Полноволновая инверсия данных вертикального сейсмического профилирования для решения задач сейсмического мониторинга тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Егоров, Антон Алексеевич

• Егоров, Антон Алексеевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Егоров, Антон Алексеевич

Введение...................................................................................................................4

Глава 1. Обзор работ и материалов по теме диссертации..............................10

1.1 Современное состояние вертикального сейсмического профилирования как метода сейсморазведки......................................................................................10

1.1.1 Особенности методики и наблюдаемые волны.......................................11

1.1.2 Применяемое оборудование.....................................................................13

1.2 Методы анализа данных ВСП......................................................................15

1.2.1 Обработка и построение изображений.....................................................15

1.2.2 Оценка свойств среды с помощью ВСП..................................................16

1.3 Полноволновая инверсия.............................................................................19

1.3.1 Теоретические основы...............................................................................19

1.3.2 Методы решения прямой задачи..............................................................24

1.3.3 Методы оптимизации................................................................................25

1.4 Примеры инверсии полного волнового поля данных ВСП.......................29

1.5 Вертикальное сейсмическое профилирование как метод сейсмического мониторинга.......................................................................................................31

Глава 2. Особенности применения полноволновой инверсии к данным ВСП с целью мониторинга.............................................................................................35

2.1.1 Роль различных элементов волнового поля в построении градиента .... 35

2.1.2 Выбор параметризации задачи.................................................................37

2.1.3 Стратегии и методы мониторинга изменений в среде с помощью полноволновой инверсии ................................................................................... 39

2.1.4 Предобработка полевых данных...............................................................47

Глава 3. Инверсия полного волнового поля данных ВСП, полученных с помощью геофонов..............................................................................................59

3.1 НВСП............................................................................................................59

3.1.1 Описание графа инверсии.........................................................................59

3.1.2 Модельные данные....................................................................................60

3.1.3 Полевые данные.........................................................................................64

3.2 НВСП с множеством удалений....................................................................71

3.2.1 Описание графа инверсии.........................................................................72

3.2.2 Модельные данные....................................................................................72

Глава 4. Инверсия полного волнового поля данных ВСП, полученных с помощью распределенных акустических систем............................................75

4.1 Преобразование данных к вертикальной компоненте скорости смещения: теория и применение..........................................................................................77

4.2 Полноволновая инверсия данных ВСП, полученных с помощью распределенных акустических систем..............................................................85

4.2.1 Граф инверсии...........................................................................................85

4.2.2 Модельные данные....................................................................................86

4.2.3 Полевые данные.........................................................................................89

Глава 5. Перспектива постоянного мониторинга с помощью инверсии полного волнового поля данных ВСП..............................................................92

5.1 Оборудование для постоянного мониторинга (источники и приёмники упругих колебаний)............................................................................................92

5.2 Рассмотрение возможности постоянного мониторинга с помощью перманентного источника и оптоволоконного кабеля в качестве приёмника на примере модельных данных..............................................................................94

Заключение.........................................................................................................100

Список сокращений и условных обозначений..............................................102

Список литературы...........................................................................................103

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Полноволновая инверсия данных вертикального сейсмического профилирования для решения задач сейсмического мониторинга»

Актуальность темы.

Сейсмический мониторинг с активными источниками позволяет решать крайне разнообразные задачи. Так, мониторинг месторождений углеводородов помогает наблюдать изменения в слое-коллекторе, связанные с добычей, оптимизировать добычу, сокращать затраты на бурение [Ампилов, Батурин, 2013]. В случае закачки CO2 мониторинг необходим для контроля стабилизации закачиваемого газа [Lumley, 2010]. В большинстве случаев в ходе мониторинга производится построение сейсмического изображения изменений, количественная интерпретация результатов не выполняется. Однако применение методов количественной интерпретации к данным мониторинга позволяет извлечь из данных дополнительную информацию о свойствах горных пород, о литологии, о поведении флюида в порах [Clochard et al., 2010].

В настоящее время основным методом мониторинга является наземная/морская сейсморазведка, вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП) может применяться в качестве вспомогательного метода. Однако применение современной технологии - распределённых акустических систем [Parker et al., 2014] - делает возможной дешёвую постоянную установку кабеля для регистрации сейсмических волн в скважине. Это позволяет удешевить процедуру мониторинга с помощью метода ВСП и делает ВСП альтернативой методам наземной/морской сейсморазведки

Однако, в сравнении с наземной/морской сейсморазведкой, количество существующих методов количественной интерпретации данных ВСП мало, многие из этих методов имеют существенные ограничения, что затрудняет количественную оценку изменений в среде с помощью ВСП. Полноволновая инверсия является перспективной альтернативой существующим методам количественной интерпретации. Она позволяет производить оценку физических свойств среды по полевым сейсмограммам после минимальной предобработки. Такая инверсия происходит при минимальном вмешательстве геофизика, что

позволяет автоматизировать процесс оценки свойств. Для полноволновой инверсии требуются большие вычислительные ресурсы, поэтому этот метод начал применяться к реальным задачам только в последние годы. Малая разработанность темы и перспективность исследуемого метода делают тему данной диссертации актуальной.

Цель

Целью работы является количественная оценка изменений упругих свойств горных пород, связанных с закачкой С02/добычей углеводородов, по данным метода ВСП, полученным с помощью геофонов или распределённых акустических систем.

Задачи

1. Исследовать существующие подходы к полноволновой инверсии данных ВСП с целью мониторинга закачки С02.

2. Предложить граф предобработки данных и граф полноволновой инверсии, позволяющий производить оценку изменений упругих свойств по данным ВСП.

3. Протестировать и обосновать этот граф на модельных и полевых данных.

4. Адаптировать алгоритм инверсии для данных, зарегистрированных с помощью распределённых акустических систем.

Научная новизна:

1. Впервые технология упругой полноволновой инверсии применена к полевым данным НВСП с целью мониторинга закачки С02.

2. Предложено применение условной оптимизации в полноволновой инверсии для целей мониторинга закачки С02 или разработки месторождений нефти и газа.

3. Разработан алгоритм предобработки данных, полученных с помощью распределенных акустических систем, позволяющий производить полноволновую инверсию таких данных.

4. Впервые технология упругой полноволновой инверсии применена к полевым данным, полученным с помощью распределённой акустической системы.

Практическая значимость

Предложенная технология позволяет производить автоматизированную оценку изменений свойств среды с помощью данных вертикального сейсмического профилирования. Правильная и оперативная оценка изменений свойств горных пород в ходе мониторинга позволяет принимать своевременные решения, что, в свою очередь, позволяет оптимизировать процесс добычи полезных ископаемых/закачки С02 и минимизировать издержки.

Методология и методы исследования

В ходе исследования на различных наборах модельных и полевых данных были опробованы различные методы полноволновой инверсии. Полноволновая инверсия производилась с помощь модифицированного программного обеспечения с открытым кодом IFOS2D и SeisCL.

Защищаемые положения

1. Полноволновая инверсия данных метода ВСП позволяет производить оценку изменений в среде, связанных с закачкой углекислого газа в пласт.

2. Применение специализированных методик инверсии - функционала двойной разности и условной оптимизации - позволяет получить более достоверные результаты оценки изменений в среде.

3. Данные ВСП, полученные с помощью распределённой акустической системы, могут быть преобразованы в записи скорости смещения, за исключением волн, которые имеют малые значения волнового числа по направлению оптоволоконного кабеля. Данные, преобразованные подобным образом, могут применяться для полноволновой инверсии.

Достоверность

Достоверность результатов демонстрируется на синтетических и полевых наборах данных ВСП. Полученные результаты находятся в согласии с результатами, представленными в литературных источниках, а также с результатами других геофизических методов на исследуемом объекте Otway.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на

различных научных конференциях:

1. Egorov A., Pevzner R., Bona A., Gurevich B., Glubokovskikh S., Tertyshnikov K., Puzyrev V. Full Waveform Inversion of Time-lapse Offset VSP Data - CO2CRC Otway Project Case Study // Международная научно-практическая конференция «EAGE Conference & Exhibition 2017». EAGE. Париж, Франция, июнь 2017.

2. Egorov A., Bona A., Pevzner R., Glubokovskikh S. Full Waveform Inversion of Vertical Seismic Profile data // Международная научно-практическая конференция «EAGE Workshop on Seismic Inversion for Reservoir Characterisation». EAGE. Перт, Австралия, ноябрь 2017.

3. Tertyshnikov K., Egorov A., Pevzner R., Bona A. Offset VSP for the Reservoir Monitoring // Международная научно-практическая конференция «Fourth EAGE Borehole Geophysics Workshop». EAGE. Абу-Даби, ОАЭ, ноябрь 2017.

4. Егоров А.А., Певзнер Р.Л., Бона А., Глубоковских С.М., Гуревич Б.Я. Сейсмический мониторинг с помощью обращения полного волнового поля по данным вертикального сейсмического профилирования // Международная научно-практическая конференция «ГЕОЕВРАЗИЯ - 2018». Центр анализа сейсмических данных МГУ имени М. В. Ломоносова, ЕАГО, АИС, РОСГЕО. Москва, Россия, февраль 2018.

5. Egorov A., Bona A., Pevzner R., Glubokovskikh S, Tertyshnikov K. Application of time-lapse full waveform inversion of vertical seismic profile data for the identification of changes introduced by CO2 sequestration // Международная научно-практическая конференция «Australian Exploration Geoscience Conference 2018». ASEG, AIG, PESA. Сидней, Австралия, февраль 2018.

6. Egorov A., Bona A., Pevzner R., Tertyshnikov K. Potential of full waveform inversion of vertical seismic profile data in hard rock environment // Международная научно-практическая конференция «Australian Exploration

Geoscience Conference 2018». ASEG, AIG, PESA. Сидней, Австралия, февраль 2018.

7. Egorov A., Bona A., Pevzner R., Glubokovskikh S., Puzyrev V. A Feasibility Study of Time-Lapse FWI on DAS VSP Data Acquired with Permanent Sources // Международная научно-практическая конференция «EAGE Conference & Exhibition 2018». EAGE. Копенгаген, Дания, июнь 2018.

Личный вклад

Материалы для исследования получены в ходе сейсмических исследований на объекте Otway в провинции Виктория, Австралия. Автор принимал непосредственное участие в части полевых работ и обработке данных ВСП. Также автор самостоятельно реализовывал и тестировал разные подходы к инверсии данных ВСП, разработал методологию полноволновой инверсии данных ВСП с целью мониторинга и использовал эту методологию для инверсии модельных и полевых данных. Для применения к полевым данным автором были внесены модификации в программное обеспечение с открытым кодом IFOS2D.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 работы в реферируемых журналах, включённых в международные базы цитирования SCOPUS, WOS, RSCI и в список ВАК, а также 3 работы в сборниках тезисов, также входящих в международные базы цитирования.

Объём и структура работы

Диссертация содержит введение, пять глав, заключение, список сокращений и список литературы, состоит из 113 страниц текста и 56 иллюстраций.

Благодарности

Автор выражает благодарность: • научным руководителям из Curtin University А. Боне, Р.Л. Певзнеру, С.М.

Глубоковских, В. Пузырёву и научному руководителю из МГУ им. М.В.

Ломоносова М.Л. Владову за их чуткое руководство, поддержку и

продуктивные дискуссии.

• М. Лебедеву, М.Ю. Токареву и Б.Я. Гуревичу за организацию совместной аспирантуры МГУ им. М.В. Ломоносова и Curtin University.

• Коллегам и соавторам К. Тертышникову и J. Correa за продуктивную совместную работу.

• Е. А. Курину и М. С. Денисову за продуктивные дискуссии и полезные советы.

• Авторам ПО с открытым кодом IFOS2D и SeisCL.

• Жене, сестре и родителям за их поддержку и терпение.

Глава 1. Обзор работ и материалов по теме диссертации 1.1 Современное состояние вертикального сейсмического профилирования

как метода сейсморазведки

Впервые идея регистрации сейсмических колебаний в пробуренной скважине опубликована в патенте [Fessenden, 1917], автор которого предлагает производить поиск рудных тел с помощью методики, в наши дни называемой межскважинной томографией. С помощью расположения сейсмических приёмников в скважине проводились работы по картированию крутопадающих границ (например, границ соляных куполов, [McCollum, LaRue, 1931]). C 20-х по 50-е годы скважинная сейсморазведка применялась для определения скоростной модели среды по первым вступлениям проходящей продольной волны (например, [Dix, 1939]). Строго говоря, эти работы уже проводились с помощью методики вертикального сейсмического профилирования, однако сам термин "вертикальное сейсмическое профилирование" (ВСП) был введён в употребление позже. В англоязычной литературе использовался термин "well shooting". Использование отражённых волн (и в целом - части записи после первых вступлений) было предложено авторами работы [Levin, Lynn, 1958], которые произвели интерпретацию набора отражённых волн на сейсмограммах, а также оценили некоторые коэффициенты отражения.

Скачок в развитии метода ВСП произошёл в 60-е годы благодаря трудам учёных в СССР. Возникновение применяющейся сегодня методики полевых работ, обработки и интерпретации данных метода ВСП, а также самого термина "вертикальное сейсмическое профилирование" связано с именем Е.И. Гальперина. Е.И. Гальперин и его соавторы подробно рассмотрели особенности обработки и интерпретации данных метода ВСП [Гальперин, 1982], разработали поляризационный метод сейсмических исследований [Гальперин, 1977; Гальперин, Певзнер, 1985], положили начало скважинной многокомпонентной сейсморазведки [Гальперин, Фролова, 1961]. Учёные из СССР внесли большой вклад в развитие аппаратуры [Карус и др., 1978], методики [Гальперин, 1982],

цифровой обработки [Быков, Тихонова, 1982] и интерпретации [Шехтман, Макаров, 1970] метода ВСП.

В 80-е годы интерес к методу ВСП возник и за рубежом (во многом благодаря переводу и публикации книги Е.И. Гальперина на английском языке). Последующее развитие метода происходило параллельно и за рубежом [Кеппей et а1., 1980], и в странах бывшего СССР [Шехтман, 1994].

В наши дни ВСП является достаточно популярным и активно развивающимся методом исследования недр. ВСП часто используется в комплексе с наземной сейсморазведкой. Далее в разделе рассмотрены современные особенности использования метода.

1.1.1 Особенности методики и наблюдаемые волны Традиционная методика ВСП предполагает расположение приёмника сейсмических волн в скважине, а источника - на поверхности. Существуют также обращённые системы наблюдения, при использовании которых возбуждение сигнала происходит в скважине, а регистрация - на поверхности. Различные методики работ ВСП принято классифицировать по взаимному расположению источников и приёмников сигнала. Классификация методик приведена на рис. 1.1, названия методик далее в тексте приведены на русском и английском языках.

Рисунок 1.1. Различные методики ВСП: продольное ВСП (а), непродольное ВСП (б), уровенное ВСП (в), ВСП-ПИ (г), ВСП в наклонной скважине (д), площадное ВСП, в плане (е).

Продольное ВСП (zero-offset VSP) предполагает расположение источника близко к устью скважины, а приёмников - вдоль всего ствола/части ствола скважины. Данная методика является наиболее применяемой и используется в

основном для построения скоростной модели околоскважинного пространства и глубинной привязки данных наземной сейсморазведки. Методика непродольного ВСП (НВСП, offset VSP) предполагает значительное удаление источника от скважины, источников может быть несколько. Расположение приёмников аналогично расположению приёмников в продольном ВСП. Результатом обработки метода НВСП (как и всех описанных далее методов) обычно является сейсмическое изображение среды.

Так как обычно скважинный зонд имеет всего один или несколько приёмников, для покрытия всего ствола скважины при съёмке методом продольного ВСП и НВСП требуется повторное возбуждение сигнала на пунктах возбуждения (ПВ) при нескольких положениях зонда. Следствием этого является значительное увеличение времени полевых работ.

При использовании методики уровенного ВСП (walkaway VSP) скважинный зонд находится на фиксированной глубине, а источник двигается по поверхности. Само понятие "уровенное ВСП" изначально предполагает наличие одного приёмника в скважине. Однако так могут называться съёмки, при проведении которых на одной глубине зафиксирован зонд с несколькими приёмниками. Встречаются скважинные зонды, имеющие до 80 приёмников. В таких случаях систему наблюдения может рассматривать и как уровенное ВСП, и как НВСП с многими источниками. Существует также методика ВСП с подвижным источником, ВСП-ПИ [Шехтман и др., 2004], при использовании которой источник перемещается вдоль земной поверхности, а приёмник - вдоль ствола скважины. Преимущество такой методики состоит в возможности получения сейсмического изображения объектов, расположенных под забоем скважины.

В случае, если скважина имеет значительный наклон, возможно проведение ВСП в наклонной скважине (walkabove VSP). Наконец, существует и площадная модификация метода ВСП (3D VSP), при использовании которой источники располагаются на площади [Шехтман, 1996; O'Brien et al., 2004].

1.1.2 Применяемое оборудование

Для исследований методом ВСП обычно используются те же источники, что и для наземной/морской сейсморазведки. При проведении ВСП на море используются преимущественно групповые пневматические источники сигнала, при проведении работ на суше - взрывные источники или виброисточники. В настоящей работе исследуется применение полноволновой инверсии к данным наземного НВСП с вертикальным виброисточником. Вертикальный виброисточник является одновременно источником P- и S-волн, измеренные диаграммы направленности виброисточника представлены в работе [Hardage, 2017]. На рис. 2.10 в следующей Главе видны и прямые P, и прямые S-волны от вертикального виброисточника.

В качестве приёмников в методе ВСП используются преимущественно геофоны - датчики скорости смещения. Основное преимущество таких приёмников - возможность трёхкомпонентной записи. Их основной минус -высокая стоимость. Альтернативой являются гидрофоны - датчики давления. Стоимость таких приёмников ниже, однако они записывают только одну скалярную характеристику волнового поля (давление). Записи гидрофонов более подвержены влиянию волн-помех (гидроволн).

В наиболее стандартной модификации скважинный зонд состоит из 10 уровней. При расстоянии между уровнями в 15 метров этот зонд покрывает интервал глубин в 135 м. При необходимости получения данных по всей глубине скважины производится передвижение зонда и повторное возбуждение сигнала, следствием чего становятся временные издержки. Разработанная недавно технология регистрации с помощью распределённых акустических систем (Distributed Acoustic Sensing, DAS) [Parker et al., 2014] позволяет удешевить работы, так как она позволяет вести регистрацию одновременно вдоль всего ствола скважины.

Принцип действия распределённой акустической системы показан на рис. 1.2. По оптическому кабелю посылается лазерный импульс. Мелкие неоднородности в кабеле вызывают обратное рассеяние света. Рассеянный свет

возвращается к излучателю. Анализ характеристик рассеянного света позволяет восстановить профиль производной деформации кабеля по времени (т.н. strain rate) в данный момент времени. Многократная посылка импульса позволяет производить запись изменения производной деформации кабеля. Распределённая акустическая система не производит точечные измерения, результат записи в каждой точке является в действительности измерением на некотором участке кабеля. Подробный разбор измерений с помощью распределённых акустических систем приведён в главе 4, в которой также содержится пример инверсии данных, полученных с помощью распределённой акустической системы.

Рисунок 1.2. Принцип действия распределённой акустической системы [по Parker et al., 2014].

Преимущества данной технологии: сравнительная дешевизна, возможность записи вдоль всего ствола скважины, малый пространственный шаг дискретизации. В случае применения метода ВСП оптоволоконный кабель может быть зацементирован за обсадной колонной, что существенно облегчает проведение сейсмического мониторинга как закачки CO2, так и разработки месторождений нефти и газа. Недостатки: запись только одной компоненты поля, затруднения в позиционировании кабеля. Распределённые акустические системы

также имеют направленность, которая не позволяет регистрировать колебания, волновой вектор которых направлен по нормали к кабелю. Сейсмические методы преимущественно используются для исследования осадочного чехла с субгоризонтальным залеганием пород и поэтому основаны на анализе волн, распространяющихся по вертикали. Горизонтальное расположение оптоволоконного кабеля на поверхности не позволяет зарегистрировать такие волны, т.е. направленность систем DAS ограничивает их использование для наземной сейсморазведки. При вертикальном расположении кабеля, как в ВСП, направленность не является серьёзным ограничением, т.к. исследуемые волны в основном распространяются вдоль кабеля, а не по нормали к нему. Поэтому распределённые акустические системы часто применяются для ВСП [Шнеерсон, 2017].

1.2 Методы анализа данных ВСП 1.2.1 Обработка и построение изображений

Обычно результатом обработки данных ВСП (в любой модификации, кроме продольного ВСП) является сейсмическое изображение. Изображения, полученные с помощью метода ВСП, позволяют решать разнообразные геологические задачи как на нефтегазовых [Ленский и др., 2014], так и на рудных месторождениях [Шехтман, Ахметшин, 2010].

Обзор применяемых в ВСП методов построения изображения приведён в работе [Шехтман, 2016]. Самым простым методом построения изображения является лучевая миграция, или ВСП-ОГТ преобразование. При использовании этого метода амплитуды с сейсмограмм ВСП переносятся в точки среды в соответствии с результатами лучевого трассирования в заданной скоростной модели. Альтернативой этому методу является миграция Кирхгофа [Dillon, 1988], позволяющая получить более достоверное изображение среды. Однако и эта процедура имеет несколько существенных недостатков. Во-первых, алгоритм миграции накладывает ограничения на сложность скоростной макромодели среды. Во-вторых, результаты такой миграции осложнены артефактами,

связанными с ограниченностью миграционной апертуры. В-третьих, миграция Кирхгофа должна применяться к сейсмограммам ВСП после разделения полей. Разделение полей может производиться, например, с помощью многоканальной фильтрации (F-K фильтрации). Однако задача разделения полей сложна, она должна производиться пользователем в интерактивном режиме, при этом критерии качества этой процедуры трудно определить. Эти недостатки послужили поводом для разработки ряда альтернатив алгоритму миграции Кирхгофа.

Для построения изображения в наиболее сложных моделях среды применяется миграция в обратном времени (reverse-time migration, RTM) [Shi, Wang, 2015]. Для уточнения амплитуд построенных с помощью RTM-миграции отражающих границ, а также для подавления артефактов, связанных с ограниченностью апертуры миграции, применяется миграция по методу наименьших квадратов [Сильвестров, Неклюдов, 2008]. Для корректного построения изображения в каждой точке среды RTM-миграции необходима точная скоростная модель вышележащей толщи. Определение этой макроскоростной модели является одной из основных проблем при проведении RTM-миграции. Существуют алгоритмы, позволяющие снизить требования к макромодели скорости [Неклюдов, Бородин, 2008; Xiao, Schuster, 2008].

Альтернативным способом миграции, не требующим разделения полей и позволяющим избежать артефактов миграции, является миграция с использованием Гауссовых пучков [Протасов, Чеверда, 2012]. Результатом такой миграции, как и RTM-миграции по методу наименьших квадратов, является изображение в истинных амплитудах. По результатам такой миграции может производиться количественная интерпретация данных ВСП.

1.2.2 Оценка свойств среды с помощью ВСП

Метод ВСП может использоваться для построения скоростных макромоделей, т.е. моделей скорости продольных и поперечных волн низкого разрешения. Такие модели обычно строятся с помощью решения обратной

кинематической задачи ВСП (иногда - совместно с наземной сейсморазведкой) и используются для построения изображений [Насыров и др., 2011; Степченков и др., 2008].

С помощью ВСП может также производиться количественная оценка анизотропных параметров среды. Трёхкомпонентные исследования методом ВСП с использованием горизонтальных и вертикальных виброисточников на данный момент являются единственным методом, позволяющим определять 21 независимую компоненту тензора упругости [Dewangan, Grechka, 2003]. Данные более стандартных систем наблюдения также могут применяться для оценки параметров анизотропии в рамках какой-либо анизотропной модели. Полученные оценки параметров анизотропии могут применяться как для построения изображений, так и непосредственно для оценки направления трещиноватости коллекторов [Горшкалев и др., 2011]. В данной работе инверсия анизотропных параметров среды не проводится.

Данные ВСП редко используются для количественной интерпретации. В литературе существуют примеры анализа изменения коэффициента отражения в зависимости от удаления (АУО-анализа) с помощью уровенного ВСП [Сои1отЬе et а1., 1996; Leaney et а1., 1999]. Однако в этих случаях исследователи часто получают единое значение упругих параметров для всего пласта, пренебрегая разбросом точек отражения. Сейсмограмма уровенного ВСП в таких случаях интерпретируется как сейсмограмма ОГТ в наземной сейсморазведке. Такой подход недопустим при проведении сейсмического мониторинга, когда важна не только амплитуда изменения свойств, но и распространение изменений в пространстве. Другими недостатками такого подхода являются необходимость разделения полей и ручной коррекции сферического расхождения, а также влияние сейсмической интерференции на результат интерпретации.

Применение традиционного АУО-анализа к данным ВСП для получения пространственного распределения свойств затруднено ввиду неоднородного распределения удалений, возникающего из-за особенностей методики ВСП (рис.

1.3). Поэтому традиционные для наземной сейсморазведки методы инверсии применяются к ВСП (например, в работе [Барышев и др., 2009]), но крайне редко.

а) б) в) БинОГГ

• Приёмник Средние точки

Рисунок 1.3. Иллюстрация неравномерного распределения удалений в методе ВСП: расположение средних точек для наземной сейсморазведки (а), для ВСП (б), неравномерное распределение удалений при бинировании данных ВСП (в) [по Hinds, Kuzmiski, 2001].

Алгоритм миграции с использованием Гауссовых пучков позволяет получать сейсмические изображения отражающих объектов непосредственно для различных углов падения. На основе этого метода с помощью анализа изменения коэффициента отражения в зависимости от угла падения (AVA-анализа) создан метод оценки P- и S- импедансов [Протасов, 2014].

В последние годы для оценки свойств среды с помощью ВСП часто используется полноволновая инверсия (full waveform inversion, FWI, в русскоязычной литературе также используется термин "полное обращение волнового поля"). Полноволновая инверсия позволяет получать оценки свойств среды сразу по сейсмограммам, после минимальной их предобработки. Метод не требует разделения полей или коррекции сферического расхождения, предобработка обычно состоит преимущественно из процедур шумоподавления. При построении модели среды могут использоваться все зарегистрированные волны. В то время как обычно оценка высокочастотных изменений упругих параметров среды происходит в заранее заданной макромодели, FWI позволяет восстанавливать и макромодель, и высокочастотные изменения свойств.

В последнее время для FWI разработаны способы учёта априорной геологической информации [Gunning, 2017; Kamath et al., 2017; Zhang et al., 2018],

что позволяет говорить о возможном использовании модификаций FWI в качестве полноценной альтернативы более традиционным методам количественной интерпретации. Недостатком метода является его вычислительная сложность, однако использование современных вычислительных кластеров позволяет решать задачу определения свойств как в 2D-, так и в SD-постановке.

Подробно полноволновая инверсия описана в следующем разделе работы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Егоров, Антон Алексеевич, 2019 год

Список литературы

1. Алексеев В.М. Оптимальное управление / В.М. Алексеев, В.М. Тихомиров, С.В. Фомин. - М.: Наука, 1979. - 430 с.

2. Ампилов Ю.П. Новейшие технологии сейсмического мониторинга 4D при разработке морских месторождений нефти и газа / Ю.П. Ампилов, Д.Г. Батурин // Технологии сейсморазведки. - 2013. - № 2. - С. 31-36.

3. Аникиев Д.В. Взаимное влияние параметров упругой изотропной среды при итеративной линеаризованной инверсии / Д.В. Аникиев, Б.М. Каштан, В.А. Мулдер, В.Н. Троян // Технологии сейсморазведки. - 2013. - № 2. - С. 14-23.

4. Аникиев Д.В. Методы обращения сейсмических волновых полей / Д.В. Аникиев, В.В. Казей, Б.М. Каштан, А.В. Пономаренко, В.Н. Троян, Р.А. Шигапов // Технологии сейсморазведки. - 2014. - № 1. - С. 38-58.

5. Барышев Л.А. Возможности изучения терригенных коллекторов наземной и скважинной сейсморазведкой в Восточной Сибири / Л.А. Барышев, В.А. Редекоп, Г.А. Шехтман // Технологии сейсморазведки. - 2009. - № 2. - С. 64-76.

6. Быков И.А. Цифровая обработка трехкомпонентных скважинных сейсмических наблюдений / И.А. Быков, И.М. Тихонова // Скважинные сейсмические и акустические исследования в рудных районах. - 1982. - С. 19-34.

7. Воронина Т.А. Оптимизационный подход к обработке данных метода вертикального сейсмического профилирования / Т.А. Воронина, В.А. Чеверда // Геология и геофизика. - 1994. - № 5. - С. 127-139.

8. Гадыльшин К.Г. Реконструкция глубинной макроскоростной модели путём обращения полного волнового сейсмического поля / К.Г. Гадыльшин, В.А. Чеверда // Доклады академии наук. - 2017. - Т. 476. - № 6. - С. 693-697.

9. Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование / Е.И. Гальперин. - М.: Недра, 1982. - 344 с.

10. Гальперин Е.И. Поляризационный метод основной метод сейсморазведки месторождений твердых полезных ископаемых / Е.И. Гальперин, Л.А. Певзнер // XXX Международный геофизический симпозиум. - Москва, 1985. - С. 80-89.

11. Гальперин Е.И. Поляризационный метод сейсмических исследований / Е.И. Гальперин. - М.: Недра, 1977. - 277 с.

12. Гальперин Е.И. Трехкомпонентные сейсмические наблюдения в скважинах. Вертикальное сейсмическое профилирование. I / Е.И. Гальперин, А.В. Фролова. -1961. - № 6. - С. 793-809.

13. Горшкалев С.Б. Результаты изучения азимутальной анизотропии геологического разреза на пеляткинской площади по данным многоволнового ВСП и сейсморазведки 3D / С.Б. Горшкалев, В.В. Карстен, Е.В. Афонина, П.С. Бекешко, И.В. Корсунов // Технологии сейсморазведки. - 2011. - № 3. - С. 60-70.

14. Денисов М.С. Оптимизационная процедура подавления волны-спутника / М.С. Денисов, А.Е. Фирсов // Технологии сейсморазведки. - 2015. - № 4. - С. 23-32.

15. Калинин В.В. Возможность создания однонаправленных антенн малых волновых размеров для сейсморазведки. Часть 3. Анализ возможности применения в составе донных регистраторов / В.В. Калинин, М.Л. Владов, А.А. Егоров // Технологии сейсморазведки. - 2014. - № 3. - С. 79-84.

16. Карус Е.В. Трехкомпонентный четырехточечный скважинный зонд и некоторые результаты его опробования / Е.В. Карус, Г.Е. Руденко, Л.Л. Худзинский // Геология и разведка. - 1978. - № 3. - С. 147-154.

17. Ленский В.А. Скважинная сейсморазведка: цели, задачи и геологическая эффективность / В.А. Ленский, А.Я. Адиев, Д.Р. Иркабаев, Т.Н. Шарова // Технологии сейсморазведки. - 2014. - № 2. - С. 117-124.

18. Насыров Д.А. Скоростной анализ по данным вертикального сейсмического профилирования для изотропных и трансверсально-изотропных моделей сред с использованием миграции кратно-отраженных волн / Д.А. Насыров, Д.А. Киященко, Ю.В. Киселев, Б.М. Каштан, В.Н. Троян // Технологии сейсморазведки. - 2011. - № 4. - С. 27-34.

19. Неклюдов Д.А. Миграция данных непродольного ВСП для построения глубинных изображений среды с неизвестной верхней частью разреза в районах со сложным геологическим строением / Д.А. Неклюдов, И. Бородин // Технологии сейсморазведки. - 2008. - № 4. - С. 6-14.

20. Протасов М.И. Анализ амплитуд глубинных сейсмических изображений, полученных по многокомпонентным данным ВСП / М.И. Протасов // Технологии сейсморазведки. - 2014. - № 4. - С. 68-72.

21. Протасов М.И. Построение изображений в истинных амплитудах по многокомпонентным данным вертикального сейсмического профилирования с многими выносными источниками / М.И. Протасов, В.А. Чеверда // Технологии сейсморазведки. - 2012. - № 3. - С. 31-41.

22. Пузырёв Н.Н. Обзор экспериментальных исследований и некоторые теоретические положения по изучению поперечных и обменных волн / Н.Н. Пузырёв, Л.Н. Худобина // Сб: Труды института геологии и геофизики. Экспериментальные исследования поперечных и обменных волн. - 1962. - № 16. - С. 7-23.

23. Рапопорт М.Б. Автоматическая обработка записей колебаний в сейсморазведке / М.Б. Рапопорт. - М.: Недра, 1973. - 184 с.

24. Сильвестров И.Ю. Многокомпонентная миграция данных НВСП по методу наименьших квадратов с подавлением артефактов / И.Ю. Сильвестров, Д.А. Неклюдов // Технологии сейсморазведки. - 2008. - № 4. - С. 15-24.

25. Сильвестров И.Ю. Прогнозирование строения среды ниже забоя скважины с помощью многокомпонентного обращения данных ВСП с выносным источником / И.Ю. Сильвестров // Технологии сейсморазведки. - 2007. - № 3. - С. 44-50.

26. Степченков Ю.А. Определение параметров скоростной модели среды по данным 2D-ВСП / Ю.А. Степченков, А.В. Решетников, И.А. Гирман // Технологии сейсморазведки. - 2008. - № 4. - С. 29-33.

27. Шехтман Г.А. Изучение околоскважинного пространства модификациями метода ВСП на рудных месторождениях Южного Урала / Г.А. Шехтман, Н.М. Ахметшин // Технологии сейсморазведки. - 2010. - № 4. - С. 53-58.

28. Шехтман Г.А. Модификации метода ВСП: какую предпочесть? / Г.А. Шехтман, В.М. Кузнецов, В.В. Попов // Технологии сейсморазведки. - 2004. -№ 1. - С. 75-79.

29. Шехтман Г.А. Об определении упругих параметров горных пород Южного Мангышлака по данным ВСП с использованием обменных проходящих волн / Г.А. Шехтман, Г.Ф. Макаров // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1970. -№ 12. - С. 38-41.

30. Шехтман Г.А. Методика ВСП, её современное состояние и перспективы развития / Г.А. Шехтман // Прикладная геофизика. - 1994. - № 131. - С. 252-276.

31. Шехтман Г.А. Факторы, влияющие на качество данных вертикального сейсмического профилирования / Г.А. Шехтман, Н.В. Нарский // Технологии сейсморазведки. - 2011. - № 2. - С. 59-69.

32. Шехтман Г.А. Площадная модификация метода ВСП / Г.А. Шехтман // Геофизика. - 1996. - № 1. - С. 23-28.

33. Шехтман Г.А. Формирование изображений среды в методе ВСП / Г.А. Шехтман // Технологии сейсморазведки. - 2016. - № 3. - С. 5-21.

34. Шнеерсон М.Б. Распределённые акустические системы при работах ВСП / М.Б. Шнеерсон // Экспозиция Нефть Газ. - 2017. - № 1 (54). - С. 23-25.

35. Aki K. Quantitative seismology : theory and methods / K. Aki, P.G. Richards. - San Francisco: W. H. Freeman, 1980. - 932 p.

36. Al Hosni M. Case History: Using time-lapse vertical seismic profiling data to constrain velocity-saturation relations: the Frio brine pilot CO2 injection / M. Al Hosni, E. Caspari, R. Pevzner, T.M. Daley, B. Gurevich // Geophysical Prospecting. - 2016. -Vol. 64. - P. 987-1000.

37. Asnaashari A. Time-lapse seismic imaging using regularized full-waveform inversion with a prior model: which strategy? / A. Asnaashari, R. Brossier, S. Garambois, F. Audebert, P. Thore, J. Virieux // Geophysical Prospecting. - 2015. -Vol. 63. - P. 78-98.

38. Auer L. A critical appraisal of asymptotic 3D-to-2D data transformation in full-waveform seismic crosshole tomography / L. Auer, A. Nuber, S. Greenhalgh, H. Maurer, S. Marelli // Geophysics. - 2013. - Vol. 78. - № 6. - P. R235-R247.

39. Bakku S.K. Fracture characterization from seismic measurements in a borehole : PhD Thesis / S.K. Bakku. - Massachusetts Institute of Technology, 2015.

40. Bamberger A. About the stability of the inverse problem in 1-D wave equations— application to the interpretation of seismic profiles / A. Bamberger, G. Chavent, P. Lailly // Applied Mathematics and Optimization. - 1979. - Vol. 5. - № 1. - P. 1-47.

41. Bohlen T. Accuracy of heterogeneous staggered-grid finite-difference modeling of Rayleigh waves / T. Bohlen, E.H. Saenger // Geophysics. - 2006. - Vol. 71. - P. T109-T115.

42. Brossier R. Seismic imaging of complex onshore structures by 2D elastic frequency-domain full-waveform inversion / R. Brossier, S. Operto, J. Virieux // Geophysics. -2009. - Vol. 74. - P. WCC105-WCC118.

43. Brossier R. Two-dimensional frequency-domain visco-elastic full waveform inversion: Parallel algorithms, optimization and performance / R. Brossier // Computers & Geosciences. - 2011. - Vol. 37. - № 4. - P. 444-455.

44. Bunks C. Multiscale seismic waveform inversion / C. Bunks, F.M. Saleck, S. Zaleski, G. Chavent // Geophysics. - 1995. - Vol. 60. - P. 1457-1473.

45. Butzer S. 3D elastic full-waveform inversion : PhD Thesis / S. Butzer. - Karlsruhe Institute of Technology, 2015. - 115 p.

46. Byrd R. A Limited Memory Algorithm for Bound Constrained Optimization / R. Byrd, P. Lu, J. Nocedal, C. Zhu // SIAM Journal on Scientific Computing. - 1995. -Vol. 16. - № 5. - P. 1190-1208.

47. Bona A. Amplitude and Phase Response of DAS Receivers / A. Bona, T. Dean, J. Correa, R. Pevzner, K.V. Tertyshnikov, L. Van Zaanen // 79th EAGE Conference and Exhibition. - Paris, France, 2017.

48. Caspari E. Feasibility of CO2 plume detection using 4D seismic: CO2CRC Otway Project case study — Part 1: Rock-physics modeling / E. Caspari, R. Pevzner, B. Gurevich, T. Dance, J. Ennis-King, Y. Cinar, M. Lebedev // Geophysics. - 2015. -Vol. 80. - P. B95-B104.

49. Chadwick A. Quantitative analysis of time-lapse seismic monitoring data at the Sleipner CO2 storage operation / A. Chadwick et al. // The Leading Edge. - 2010. -Vol. 29. - № 2. - P. 170-177.

50. Charara M. The state of affairs in inversion of seismic data: An OVSP example / M. Charara, C. Barnes, A. Tarantola // SEG Technical Program Expanded Abstracts 1996. - 1996. - P. 1999-2002.

51. Charara M. Time-lapse VSP viscoelastic full-waveform inversion for CO2 monitoring / M. Charara, C. Barnes, T. Tsuchiya, N. Yamada // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2017. - 2017. - P. 6029-6033.

52. Claerbout J.F. Fundamentals of Geophysical Data Processing: With Applications to Petroleum Prospecting / J.F. Claerbout. - Blackwell Scientific Publications, 1985. -274 p.

53. Clochard V. CO2 plume imaging using 3D pre-stack stratigraphic inversion: A case study on the Sleipner field / V. Clochard, N. Delepine, K. Labat, P. Ricarte // First Break. - 2010. - Vol. 28. - № 1.

54. Correa J. Analysis of signal to noise and directivity characteristics of DAS VSP at near and far offsets — A CO2CRC Otway Project data example / J. Correa, A. Egorov, K. Tertyshnikov, A. Bona, R. Pevzner, Tim Dean, Barry Freifeld, Steve Marshall // The Leading Edge. - 2017. - Vol. 36. - P. 994a1-994a7.

55. Coulombe C.A. AVO processing and interpretation of VSP data / C.A. Coulombe, R.R. Stewart, M.J. Jones // Canadian Journal of Exploration Geophysics. - 1996. -Vol. 32. - P. 41-62.

56. Daley T.M. Field testing of modular borehole monitoring with simultaneous distributed acoustic sensing and geophone vertical seismic profiles at Citronelle, Alabama / T.M. Daley, D.E. Miller, K. Dodds, P. Cook, B.M. Freifeld // Geophysical Prospecting. - 2016. - Vol. 64. - P. 1318-1334.

57. Daley T.M. Time-lapse crosswell seismic and VSP monitoring of injected CO2 in a brine aquifer / T.M. Daley, L.R. Myer, J.E. Peterson, E.L. Majer, G.M. Hoversten // Environmental geology. - 2008. - Vol. 54. - P. 1657-1665.

58. Dean T. The effect of gauge length on axially incident P-waves measured using fibre optic distributed vibration sensing / T. Dean, T. Cuny, A.H. Hartog // Geophysical Prospecting. - 2017. - Vol. 65. - P. 184-193.

59. Denli H. Double-difference elastic waveform tomography in the time domain / H. Denli, L. Huang // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2009. - 2009. -P. 2302-2306.

60. Dewangan P. Inversion of multicomponent, multiazimuth, walkaway VSP data for the stiffness tensor / P. Dewangan, V. Grechka // Geophysics. - 2003. - Vol. 68. - № 3. - P. 1022-1031.

61. Dillon P. Vertical seismic profile migration using the Kirchhoff integral / P. Dillon // Geophysics. - 1988. - Vol. 53. - № 6. - P. 786-799.

62. Dix C. Interpretation of well-shot data / C. Dix // Geophysics. - 1939. - Vol. 4. -№ 1. - P. 24-32.

63. Dou S. Surface orbital vibrator (SOV) and fiber-optic DAS: Field demonstration of economical, continuous-land seismic time-lapse monitoring from the Australian CO2CRC Otway site / S. Dou, J. Ajo-Franklin, T. Daley, M. Robertson, T. Wood, B. Freifeld, R. Pevzner, J. Correa, K. Tertyshnikov, M. Urosevic, B. Gurevich // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2016. - 2016. - P. 5552-5556.

64. Doyon B. Practical aspects of 2.5D frequency-domain finite-difference modelling of viscoelastic waves / B. Doyon, B. Giroux // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2014. - 2014. - P. 3482-3486.

65. Egorov A. Elastic full-waveform inversion of vertical seismic profile data acquired with distributed acoustic sensors / A. Egorov, J. Correa, A. Bona, R. Pevzner, K. Tertyshnikov, S. Glubokovskikh, V. Puzyrev, B. Gurevich // Geophysics. - 2018. -Vol. 83. - № 3. - P. R273-R281.

66. Egorov A. Time-lapse full waveform inversion of vertical seismic profile data: Workflow and application to the CO2CRC Otway project / A. Egorov, R. Pevzner, A. Bona, S. Glubokovskikh, V. Puzyrev, K. Tertyshnikov, B. Gurevich // Geophysical Research Letters. - 2017. - Vol. 44. - P. 7211-7218.

67. Fabien-Ouellet G. Time domain viscoelastic full waveform inversion / G. Fabien-Ouellet, E. Gloaguen, B. Giroux // Geophysical Journal International. - 2017a. -Vol. 209. - № 3. - P. 1718-1734.

68. Fabien-Ouellet G. Time-domain seismic modeling in viscoelastic media for full waveform inversion on heterogeneous computing platforms with OpenCL / G. Fabien-Ouellet, E. Gloaguen, B. Giroux // Computers & Geosciences. - 2017b. - Vol. 100. -P. 142-155.

69. Fessenden R.A. Method and apparatus for locating ore bodies / R.A. Fessenden. -US, 1917.

70. Gibson B. Predictive deconvolution and the zero-phase source / B. Gibson, K. Larner // Geophysics. - 1984. - Vol. 49. - P. 379-397.

71. Glubokovskikh S. Seismic monitoring of CO2 geosequestration: CO2CRC Otway case study using full 4D FDTD approach / S. Glubokovskikh, R. Pevzner, T. Dance, E. Caspari, D. Popik, V. Shulakova, B. Gurevich // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2016. - Vol. 49. - P. 201-216.

72. Gunning J.S. EM Algorithms and Convex-Envelope Approximations in Joint Facies/Elastic Inversion for AVO and FWI / J.S. Gunning // 79th EAGE Conference and Exhibition. - Paris, France, 2017.

73. Hardage B. Real-data comparisons of direct-S modes produced by P sources and gold standard S sources / B. Hardage // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2017. - 2017. - P. 2481-2485.

74. Harris K. Imaging the Aquistore reservoir after 36 kilotonnes of CO2 injection using distributed acoustic sensing / K. Harris, D. White, C. Samson // Geophysics. - 2017. -Vol. 82. - № 6. - P. M81-M96.

75. Hatton L. Seismic data processing: theory and practice / L. Hatton, J. Makin, M.H. Worthington. - Oxford, UK: Blackwell Scientific, 1986. - 177 p.

76. Hinds R.C. VSP for the interpreter/processor for 2001 and beyond: part1 / R.C. Hinds, R.D. Kuzmiski // CSEG Recorder. - 2001. - Vol. 26. - № 9. - P. 84-95.

77. Kamath N. Facies-constrained FWI: Toward application to reservoir characterization / N. Kamath, I. Tsvankin, E.Z. Naeini // The Leading Edge. - 2017. -Vol. 36. - № 11. - P. 924-930.

78. Kamei R. Full waveform inversion of repeating seismic events to estimate time-lapse velocity changes / R. Kamei, D. Lumley // Geophysical Journal International. -2017. - Vol. 209. - P. 1239-1264.

79. Kazei V. Centered Differential Waveform Inversion with Minimum Support Regularization / V. Kazei, T. Alkhalifah // 79th EAGE Conference and Exhibition 2017.

- Paris, France, 2017.

80. Kennett P. Vertical Seismic Profiles: their applications in exploration geophysics / P. Kennett, R.L. Ireson, P.J. Conn // Geophysical Prospecting. - 1980. - Vol. 28. - № 5.

- P. 676-699.

81. Knowlton K. Polarization measurement uncertainty on three-component VSP / K. Knowlton, T. Spencer // Geophysics. - 1996. - Vol. 61. - № 2. - P. 594-599.

82. Köhn D. On the influence of model parametrization in elastic full waveform tomography / D. Köhn, D. De Nil, A. Kurzmann, A. Przebindowska, T. Bohlen // Geophysical Journal International. - 2012. - Vol. 191. - P. 325-345.

83. Köhn D. Time domain 2D elastic full waveform tomography : PhD Thesis / D. Köhn. - Christian-Albrechts-Universität zu Kiel, 2011. - 191 p.

84. Köhn D. Waveform inversion in triclinic anisotropic media—a resolution study / D. Köhn, O. Hellwig, D. De Nil, W. Rabbel // Geophysical Journal International. - 2015. -Vol. 201. - № 3. - P. 1642-1656.

85. Komatitsch D. High-order finite-element seismic wave propagation modeling with MPI on a large GPU cluster / D. Komatitsch, G. Erlebacher, D. Göddeke, D. Michea // Journal of Computational Physics. - 2010. - Vol. 229. - № 20. - P. 7692-7714.

86. Komatitsch D. An unsplit convolutional perfectly matched layer improved at grazing incidence for the seismic wave equation / D. Komatitsch, R. Martin // Geophysics. - 2007. - Vol. 72. - № 5. - P. SM155-SM167.

87. Lailly P. The seismic inverse problem as a sequence of before stack migrations / P. Lailly // J. B. Bednar ed., Conference on inverse scattering: theory and application. -Siam Philadelphia, PA, 1983. - P. 206-220.

88. Landr0 M. Uncertainties in quantitative time-lapse seismic analysis / M. Landr0 // Geophysical Prospecting. - 2002. - Vol. 50. - № 5. - P. 527-538.

89. Leaney W.S. Analysis of multiazimuthal VSP data for anisotropy and AVO / W.S. Leaney, C.M. Sayers, D.E. Miller // Geophysics. - 1999. - Vol. 64. - P. 1172-1180.

90. Levin F. Deep-hole geophone studies / F. Levin, R. Lynn // Geophysics. - 1958. -Vol. 23. - № 4. - P. 639-664.

91. Liang L. Application of frequency-domain full-waveform inversion for time-lapse 3D VSP data interpretation / L. Liang, M. Li, R. Rufino, A. Abubakar, L. Nutt, H. Menkiti, S. Dummong, R. T0ndel // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2013. - 2013. - P. 5107-5112.

92. Lumley D. 4D seismic monitoring of CO2 sequestration / D. Lumley // The Leading Edge. - 2010. - Vol. 29. - № 2. - P. 150-155.

93. Maharramov M. Time-lapse inverse theory with applications / M. Maharramov, B. Biondi, M. Meadows // Geophysics. - 2016. - Vol. 81. - № 6. - P. R485-R501.

94. Marfurt K. Accuracy of finite-difference and finite-element modeling of the scalar and elastic wave equations / K. Marfurt // Geophysics. - 1984. - Vol. 49. - № 5. -P. 533-549.

95. Mateeva A. Distributed acoustic sensing for reservoir monitoring with vertical seismic profiling / A. Mateeva et al. // Geophysical Prospecting. - 2014. - Vol. 62. -P. 679-692.

96. McCollum B. Utilization of existing wells in seismograph work / B. McCollum, W.W. LaRue // AAPG Bulletin. - 1931. - Vol. 15. - № 12. - P. 1409-1417.

97. Metivier L. Full Waveform Inversion and the Truncated Newton Method / L. Metivier, R. Brossier, J. Virieux, S. Operto // SIAM Journal on Scientific Computing. -2013. - Vol. 35. - P. B401-B437.

98. Nocedal J. Numerical Optimization / J. Nocedal, S. Wright. - New York: Springer, 2006. - 664 p.

99. O'Brien J. Time-lapse VSP reservoir monitoring / J. O'Brien, F. Kilbride, F. Lim // The Leading Edge. - 2004. - Vol. 23. - P. 1178-1184.

100. Owusu J.C. Anisotropic elastic full-waveform inversion of walkaway vertical seismic profiling data from the Arabian Gulf / J.C. Owusu, O. Podgornova, M. Charara, S. Leaney, A. Campbell, S. Ali, I. Borodin, L. Nutt, H. Menkiti // Geophysical Prospecting. - 2016. - Vol. 64. - P. 38-53.

101. Pan W. Elastic full-waveform inversion and parameterization analysis applied to walk-away vertical seismic profile data for unconventional (heavy oil) reservoir characterization / W. Pan, K.A. Innanen, Y. Geng // Geophysical Journal International. - 2018. - P. ggy087-ggy087.

102. Parker T. Distributed Acoustic Sensing-a new tool for seismic applications / T. Parker, S. Shatalin, M. Farhadiroushan // First Break. - 2014. - Vol. 32. - P. 61-69.

103. Pevzner R. 4D surface seismic tracks small supercritical CO2 injection into the subsurface: CO2CRC Otway Project / R. Pevzner et al. // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2017. - Vol. 63. - P. 150-157.

104. Pica A. Nonlinear inversion of seismic reflection data in a laterally invariant medium / A. Pica, J.P. Diet, A. Tarantola // Geophysics. - 1990. - Vol. 55. - P. 284292.

105. Plessix R.-E. A review of the adjoint-state method for computing the gradient of a functional with geophysical applications / R.-E. Plessix // Geophysical Journal International. - 2006. - Vol. 167. - № 2. - P. 495-503.

106. Plessix R.E. Frequency-domain finite-difference amplitude-preserving migration / R.E. Plessix, W.A. Mulder // Geophysical Journal International. - 2004. - Vol. 157. -P. 975-987.

107. Podgornova O. Elastic Full Waveform Inversion for Land Walkaway VSP Data from British Columbia, Canada / O. Podgornova, S. Leaney, M. Charara, E. von Lunen // 76th EAGE Conference and Exhibition. - Amsterdam, Netherlands, 2014.

108. Podgornova O. On full-waveform modeling and inversion of fiber-optic VSP data / O. Podgornova, S. Leaney, S. Zeroug, L. Liang // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2017. - 2017. - P. 6039-6043.

109. Pratt R.G. Seismic waveform inversion in the frequency domain, Part 1: Theory and verification in a physical scale model / R.G. Pratt // Geophysics. - 1999. - Vol. 64. - P. 888-901.

110. Pratt R.G. Gauss-Newton and full Newton methods in frequency-space seismic waveform inversion / R.G. Pratt, C. Shin, G.J. Hicks // Geophysical Journal International. - 1998. - Vol. 133. - № 2. - P. 341-362.

111. Rickett J.E. Cross-equalization data processing for time-lapse seismic reservoir monitoring: A case study from the Gulf of Mexico / J.E. Rickett, D.E. Lumley // Geophysics. - 2001. - Vol. 66. - P. 1015-1025.

112. Roberts M.A. Investigation into the use of 2D elastic waveform inversion from look-ahead walk-away VSP surveys / M.A. Roberts, S. Singh, B.E. Hornby // Geophysical Prospecting. - 2008. - Vol. 56. - P. 883-895.

113. Shi Y. Reverse time migration of 3D vertical seismic profile data / Y. Shi, Y. Wang // Geophysics. - 2015. - Vol. 81. - № 1. - P. S31-S38.

114. Silvestrov I. How Important Are Low Time Frequencies for Offset VSP Full Waveform Inversion? / I. Silvestrov, D. Neklyudov, V. Tcheverda // 75th EAGE Conference & Exhibition. - London, UK, 2013.

115. Smith T. Gassmann fluid substitutions: A tutorial / T. Smith, C. Sondergeld, C. Rai // Geophysics. - 2003. - Vol. 68. - № 2. - P. 430-440.

116. Tarantola A. A strategy for nonlinear elastic inversion of seismic reflection data / A. Tarantola // Geophysics. - 1986. - Vol. 51. - P. 1893-1903.

117. Tarantola A. Inversion of seismic reflection data in the acoustic approximation / A. Tarantola // Geophysics. - 1984. - Vol. 49. - P. 1259-1266.

118. Virieux J. An overview of full-waveform inversion in exploration geophysics / J. Virieux, S. Operto // Geophysics. - 2009. - Vol. 74. - № 6. - P. WCC1-WCC26.

119. Virieux J. P-SV wave propagation in heterogeneous media: Velocity-stress finite-difference method / J. Virieux // Geophysics. - 1986. - Vol. 51. - № 4. - P. 889-901.

120. Wapenaar C. Amplitude preprocessing of single and multicomponent seismic data / C. Wapenaar, D. Verschuur, P. Herrmann // Geophysics. - 1992. - Vol. 57. - № 9. -P. 1178-1188.

121. Wei Z. Modelling and modal analysis of seismic vibrator baseplate / Z. Wei // Geophysical Prospecting. - 2009. - Vol. 58. - № 1. - P. 19-32.

122. Wellington P. Laplacian based Preconditioning of FWI: Using prior information from seismic reflection data. / P. Wellington, R. Brossier, S. Garambois, J. Virieux // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2015. - 2015. - P. 1436-1440.

123. Xiao X. Local migration with extrapolated VSP Green's functions / X. Xiao, G. Schuster // Geophysics. - 2008. - Vol. 74. - № 1. - P. SI15-SI26.

124. Yang D. Time-lapse walkaway vertical seismic profile monitoring for CO2 injection at the SACROC enhanced oil recovery field: A case study / D. Yang, A. Malcolm, M. Fehler, L. Huang // Geophysics. - 2014. - Vol. 79. - P. B51-B61.

125. Yang J. Density reconstruction in multiparameter elastic full-waveform inversion / J. Yang, L. Dong, Y. Liu, C. Huang // Journal of Geophysics and Engineering. - 2017. -Vol. 14. - № 6. - P. 1445.

126. Yi W. Multi-parameter full waveform inversion for acoustic VTI media using the truncated Newton method / W. Yi, D. Liang-Guo // Chinese Journal of Geophysics. -2015. - Vol. 58. - № 5. - P. 530-543.

127. Zhang Z. Multiparameter elastic full waveform inversion with facies-based constraints / Z. Zhang, T. Alkhalifah, E.Z. Naeini, B. Sun // Geophysical Journal International. - 2018. - Vol. 213. - № 3. - P. 2112-2127.