Imagerie sismique de milieux anisoptropes par l'inversion des formes d'ondes

• Auteur / Autrice : Yaser Gholami
• Direction : Stéphane Operto, Alessandra Ribodetti
• Type : Thèse de doctorat
• Discipline(s) : Géophysique
• Date : Soutenance en 2012
• Etablissement(s) : Nice
• Ecole(s) doctorale(s) : École doctorale Sciences fondamentales et appliquées (Nice ; 2000-....)

Mots clés

Mots clés contrôlés

Ondes sismiques

Anisotropie

Problèmes inverses

Imagerie sismique

Résumé

L’utilisation du formalisme TG43 est courante dans la plupart des Systèmes de planification de Traitement (SPT) dédiés à la curiethérapie. Les grandeurs physiques issues de ce formalisme sont généralement obtenues à partir de simulation Monte Carlo et présentées sous forme d’abaques servant de référence. L’utilisation du code PENELOPE en curiethérapie est très récente ; Sa jeunesse a justifié autant notre choix que son absence de la littérature. Notre choix s’est porté sur PENELOPE pour différentes raisons. La première est que sa physique est plus récente assurant une meilleure précision des résultats. La deuxième, quant à elle, s’appuie sur l’ouverture du code permettant la maîtrise de l’ensemble des processus de la simulation. Ainsi, un des objectifs de nos travaux a consisté à montrer le potentiel que peut avoir ce code afin d’enrichir des données caractérisant les sources de rayonnement de curiethérapie. Le code MCNPX a été utilisé en parallèle afin de valider les résultats des simulations avec PENELOPE. Les géométries de deux modèles de sources d’IR 192 utilisés en curiethérapie, Microselectron HDR v2 et Flexisource, Haut Débit de Dose (HDD) ont été modélisées avec les deux codes de calcul. Pour les deux modèles de source, les résultats de nos simulations ont été comparés à ceux obtenus dans les travaux antérieurs. Une bonne concordance des résultats à proximité des sources jusqu’à des distances inférieures à 4 cm est montrée. Les écarts entre les résultats observés au-delà de 4 cm résident dans les différences concernant les fonctions de dose radiale et d’anisotropie.

Exploring the solid Earth for hydrocarbons, as social needs, is one of the main tasks of seismic imaging. As a domain of the modern geophysics, the seismic imaging by full waveform inversion (FWI) aims to improve and refine imaging of shallow and deep structures. Theoretically, the FWI method takes into account all the data gathered from subsurface in order to extract information about the physical parameter of the Earth. The kernel of the FWI is the full wave equation, which is considered in the heart of forward modeling engine. The FWI problem is represented as a least-squares local optimisation problem that retrieved the quantitative values of subsurface physical parameters. The seismic images are affected by the manifested anisotropy in the seismic data as anomalies in travel time, amplitude and waveform. In order to circumvent mis-focusing and mis-positioning events in seismic imaging and to obtain accurate model parameters, as valuable lithology indicators, the anisotropy needs to integrated in propagation-inversion workflows. In this context, the aim of this work is to develop two dimensional FWI for vertically transverse isotropic media (VTI). The physical parameters describing the Earth are elastic moduli or wave speeds and Thomsen parameter(s). The forward modeling and the inversion are performed entirely in frequency domain. The frequency-domain anisotropic P-SV waves propagation modelling is discretized by the finite element discontinuous Galerkin method. The full waveform modelling (FWM) is performed for VTI and titled transverse isotropic (TTI) media by various synthetic examples. The gradient of the misfit function is computed by adjoint-state method. The linearized inverse problem is solved with the quasi-Newton l-BFGS algorithm, which is able to compute an estimated Hessian matrix from a preconditionner and few gradients of previous iterations. Three categories of parametrization type are proposed in order to parametrize the model space of the inverse problem. The sensitivity analysis on acoustic VTI FWI method is preformed by studying the partial derivative of pressure wave field and the grid analysis of least-squares misfit functional. The conclusions inferred from the sensitivity analysis of least-squares misfit functional. The conclusions inferred from the sensitivity analysis are verified by FWI experimental on a simple synthetic model. The anisotropic parameter classes that can be well retrieved by VTI FWI are recognized. Furthermore, the acoustic VTI FWI is applied on the realistic synthetic Valhall benchmark for a wide-aperture surface acquisition survey. The anisotropic acoustic and elastic FWI are performed on the three components of ocean bottom cable (OBC) data sets from Valhall oil/gas field that is located in North Sea.