displays a portion of a migrated diffraction seismic image 700 in accordance with one or more embodiments. Specifically, the migrated diffraction seismic image 700 is a pre-stacked migrated diffraction seismic image. In some embodiments, the migrated diffraction seismic image 700 may be determined by applying a separation method to the migrated seismic image 600. The separation method may separate reflections 150 and diffractions 155 within the migrated seismic image 600. The separation method may include, without limitation, a plane-wave destruction method, Radon transform, and Fresnel zone elimination method. Herein, the plane-wave destruction method is applied to the migrated seismic image 600 to determine the migrated diffraction seismic image 700. The migrated diffraction seismic image 700 may include primarily diffractions 155.

[0058] FIG. 8 displays a migrated seismic image 600 in accordance with one or more embodiments. Specifically, the migrated seismic image 600 is a post-stacked migrated seismic image. The migrated seismic image 600 includes, at least in part, diffractions 155 and reflections 150. The migrated seismic image 600 may be determined by stacking a pre-stacked migrated seismic image, a portion of which is displayed in FIG. 6, along the aperture domain 500. In some embodiments, the plane-wave destruction method may include estimation of a local slope of a post-stacked migrated seismic image using a plane-wave destructor (i.e., filter) to aid in determining a migrated diffraction seismic image 700, such as the pre-stacked migrated diffraction seismic image displayed in FIG. 7.

[0059] FIG. 9 displays a migrated diffraction seismic image 700 in accordance with one or more embodiments. Specifically, the migrated diffraction seismic image 700 is a post-stacked migrated diffraction seismic image. In some embodiments, the migrated  diffraction seismic image 700 is determined by stacking a pre-stacked migrated diffraction seismic image, such as the one displayed in FIG. 7. In some embodiments, the pre-stacked migrated diffraction seismic image 700 may be stacked along the aperture domain 500.

[0060] Upon comparison of the migrated diffraction seismic image 700 in FIG. 9 to the migrated seismic image 600 in FIG. 8, it is seen that the migrated diffraction seismic image 700 in FIG. 9 primarily includes diffractions 155.

[0061] FIG. 10 describes a method in accordance with one or more embodiments. In step 1000, seismic data 200 is obtained from a subterranean region of interest 105. In some embodiments, the seismic data 200 may be obtained from the seismic acquisition system 125 as described in FIG. 1. The seismic acquisition system 125 includes a seismic source 130 and seismic receivers 135 as illustrated in FIG. 1. The seismic traces among the seismic data 200 may be organized into one or more gathers, such as common image gathers. Further, the seismic data 200 includes image points 410, such as at each voxel as shown in FIG. 2.

[0062] In step 1005, a seismic velocity model 300 is obtained for the subterranean region of interest 105. In some embodiments, the seismic velocity model 300 may be obtained from a seismic processing system as described relative to FIG. 11. The seismic processing system may rely on VSP data, such as checkshot data, the seismic data 200 (or portion thereof) , and / or velocity analysis to determine the seismic velocity model 300.

[0063] In step 1010, the seismic velocity model 300 and migration are used to determine a migrated seismic image 600 of the subterranean region of interest 105 based, at least in part, on the seismic data 200. Any method of migration known to a person of ordinary skill in the art may be used, any of which rely, at least in part, on the seismic velocity model 300. If Kirchhoff time migration is used, Equation (3) may be applied to the seismic data 200 for multiple fixed apertures 400. Further, migration may be performed pre-stack or post-stack. FIGs. 6 and 8 display a migrated seismic image 600. FIG. 6 displays a pre-stacked migrated seismic image for one fixed aperture 400. FIG. 8 displays a post-stacked migrated seismic image stacked over the aperture domain 500.

[0064] Each fixed aperture 400 is defined as illustrated in FIG. 4. Each fixed aperture 400 may be or include a difference l 400 between a projection ξ 415 of a location of an image point 410 onto the surface of the earth 140 and a midpoint m 420 between the seismic source s 130 and a seismic receiver g 135.

[0065] In step 1015, a separation method is used to determine a migrated diffraction seismic image 700 based on the migrated seismic image 600. The separation method may be performed pre-stack or post-stack. In some embodiments, the separation method isolates and separates the diffractions 155 from the reflections 150 within a post-stacked migrated seismic image. As such, the migrated diffraction seismic image 700 includes primarily diffractions 155. The separation method may include, without limitation, a plane-wave destruction method, Radon transform, and Fresnel zone elimination method. FIG. 7 displays a pre-stacked migrated diffraction seismic image. In some embodiments, a pre-stacked migrated diffraction seismic image may be stacked along the aperture domain 500 to determine a post-stacked migrated diffraction seismic image. FIG. 9 displays a post-stacked migrated diffraction seismic image.

[0066] In step 1020, a location of a geological feature 120 is identified within the subterranean region of interest 105 based, at least in part, on the migrated diffraction seismic image 700. In some embodiments, the migrated diffraction seismic image 700 may be displayed on and manipulated using a seismic interpretation workstation as described relative to FIG. 11. In some embodiments, the seismic interpretation workstation along with a seismic interpreter may identify the location of the geological feature 120 in the migrated diffraction seismic image 700. The geological feature 120 may be small and / or complex as previously described.

[0067] FIG. 11 illustrates a computer system 1100 in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, the computer system 1100 may be specifically configured for seismic processing and denoted a “seismic processing system. ” Additionally, or alternatively, the computer system 1100 may be specifically configured for seismic interpretation and denoted an “seismic interpretation workstation. ” Further, in other embodiments, the seismic acquisition system 125, seismic processing system,  seismic interpretation workstation, wellbore planning system, and / or drilling system may include a computer system 1100. While the term computer system 1100 may be used to describe each of the parts of a computer system 1100 in the following paragraphs, the terms seismic processing system or seismic interpretation workstation may replace the term computer system 1100 without departing from the scope of the disclosure.

[0068] The computer system 1100 is intended to depict any computing device such as a server, desktop computer, laptop / notebook computer, wireless data port, smart phone, personal data assistant (PDA) , tablet computing device, one or more processors within these devices, or any other suitable processing device, including both physical or virtual instances (or both) of the computing device. Additionally, the computer system 1100 may include an input device, such as a keypad, keyboard, touch screen, or other device that can accept user information, and an output device that displays information, including digital data, visual or audio information (or a combination of both) , or a graphical user interface (GUI) . Specifically, a seismic interpretation workstation may include a robust graphics card for the detailed rendering of the migrated diffraction seismic image 700 such that the migrated diffraction seismic image 700 may be displayed and manipulated in a virtual reality system using 3D goggles, a mouse, or a wand to identify a location of a geological feature 120 within the subterranean region of interest 105.

[0069] The computer system 1100 can serve in a role as a client, network component, server, database, or any other component (or a combination of roles) of a computer system 1100 as required for seismic processing and seismic interpretation. The illustrated computer system 1100 is communicably coupled with a network 1110. For example, a seismic processing system and seismic interpretation workstation may be communicably coupled using a network 1110. In some implementations, one or more components of each computer system 1100 may be configured to operate within environments, including cloud-computing-based, local, global, or other environment (or a combination of environments) .

[0070] At a high level, the computer system 1100 is an electronic computing device operable to receive, transmit, process, store, and / or manage data and information associated with the disclosed methods. According to some implementations, the computer system  1100 may also include or be communicably coupled with an application server, e-mail server, web server, caching server, streaming data server, business intelligence (BI) server, or other server (or a combination of servers) .

[0071] Because seismic processing and seismic interpretation may not be sequential, the computer system 1100 can receive requests over network 1110 from other computer systems 1100 or another client application and respond to the received requests by processing the requests appropriately. In addition, requests may also be sent to the computer system 1100 from internal users (for example, from a command console or by other appropriate access method) , external or third-parties, other automated applications, as well as any other appropriate entities, individuals, systems, or computer systems 1100.

[0072] Each of the components of the computer system 1100 can communicate using a system bus 1115. In some implementations, any or all of the components of each computer system 1100, both hardware or software (or a combination of hardware and software) , may interface with each other or the interface 1120 (or a combination of both) over the system bus 1115 using an application programming interface (API) 1125 or a service layer 1130 (or a combination of the API 1125 and service layer 1130. The API 1125 may include specifications for routines, data structures, and object classes. The API 1125 may be either computer-language independent or dependent and refer to a complete interface, a single function, or even a set of APIs. The service layer 1130 provides software services to each computer system 1100 or other components (whether or not illustrated) that are communicably coupled to each computer system 1100. The functionality of each computer system 1100 may be accessible for all service consumers using this service layer 1130. Software services, such as those provided by the service layer 1130, provide reusable, defined business functionalities through a defined interface. For example, the interface may be software written in JAVA, C++, or other suitable language providing data in extensible markup language (XML) format or another suitable format. While illustrated as an integrated component of each computer system 1100, alternative implementations may illustrate the API 1125 or the service layer 1130 as stand-alone components in relation to other components of each computer system 1100 or other components (whether or not illustrated) that are communicably coupled to each computer system 1100. Moreover, any  or all parts of the API 1125 or the service layer 1130 may be implemented as child or sub-modules of another software module, enterprise application, or hardware module without departing from the scope of this disclosure.

[0073] The computer system 1100 includes an interface 1120. Although illustrated as a single interface 1120 in FIG. 11, two or more interfaces 1120 may be used according to particular needs, desires, or particular implementations of each computer system 1100. The interface 1120 is used by each computer system 1100 for communicating with other systems in a distributed environment that are connected to the network 1110. Generally, the interface 1120 includes logic encoded in software or hardware (or a combination of software and hardware) and operable to communicate with the network 1110. More specifically, the interface 1120 may include software supporting one or more communication protocols associated with communications such that the network 1110 or interface’s hardware is operable to communicate physical signals within and outside of the illustrated computer system 1100.

[0074] The computer system 1100 includes at least one computer processor 1135. Generally, a computer processor 1135 executes any instructions, algorithms, methods, functions, processes, flows, and procedures as described above. A computer processor 1135 may be a central processing unit (CPU) and / or a graphics processing unit (GPU) . The seismic data 200 may be tens to hundreds of terabytes or even petabytes in size. To efficiently process the seismic data 200, in series and / or in parallel, to determine a migrated diffraction seismic image 700, a seismic processing system may consist of an array of CPUs with one or more subarrays of GPUs attached to each CPU. Further, tape readers or high-capacity hard-drives may be connected to the CPUs using wide-band system buses 1115.

[0075] The computer system 1100 also includes a memory 1140 that stores data and software for the computer system 1100 or other components (or a combination of both) that can be connected to the network 1110. In some embodiments, the memory 1140 may store a wellbore planning system in the form of software. In some embodiments, the wellbore planning system may be configured to design the wellbore drilling plan, which  includes the wellbore path based, at least in part, on the location of the geological feature 120. Although illustrated as a single memory 1140 in FIG. 11, two or more memories may be used according to particular needs, desires, or particular implementations of the computer system 1100 and the described functionality. While memory 1140 is illustrated as an integral component of each computer system 1100, in alternative implementations, memory 1140 can be external to each computer system 1100.

[0076] The application 1145 is an algorithmic software engine providing functionality according to particular needs, desires, or particular implementations of the computer system 1100, particularly with respect to functionality described in this disclosure. For example, application 1145 can serve as one or more components, modules, applications, etc. Further, although illustrated as a single application 1145, the application 1145 may be implemented as multiple applications 1145 on each computer system 1100. In addition, although illustrated as integral to each computer system 1100, in alternative implementations, the application 1145 can be external to each computer system 1100.

[0077] There may be any number of computer systems 1100, such as computer clusters, associated with, or external to, a seismic processing system and seismic interpretation workstation, where each computer system 1100 communicates over network 1110. Further, the term “client, ” “user, ” and other appropriate terminology may be used interchangeably as appropriate without departing from the scope of this disclosure. Moreover, this disclosure contemplates that many users may use the computer system 1100, or that one user may use multiple computer systems 1100.

[0078] FIG. 12 illustrates a drilling system 1200 in accordance with one or more embodiments. In some embodiments, following steps 1000, 1005, 1010, 1015, and 1020 as described relative to FIG. 10 and the design of a wellbore drilling plan, the drilling system 1200 may be configured to drill a wellbore 1205 within the subterranean region of interest 105 guided by the wellbore drilling plan, which includes a wellbore path 1210. In some embodiments, the wellbore drilling plan may accommodate drilling through the location of the geological feature 120 within the subterranean region of interest 105. In  other embodiments, the wellbore drilling plan may avoid or go around the location of the geological feature 120 within the subterranean region of interest 105.

[0079] Although the drilling system 1200 shown in FIG. 12 is used to drill the wellbore 1205 on land, the drilling system 1200 may be a marine wellbore drilling system. Further, although the drilling system 1200 shown in FIG. 12 is used to drill a new wellbore 1205, the wellbore 1205 being drilled may be a sidetrack wellbore or an offset wellbore. As such, the example of the drilling system 1200 shown in FIG. 12 is not meant to limit the present disclosure.

[0080] As shown in FIG. 12, the wellbore 1205 may be drilled using a drill rig that may be situated on a land drill site, an offshore platform, such as a jack-up rig, a semi-submersible, or a drill ship. The drill rig may be equipped with a hoisting system, such as a derrick 1215, which can raise or lower the drillstring 1220 and other tools required to drill the wellbore 1205. The drillstring 1220 may include one or more drill pipes connected to form conduit and a bottom hole assembly 1225 (BHA) disposed at the distal end of the drillstring 1220. The BHA 1225 may include a drill bit 1230 to cut into rock 115, including cap rock 115a. The BHA 1225 may further include measurement tools, such as a measurement-while-drilling (MWD) tool and logging-while-drilling (LWD) tool. MWD tools may include sensors and hardware to measure downhole drilling parameters, such as the azimuth and inclination of the drill bit 1230, the weight-on-bit, and the torque. The LWD measurements may include sensors, such as resistivity, gamma ray, and neutron density sensors, to characterize the rock 115 surrounding the wellbore 1205. Both MWD and LWD measurements may be transmitted to the surface of the earth 140 using any suitable telemetry system known in the art, such as a mud-pulse or by wired-drill pipe.

[0081] To start drilling, or “spudding in, ” the wellbore 1205, the hoisting system lowers the drillstring 1220 suspended from the derrick 1215 of the drill rig towards the planned surface location of the wellbore 1205. An engine, such as a diesel engine, may be used to supply power to the top drive 1235 to rotate the drillstring 1220 via the drive shaft 1240. The weight of the drillstring 1220 combined with the rotational motion enables the drill bit 1230 to bore the wellbore 1205.

[0082] The near-surface rock 115 of the subterranean region of interest 105 is typically made up of loose or soft sediment or rock, so large diameter casing 1245 (e.g., “base pipe” or “conductor casing” ) is often put in place while drilling to stabilize and isolate the wellbore 1205. At the top of the base pipe is the wellhead, which serves to provide pressure control through a series of spools, valves, or adapters (not shown) . Once near-surface drilling has begun, water or drill fluid may be used to force the base pipe into place using a pumping system until the wellhead is situated just above the surface of the earth 140.

[0083] Drilling may continue without any casing 1245 once deeper or more compact rock 115 is reached. While drilling, a drilling mud system 1250 may pump drilling mud from a mud tank on the surface of the earth 140 through the drill pipe. Drilling mud serves various purposes, including pressure equalization, removal of rock cuttings, and drill bit cooling and lubrication.

[0084] At planned depth intervals, drilling may be paused and the drillstring 1220 withdrawn from the wellbore 1205. Sections of casing 1245 may be connected, inserted, and cemented into the wellbore 1205. Casing string may be cemented in place by pumping cement and mud, separated by a “cementing plug, ” from the surface of the earth 140 through the drill pipe. The cementing plug and drilling mud force the cement through the drill pipe and into the annular space between the casing 1245 and the wall of the wellbore 1205. Once the cement cures, drilling may recommence. The drilling process is often performed in several stages. Therefore, the drilling and casing cycle may be repeated more than once, depending on the depth of the wellbore 1205 and the pressure on the walls of the wellbore 1205 from surrounding rock 115.

[0085] Due to the high pressures experienced by deep wellbores 1205, a blowout preventer (BOP) may be installed at the wellhead to protect the rig and environment from unplanned oil or gas releases. As the wellbore 1205 becomes deeper, both successively smaller drill bits 1230 and casing 1245 may be used. Drilling deviated or horizontal wellbores 1205 may require specialized drill bits 1230 or drill assemblies.

[0086] The drilling system 1200 may be disposed at and communicate with other systems in the wellbore environment, such as the wellbore planning system 1255. The drilling  system 1200 may control at least a portion of a drilling operation by providing controls to various components of the drilling operation. In one or more embodiments, the system may receive data from one or more sensors arranged to measure controllable parameters of the drilling operation. As a non-limiting example, sensors may be arranged to measure weight-on-bit, drill rotational speed (RPM) , flow rate of the mud pumps (GPM) , and rate of penetration of the drilling operation (ROP) . Each sensor may be positioned or configured to measure a desired physical stimulus. Drilling may be considered complete when a drilling target 1260 with the reservoir 1265 is reached or the presence of hydrocarbons is established.

[0087] FIG. 13 describes a system 1300 in accordance with one or more embodiments. The system 1300 may include at least two of a seismic acquisition system 125, seismic processing system 1100a, seismic interpretation workstation 1100b, wellbore planning system 1255, and drilling system 1200. Each part of the system 1300 may be communicably coupled with any other part of the system 1300 via the network 1110 (not shown in FIG. 13) . Further, the seismic acquisition system 125, seismic processing system 1100a, seismic interpretation workstation 1100b, wellbore planning system 1255, and / or drilling system 1200 may include a computer system 1100. In some embodiments, the seismic processing system 1100a and / or seismic interpretation workstation 1100b may be a computer system 1100.

[0088] In some embodiments, the seismic acquisition system 125 may be configured to obtain the seismic data 200 from the subterranean region of interest 105 as discussed relative to FIG. 1. The seismic data 200 may be transferred to, stored on, and processed by the seismic processing system 1100a as discussed relative to FIG. 11. In some embodiments, the seismic processing system 1100a may be configured to determine the seismic velocity model 300. The seismic velocity model 300 may be determined from VSP data, such as checkshot data, the seismic data 200 (or portion thereof) , and / or velocity analysis.

[0089] In some embodiments, the seismic processing system 1100a may be further configured to perform steps 1000, 1005, 1010, and 1015 as described relative to FIG. 10 to ultimately determine the migrated diffraction seismic image 700.

[0090] The migrated diffraction seismic image 700 may be transferred to and stored on the seismic interpretation workstation 1100b. In some embodiments, the seismic interpretation workstation 1100b may be configured to perform step 1020 as described relative to FIG. 10 to identify a location of a geological feature 120 within the subterranean region of interest 105.

[0091] In some embodiments, the location of the geological feature 120 may be transferred on, stored on, and processed by the wellbore planning system 1255. In some embodiments, the wellbore planning system 1255 may be or include a computer system 1100. Further, in some embodiments, the computer system 1100 may include specific software used for wellbore planning. The wellbore planning system 1255 may be configured to design a wellbore drilling plan based, at least in part, on the location of the geological feature 120. In some embodiments, the wellbore drilling plan may accommodate drilling through the location of the geological feature 120 within the subterranean region of interest 105. In other embodiments, the wellbore drilling plan may avoid or go around the location of the geological feature 120 within the subterranean region of interest 105.

[0092] In some embodiments, the wellbore drilling plan may be transferred on and stored by the drilling system 1200. The drilling system 1200 may be configured to drill a wellbore 1205 within the subterranean region of interest 105 guided by the wellbore drilling plan as illustrated in FIG. 12.

[0093] In summary, the disclosed methods may use fixed apertures 400, Kirchhoff migration, and a separation method to isolate and separate diffractions 155 from other seismic waves within seismic data 200. The resulting migrated diffraction seismic image 700 may be used to identify small and / or complex geological features 120 both shallow and deep within the subterranean region of interest 105.

[0094] Although only a few example embodiments have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications are possible in the  example embodiments without materially departing from this invention. Accordingly, all such modifications are intended to be included within the scope of this disclosure as defined in the following claims.

Claims

1.A method comprising:obtaining, from a seismic acquisition system, seismic data for a subterranean region of interest,wherein the seismic acquisition system comprises a seismic source and a plurality of seismic receivers,wherein the seismic data comprises a plurality of seismic traces, andwherein the seismic data further comprises a plurality of image points;obtaining, from a seismic processing system, a seismic velocity model for the subterranean region of interest;using the seismic processing system:determining, using the seismic velocity model and migration, a migrated seismic image of the subterranean region of interest based, at least in part, on the seismic data,wherein the migration is performed within a plurality of fixed apertures, andwherein each of the plurality of fixed apertures comprises a difference between:a projection of a location of at least one of the plurality of image points onto a surface of earth, anda midpoint between the seismic source and each of the plurality of seismic receivers, anddetermining, using a separation method, a migrated diffraction seismic image based on the migrated seismic image; andidentifying, using a seismic interpretation workstation, a location of a geological feature within the subterranean region of interest based, at least in part, on the migrated diffraction seismic image.2.The method of claim 1, further comprising designing, using a wellbore planning system, a wellbore drilling plan based, at least in part, on the location of the geological feature.3.The method of claim 2, further comprising drilling, using a drilling system, a wellbore within the subterranean region of interest guided by the wellbore drilling plan.4.The method of claim 1, wherein the separation method comprises a plane-wave destruction method.5.The method of claim 1, wherein the projection comprises a vertical projection.6.The method of claim 1, wherein the migrated seismic image comprises diffractions and reflections.7.The method of claim 1, wherein the migrated seismic image comprises diffractions that correspond to a deep location within the subterranean region of interest.8.The method of claim 1, wherein the plurality of seismic traces is organized into a plurality of common image gathers,wherein determining the migrated seismic image comprises applying the migration to each of the plurality of common image gathers.9.The method of claim 1, wherein determining the migrated diffraction seismic image comprises stacking the migrated seismic image.10.The method of claim 9, wherein stacking the migrated seismic image comprises stacking over the plurality of fixed apertures.11.A system comprising:a seismic processing system configured to:receive, from a seismic acquisition system, seismic data for a subterranean region of interest,wherein the seismic acquisition system comprises a seismic source and a plurality of seismic receivers,wherein the seismic data comprises a plurality of seismic traces, andwherein the seismic data further comprises a plurality of image points, receive a seismic velocity model for the subterranean region of interest,determine, using the seismic velocity model and migration, a migrated seismic image of the subterranean region of interest based, at least in part, on the seismic data,wherein the migration is performed within a plurality of fixed apertures, andwherein each of the plurality of fixed apertures comprises a difference between:a projection of a location of at least one of the plurality of image points onto a surface of earth, anda midpoint between the seismic source and each of the plurality of seismic receivers, anddetermine, using a separation method, a migrated diffraction seismic image based on the migrated seismic image; anda seismic interpretation workstation configured to identify a location of a geological feature within the subterranean region of interest based, at least in part, on the migrated diffraction seismic image.12.The system of claim 11, further comprising the seismic acquisition system configured to obtain the seismic data.13.The system of claim 11, further comprising a wellbore planning system configured to design a wellbore drilling plan based, at least in part, on the location of the geological feature.14.The system of claim 13, further comprising a drilling system configured to drill a wellbore within the subterranean region of interest guided by the wellbore drilling plan.15.A non-transitory computer-readable memory having computer-executable instructions stored thereon that, when executed by a computer processor, perform steps comprising:receiving, from a seismic acquisition system, seismic data for a subterranean region of interest,wherein the seismic acquisition system comprises a seismic source and a plurality of seismic receivers, andwherein the seismic data comprises a plurality of seismic traces, andwherein the seismic data further comprises a plurality of image points;receiving a seismic velocity model for the subterranean region of interest;determining, using the seismic velocity model and migration, a migrated seismic image of the subterranean region of interest based, at least in part, on the seismic data,wherein the migration is performed within a plurality of fixed apertures, andwherein each of the plurality of fixed apertures comprises a difference between:a projection of a location of at least one of the plurality of image points onto a surface of earth; anda midpoint between the seismic source and each of the plurality of seismic receivers;determining, using a separation method, a migrated diffraction seismic image based on the migrated seismic image; anddetermining a location of a geological feature within the subterranean region of interest based, at least in part, on the migrated diffraction seismic image.16.The non-transitory computer-readable memory of claim 15, further comprising designing a wellbore drilling plan based, at least in part, on the location of the geological feature.17.The non-transitory computer-readable memory of claim 15, wherein the separation method comprises a plane-wave destruction method.18.The non-transitory computer-readable memory of claim 15, wherein the migrated seismic image comprises diffractions and reflections.19.The non-transitory computer-readable memory of claim 15, wherein the plurality of seismic traces is organized into a plurality of common image gathers,wherein determining the migrated seismic image comprises applying the migration to each of the plurality of common image gathers.20.The non-transitory computer-readable memory of claim 15, wherein determining the migrated diffraction image comprises stacking the migrated seismic image.

Images