Thuộc tính độ dốc (Dip) xác định tính liên tục giữa các mạch địa chấn lân cận liên tiếp liên quan đến các mặt hoặc các yếu tố có góc dốc khác nhau.
Thuộc tính góc phương vị (Azimuth) thể hiện các mạch lân cận liên tiếp liên quan đến các mặt hoặc các yếu tố có phương vị khác nhau theo hướng bắc. Thuộc tính độ dốc và góc phương vị xác định góc dốc và phương vị của mặt ranh giới, được sử dụng để phân tích cấu trúc, làm nổi bật sự thay đổi về địa hình và nhấn mạnh các cấu trúc nhỏ, nhưng thường là các rìa kênh ngầm, các vát nhọn địa tầng...
Thuộc tính độ cong (Curvature) thể hiện sự khác biệt và sự biến đổi hình dạng độ cong khác nhau của bề mặt. Đây là một nhóm các thuộc tính được tính từ độ cong của đường ranh giới đã xác định. Các thuộc tính này bao gồm: độ lớn hoặc hướng của độ cong cực đại, độ lớn hoặc hướng của độ cong tối thiểu, độ lớn của độ cong dọc theo hướng phương vị của đường ranh giới, độ lớn của độ cong dọc theo đường phương đường ranh giới, độ lớn của đường cong dọc theo đường liên kết theo ranh giới.
Thuộc tính độ cong trong 2 chiều được xác định bởi bán kính của đường tròn tiếp tuyến với đường cong. Trong 3-D, chúng ta cần khớp hai vòng tròn tiếp xúc với một bề mặt. Vòng tròn có bán kính tối thiểu là độ cong tối đa (kmax) và vòng tròn có bán kính tối đa là độ cong tối thiểu (kmin). Dựa trên các thành phần độ dốc của tuyến dọc và tuyến ngang, có thể tính độ cong tối đa, tối thiểu và góc phương vị tối thiểu.
Từ các số liệu này, có thể tính toán độ cong của bề mặt phản xạ cho hướng bất kỳ xác định trước.
kψ=kmax sin² (ψ - χ)+kmin cos² (ψ - χ)
Trên hình 5.32 là hình ảnh các yếu tố liên quan đến độ cong của mặt ranh giới và hình 5.33 là hình ảnh các yếu tố độ dốc và độ phương vị trong khối địa chấn 3D và sự liên kết biên độ theo độ dốc. Hình 5.34 là hình ảnh thuộc tính độ cong dương và độ cong âm trên lát cắt nằm ngang (bình đồ thời gian) thể hiện rõ mức độ uốn cong cao hoặc thấp của cấu trúc. Hình 5.35 là sự so sánh mức độ liên kết cao hoặc thấp khi xác định độ dốc đúng hoặc không đúng.
Hình 5.32 - Các yếu tố liên quan đến độ cong của mặt ranh giới
Hình 5.33 - Độ dốc và độ phương vị - a. Độ dốc và độ phương vị trong khối địa chấn 3D; b. Liên kết biên độ theo độ dốc
Hình 5.34 - Hình ảnh thuộc tính độ cong dương và độ cong âm trong khối địa chấn 3D - a. Thuộc tính độ cong dương; b. Thuộc tính độ cong âm
Hình 5.35 - Thuộc tính liên kết biên độ theo độ dốc - a. Dạng sóng trên các mạch liên kết; b. Độ liên kết cao với chọn độ dốc đúng; c. Độ liên kết kém với chọn độ dốc không đúng
Các đứt gãy và các đới nứt nẻ đóng một vai trò quan trọng trong việc hình thành các đới có độ rỗng thuận lợi cho việc thành tạo các bẫy dầu khí đặc biệt là các đới nứt nẻ trong đá móng. Các loại bẫy chứa này rất phức tạp, không có tính phân lớp và liên kết của các yếu tố phản xạ nên việc xác định chúng khó khăn hơn so với trong môi trường trầm tích. Trên hình 5.36 là hình ảnh thí dụ một số hình ảnh các bản đồ thuộc tính hình học như thuộc tính độ cong, độ dốc, độ phương vị. Trên hình 5.37 là thí dụ một số hình ảnh các bản đồ thuộc tính hình học ở độ sâu 3.100m thể hiện các đứt gãy và hướng phát triển đới nứt nẻ trong đá móng nứt nẻ bể Cửu Long.
Hình 5.36 - Thí dụ một số hình ảnh các bản đồ thuộc tính hình học - a. Thuộc tính độ dốc; b. Thuộc tính phương vị; c. Thuộc tính độ dốc và phương vị; d. Thuộc tính độ cong
Hình 5.37 - Thí dụ một số hình ảnh các bản đồ thuộc tính hình học ở độ sâu 3.100m thể hiện các đứt gãy và hướng phát triển đới nứt nẻ trong đá móng nứt nẻ bể Cửu Long
Theo Minh giải địa chấn trong thăm dò và khai thác dầu khí
