EA003760B1 - Способ и устройство для коррекции доплеровского размазывания (доплеровских помех) в морских сейсмических измерениях - Google Patents

Способ и устройство для коррекции доплеровского размазывания (доплеровских помех) в морских сейсмических измерениях Download PDF

Info

Publication number
EA003760B1
EA003760B1 EA200200053A EA200200053A EA003760B1 EA 003760 B1 EA003760 B1 EA 003760B1 EA 200200053 A EA200200053 A EA 200200053A EA 200200053 A EA200200053 A EA 200200053A EA 003760 B1 EA003760 B1 EA 003760B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
seismic
data
receiver
seismic data
dip
Prior art date
Application number
EA200200053A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200053A1 (ru
Inventor
Пол Аллен Кеннет
Original Assignee
Эксонмобил Ойл Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эксонмобил Ойл Корпорейшн filed Critical Эксонмобил Ойл Корпорейшн
Publication of EA200200053A1 publication Critical patent/EA200200053A1/ru
Publication of EA003760B1 publication Critical patent/EA003760B1/ru

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
    • G01V1/364—Seismic filtering
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/30—Noise handling
    • G01V2210/32—Noise reduction

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Radar Systems Or Details Thereof (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Предложена сейсмическая система и способ уменьшения искажений, обусловленных движением источника (112) и приемника (114) при выполнении морских сейсмических измерений. Сейсмическая система содержит сейсмический источник (112), сейсмический приемник (114), блок (56) сопряжения источника/приемника, блок (53) обработки данных, блок (54) хранения данных, дисплей (52) и устройство (59) для ввода данных пользователем. Блок обработки данных выполнен так, чтобы принимать сейсмические измерения от сейсмоприемника и формировать, исходя из принятых данных, модель скорости сейсмических волн. Блок обработки данных использует модель скорости сейсмических волн для вычисления функции расширения, которая указывает на искажение, обусловленное движением сейсмоисточника. Данные со скомпенсированным расширением для различных секторов с постоянными углами падения объединяются для получения сейсмических данных, скорректированных с учетом движения источника и приемника.

Description

Область техники
Настоящее изобретение относится к морской сейсморазведке, в которой движущийся корабль генерирует сейсмические волны и детектирует отражения. Более конкретно, изобретение касается способа и устройства обработки данных по отраженным сейсмическим волнам так, чтобы корректировать данные с учетом движения корабля.
Предшествующий уровень техники
Сейсмология фокусируется на использовании искусственно генерируемых упругих волн для определения местоположения месторождений полезных ископаемых, таких как углеводороды, руды, вода и геотермальные подземные резервуары. Сейсмология также используется для археологических целей и для получения геологической информации для технических целей. Сейсморазведка позволяет получить данные, которые при использовании в сочетании с другими имеющимися геофизическими, геологическими данными и данными, полученными из скважин, могут дать информацию о структуре и распределении типов пород и их содержании.
Чтобы вкладывать средства в бурение разведочных нефтяных скважин, большинство нефтяных компаний выбирают участки путем интерпретации сейсмических данных. Несмотря на тот факт, что сейсмические данные используются для отображения геологических структур, а не для непосредственного обнаружения нефти, сбор сейсмических данных стал крайне необходимой частью при выборе места для разведочных и эксплуатационных скважин. Опыт показал, что использование сейсмических данных значительно увеличивает вероятность успеха.
Сбор сейсмических данных обычно осуществляется на земле и на море. На море сейсморазведочные корабли развертывают сейсмоприемную косу или сейсморазведочный кабель позади корабля, когда корабль движется вперед. Сейсмоприемная коса содержит множество приемников, установленных в соответствии с какой-либо схемой расположения, обычно, как показано на фиг. 1. Сейсмоприемная коса 110 тянется позади корабля 100, который движется в направлении стрелки 102. Источник 112 также перемещается позади корабля 100. Источник 112 и приемники 114 обычно развертываются ниже поверхности океана 104. Сейсмоприемная коса 110 также содержит электрический или волоконо-оптический кабель для соединения приемников 114 и сейсмооборудования, находящегося на корабле 100. Сейсмоприемные косы обычно выполняются в виде секций длиной от 25 до 100 м и включают группы до 35 или более равномерно разнесенных между собой приемников. Сейсмоприемные косы могут быть длиной в несколько миль, и часто сейсморазведочные корабли тянут множество сейсмоприем ных кос для увеличения количества собранных сейсмических данных. Данные переводятся в цифровую форму вблизи приемников 114 и передаются на корабль 100 по кабелю со скоростью 7 (или более) миллионов бит данных в секунду. Находящееся на борту корабля оборудование по обработке данных управляет работой источника и приемников, которые тянутся за кораблем, и обрабатывает собранные данные.
Способы обработки сейсмических данных позволяют оценивать расстояние между поверхностью океана 104 и подповерхностными структурами, такими как структура 106, которая лежит ниже дна 108 океана. С помощью оценки расстояния до подповерхностной структуры можно определить геометрию и топографию этой структуры. Определенные топографические особенности являются индикаторами наличия нефтяных и/или газовых резервуаров.
Чтобы определить расстояние до подповерхностной структуры 106 источник 112 излучает сейсмические волны 116, которые отражаются от подповерхностной структуры 106. Отраженные волны детектируются приемниками 114. Определив продолжительность временного интервала, в течение которого сейсмические волны 116 распространяются от источника 112 до подповерхностной структуры 106, можно получить оценку расстояния до подповерхностной структуры 106.
Приемники, используемые в морской сейсморазведке, обычно называются гидрофонами или аппаратами для измерения морского давления, и обычно они выполнены с использованием пьезоэлектрического преобразователя. Как правило, используются синтетические пьезоэлектрические материалы, такие как цирконат бария, титанат бария или матаниобат свинца. Когда пластинка из пьезоэлектрического материала подвергается механическому изгибу, то между ее противоположными сторонами возникает разность потенциалов. Тонкое электропроводящее покрытие, нанесенное на эти поверхности, позволяет выполнить электрическое подсоединение к измерительному устройству, так что разность потенциалов можно измерить. Это напряжение пропорционально величине механического изгиба или изменению давления, которому подвергается приемник в результате распространения через воду сейсмической энергии. Имеются различные типы гидрофонов, такие как дисковые гидрофоны и цилиндрические гидрофоны.
Для генерации сейсмических волн, чтобы проводить сейсмические измерения, используются два типа сейсмических источников. Источник первого типа представляет собой импульсный источник, который генерирует импульсы, короткие по длительности и с высокой энергией. Промежуток времени между испусканием источником импульса и детектированием отраженного импульса приемником использует3 ся при исследовании для определения расстояния до подповерхностной структуры. Импульсный источник и сбор соответствующих данных, а также система обработки данных относительно простые. Однако энергия, требующаяся для сейсморазведки, где используются импульсные источники, в некоторых случаях может быть губительной для морских обитателей, находящихся в непосредственной близости от источника 112.
Проблемы, связанные с негативным влиянием импульсных источников на окружающую среду, привели к использованию сейсмоисточников другого типа, которые генерирует колебательную энергию меньшей амплитуды и в течение более продолжительного времени. Способ измерения, в котором используется такой источник, называется морским вибрационным сейсмическим (МВС) способом. В отличие от передачи в океан импульса давления высокой амплитуды за очень короткий период времени вибрационные источники излучают волны с более низкой амплитудой в течение временного периода обычно от 5 до 7 с, но возможны также и более длительные временные периоды. Частота вибрирующего источника изменяется приблизительно от 5 до 150 Гц, хотя конкретные значения нижних и верхних частот от системы к системе отличаются. Частота источника может изменяться линейно или нелинейно во времени. Такая картина изменения частоты обычно называется качанием частоты. Качание частоты происходит в диапазоне от 5 до 150 Гц и в течение от 5 до 7 с. Амплитуда колебаний сейсмических волн может изменяться или оставаться постоянной. Однако амплитуда этих колебаний значительно ниже, чем величина импульсов, создаваемых импульсными источниками, и, следовательно, меньше вреда оказывается на окружающую среду.
Сейсморазведочные корабли должны двигаться вперед во время проведения сейсмических измерений по многим причинам. Гидрофоны 114 вместе с соединяющими проводами и элементами нагрузки, находящимися на сейсмоприемных косах, обычно размещаются внутри неопреновой трубки (на фиг. 1 не показаны) диаметром 2,5-5 дюймов. Затем трубка заполняется жидкостью, которая в достаточной степени легче воды, чтобы сейсмоприемная коса была нейтрально плавучей. Когда сейсмоприемная коса движется вперед, то отклонитель 118 вытягивает сейсмоприемную косу 114 до соответствующей рабочей ширины. Устройства управления глубиной погружения (не показаны) прикреплены к сейсмоприемной косе в различных местах вдоль ее длины. Эти устройства воспринимают гидростатическое давление и отклоняют крылья регуляторов глубины погружения так, чтобы поток воды над ними поднимал или опускал сейсмоприемную косу до требующейся глубины. Глубина погружения, которую удается поддерживать устройствам управления, может регулироваться с помощью сигнала по кабелю сейсмоприемной косы, при желании глубина погружения может изменяться.
Чтобы система управления глубиной погружения сейсмоприемной косы работала эффективно, корабль 100 должен двигаться со скоростью приблизительно четыре узла. Кроме того, поскольку сейсмоприемная коса 110 представляет собой в нормальном виде гибкий кабель, то корабль должен двигаться вперед для поддержания требующегося фиксированного расстояния между источниками 112 и сейсмоприемными косами 110. Расстояние между источниками и сейсмоприемными косами - это важный параметр в морской сейсморазведке, и он не должен изменяться при проведении сейсмических измерений.
Движение вперед также необходимо для работы отклонителя(лей) 118. Когда сейсморазведочный корабль развертывает множество сейсмоприемных кос, отклонители используются для обеспечения фиксированного расстояния между сейсмоприемными косами. Отклонители воздействуют на сейсмоприемные косы в боковом направлении при движении судна вперед. Без отклонителей сейсмоприемные косы могут перепутаться между собой. Относительная скорость воды вокруг отклонителей и угол атаки определяют величину расстояния между сейсмоприемными косами.
Движение корабля вперед необходимо также потому, что это позволяет каждый день охватывать с помощью сейсморазведочных кораблей как можно большую поверхность океана. По этим и другим причинам сейсморазведочные корабли должны двигаться вперед при выполнении измерений, и скорость продвижения должна быть постоянной. Обычно скорость корабля составляет приблизительно 2-3 м в секунду. Поскольку сейсмоприемная коса разворачивается позади корабля, источник и приемники также движутся со скоростью приблизительно 2,5 м в секунду.
Морские сейсмические измерения также могут быть выполнены с использованием способа, называемого кабель на дне (КНД), при котором корабль укладывает один или более кабелей, содержащих гидрофоны и геофоны, на дно океана. Такой корабль остается неподвижным и записывает информацию, когда производится сбор сейсмических данных. Второй корабль, содержащий источники, движется параллельно или под некоторым углом по отношению к кабелям. В способе КНД приемники не перемещаются, но источники перемещаются и, следовательно, полученные данные могут быть искаженными. Более того, при особых обстоятельствах некоторые из приемников могут быть на земле. Несмотря на то, что способ КНД обычно более дорогой, чем способ морской сейсморазведки с буксируемыми сейсмоприем ными косами, но способ КНД может быть необходим в случае, если в обследуемой зоне имеются земные преграды, например, острова.
Хотя движение корабля необходимо, но это движение искажает или размазывает полученные сейсмические данные. В широком смысле, размазывание происходит из-за того, что корабль, и источники, и приемники движутся при сборе данных. В размазывании данных в МВС системе заметный вклад вносят движение приемника и источника. Следовательно, полученные МВС данные должны быть скорректированы с учетом движения приемника и источника. Предыдущие попытки вводить поправки на движение корабля основывались на предположении о постоянстве скорости (распространения сейсмической волны), что является неправильным для большинства геологических структур.
Краткое изложение существа изобретения
В основу настоящего изобретения поставлена задача создания сейсмической системы для использования в морской сейсморазведке, которая осуществляет коррекцию данных с учетом движения корабля. Такая система предпочтительно должна вводить поправку на движение приемника и источника и делать это недорогим эффективным способом.
Поставленная задача решается путем создания сейсмической системы с улучшенным способом уменьшения искажений, обусловленных движением источника и приемника в морских сейсмических измерениях, содержащая сейсмоисточник, сейсмоприемник, блок сопряжения источника и приемника, блок обработки данных, блок хранения данных, дисплей, устройство для ввода данных пользователем. Блок обработки данных выполнен с возможностью приема данных сейсмических измерений от сейсмоприемника и создания модели скорости сейсмической волны, исходя из принятых данных. В блоке обработки данных используется эта модель скорости для вычисления функции расширения, которая является указателем искажения, обусловленного движением сейсмоисточника. В блоке обработки данных корректируются данные сейсмических измерений для учета этого искажения путем вычисления преобразования сейсмических измерений, затем осуществляется разделение преобразованных измерений на секторы по углам падения, выполняется обратное преобразование для индивидуальных секторов по углам падения, корректировка измерений для этих секторов по углам падения в соответствии с функцией расширения и суммирование скорректированных измерений для секторов по углам падения для получения скорректированных сейсмических измерений.
Описанные система и способ успешно обеспечивают более точную корректировку для учета движения источника, что в свою очередь дает сейсмические данные, имеющие значи тельно уменьшенное размазывание, когда для уменьшения сейсмического шума выполняется усреднение.
Краткое описание чертежей
В дальнейшем изобретение поясняется описанием предпочтительного варианта выполнения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых фиг. 1 изображает известную систему сейсмических измерений с буксируемой группой сейсмоприемных кос, включающей сейсмоисточник и множество приемников;
фиг. 2 - систему сейсмических измерений, выполненную в соответствии с предпочтительным вариантом настоящего изобретения;
фиг. 3 - блок-схему алгоритма способа корректировки сейсмических данных для учета искажений, обусловленных движением источника и приемников, согласно изобретению;
фиг. 4 - примерные данные по давлению, полученные от множества приемников, и искажающий эффект от движения приемников на полученных данных, согласно изобретению;
фиг. 5 - блок-схему алгоритма предпочтительного способа корректировки сейсмических данных для учета искажения, обусловленного движением приемников, согласно изобретению;
фиг. 6 - блок-схему алгоритма предпочтительного способа определения поправок для учета искажения, обусловленного движением источника, согласно изобретению;
фиг. 7 - диаграмму изменения скорости сейсмической волны при распространении через землю, которая используется в способе, согласно изобретению;
фиг. 8 - диаграммы движения источника, с учетом искажений, прогнозируемых по модели, согласно изобретению;
фиг. 9 - диаграмму функции расширения, определенной из модели, согласно изобретению;
фиг. 10 - блок-схему алгоритма предпочтительного способа применения поправок к принятым сейсмическим данным для учета влияния движения источника, согласно изобретению;
фиг. 11 - диаграмму сейсмических данных в области Р-К, согласно изобретению;
фиг. 12 - примерные данные выстрела сейсмоисточника, выполненные множеством приемников, в которые включены данные только при постоянном угле падения, согласно изобретению;
фиг. 13 - соотношение между кажущейся скоростью волны и истинной скоростью волны, согласно изобретению;
фиг. 14А-Е - компьютерную программу для определения времени распространения сейсмических волн, отражающихся от совокупности дифракторов, согласно изобретению;
фиг. 15А-Е - компьютерную программу для определения и рационализации функции расширения для различных секторов по углам падения, согласно изобретению.
Подробное описание предпочтительных вариантов выполнения изобретения
Земля может рассматриваться как фильтр для сейсмической энергии. То есть, если энергия сейсмического сигнала поступает в землю, то приемник, расположенный на поверхности земли, будет принимать энергию сейсмического сигнала, характеристика которого изменена изза взаимодействия с землей. Цель сейсмической разведки заключается в идентификации первичных отражений от дифракторов, которые обычно представляют собой подповерхностные горизонты. На практике приемники записывают не только первичные сейсмические отражения, но также множество других волн, дифракции, рассеянных волн, отраженных отражений, поверхностных волн и др., и все они перекрываются во времени.
Фильтр - это линейная система, которая формирует выходной сигнал для заданного входного сигнала. Когда имеется заданный любой входной сигнал, то соответствующий выходной сигнал может быть вычислен, если известен импульсный отклик для этого фильтра. Импульсный отклик определяется как выходной сигнал, сформированный фильтром для импульсного входного сигнала. Выходной сигнал это просто входной сигнал, свернутый с импульсным откликом фильтра.
Сейсмический сигнал, детектируемый приемниками, представляет входной опорный сигнал, на который повлияло множество линейных и нелинейных факторов. Сейсмические данные или сейсмограммы служат для определения места залегания нефтяных или газовых резервуаров, когда эти данные представляют входной опорный сигнал, на который повлияли только дифракторы, представляющие собой подповерхностные горизонты, в отличие от опорного входного сигнала, на который также повлияли нелинейные факторы, видоизменяющие сигнал, такие как эффект Доплера, обусловленный движением источника и/или приемников.
Идеальный импульсный отклик от земли это эффект, который дифракторы оказывают на сейсмические волны, распространяющиеся через землю. Из-за нелинейных факторов, видоизменяющих сигнал, сейсмический сигнал, принятый приемниками при МВС записи, часто имеет мало сходства с импульсным откликом земли. Цель сейсмической работы заключается в идентификации импульсного отклика земли путем устранения этих влияний на полученные данные, поскольку они не представляют интереса для сейсмологов.
Согласно изобретению корректируются сейсмические данные, собранные морской сейсмической системой, для учета нелинейных эффектов Доплера, обусловленных движением буксируемых сейсмоприемников и сейсмоисточников. Для простоты этот метод будет описан с обращением к понятию дифрактор (также называемый отражателем), который представляет собой отражающую область на границе раздела между соприкасающимися подповерхностными образованиями. Поскольку подповерхностная граница раздела состоит из многих точечных дифракторов, то полная граница раздела может быть отображена с помощью простого наложения результатов, полученных от каждого точечного дифрактора.
Сейсмосистема 50 (фиг. 2), выполненная в соответствии с предпочтительным вариантом изобретения, содержит систему 51 сейсмических измерений и обработки данных, устройство 59 для ввода данных пользователем (предпочтительно клавиатура, кнопки, переключатели и ручки управления), дисплей 52, один или более сейсмоисточников 112, один или более кабелей (также называемых сейсмоприемными косами) сейсмоприемников 114. Совокупность всех приемников для регистрации выстрела, производимого сейсмоисточником, также называется комплектом для выстрела. Система 51 сейсмических измерений и обработки данных содержит блок 53 обработки данных, соединенный с блоком 54 хранения данных, и блок 56 сопряжения источника и приемников. Система 50 сейсмических измерений может включать и другие элементы (не показаны). Устройство 59 для ввода данных пользователем позволяет вводить в систему 50 команды и информацию о конфигурации. Дисплей 52 обеспечивает для пользователя визуальное представление данных, информацию о конфигурации и информацию о состоянии системы. Источник и приемники предпочтительно связаны с системой сейсмических измерений через волоконно-оптические кабели 57. Источник 112 включает любой подходящий сейсмоисточник, например, МВС источники или импульсные источники. Приемники 114 включают подходящие гидрофонные приемники, включая устройства на основе пьезоэлектриков или сейсмоприемники любого другого подходящего типа.
Блок обработки данных предпочтительно управляет работой системы 50 сейсмических измерений, запоминает данные в блоке 54 хранения данных (который предпочтительно представляет собой магнитную ленту, жесткий диск или накопитель на магнитных дисках КД ПЗУ) и управляет работой источника 112 и приемников 114. Сейсмические сигналы, детектируемые приемниками, передаются в систему сейсмических измерений, обрабатываются блоком 53 обработки данных и запоминаются в блоке 54 хранения данных.
Система 51 (фиг. 2 и 3) сейсмических измерений и обработки данных предпочтительно корректирует записанные сейсмические данные для учета движения приемников 114 и источни ка 112 в соответствии с методологией, проиллюстрированной на схеме 150 последовательности операций. В альтернативном варианте сейсмические данные могут запоминаться на магнитной ленте или диске и передаваться в другую компьютерную систему, находящуюся в удаленном месте от сейсморазведочного корабля, для выполнения анализа в соответствии со сведениями, изложенными при описании предпочтительного варианта. В предпочтительном способе корректировки данных на шаге 152 вводятся поправки для учета эффекта, связанного с движением приемников, а затем на шаге 154 вычисляются поправки для учета влияния движения источника, применяя эти поправки на шаге 156. Скорректированные данные от множества приемников и, возможно, многих выстрелов, объединяются на шаге 158 для получения сигнала с пониженным уровнем шума, который может впоследствии анализироваться для определения геологических структур.
Поправка на движение приемника (шаг 152) осуществляется следующим образом.
Комплект 114 (фиг. 4) для выстрела содержит приемники 125, 126, 127, 128 и сигнал 120 давления, записанный каждым приемником. Сигналы 120 давления, собранные вместе, называются записью выстрела. Время представлено по вертикальной оси, а расстояние представлено по горизонтальной оси. Примерная диаграмма показана для одного приемника 125, для упрощения для представления записей остальных трасс используется прямая линия.
Если бы приемники не двигались во время записи выстрела, тогда трассы 120 записывались бы в фиксированных местах и, поэтому они были бы только функцией времени, но не расстояния. Поскольку приемники буксируются позади движущегося корабля (предполагается, что движение происходит направо на фиг. 4), каждая запись выстрела записывается в виде функции не только от времени, но также и расстояния, как указано с помощью трасс 122 для каждого приемника. Трассы 122 представляют трассы 120, когда приемник тянется позади корабля. Следовательно, каждая точка, представляющая данные, на записях 122 выстрела представляет сигналы сейсмического давления, воспринимаемые приемником в конкретной точке по времени и пространстве.
Предполагается, что каждый приемник находится в положении г0, когда начинается запись выстрела. Приемник 125 начинает принимать сигнал в месте г1250. Приемник 126 начинает принимать сигнал в месте г1260, приемник 127 - в месте г1270 и приемник 128 - в месте г1280. Расстояние между начальным местом г0 и конечным положением представляет собой функцию от скорости приемников. Предполагается, что скорость приемников, также как и скорость источников, такая же, как и скорость корабля, хотя теоретически небольшое различие в скоростях может существовать вследствие таких факторов, как гибкость сейсмоприемной косы 110.
Записи 122 выстрела представлены на фиг. 4 в виде прямых диагональных линий. Диаграммы, представляющие сигналы давления, прямые, потому что скорость приемников предполагается постоянной. Если скорость приемника равна иг, тогда положение каждого приемника в любой момент времени 1 в течение записи выстрела (г0 + цг1). Линейный наклон записей 122 выстрела эквивалентен пространственному смещению, изменяющемуся со временем. Если р(8,ц8,8(1),г,цг,1) представляют величину давления р записи выстрела в виде функции от места 8 источника, скорости и источника, сейсмического сигнала 8(1), производимого источником, места г приемника, скорости иг приемника и времени 1, тогда пространственное смещение, изменяемое со временем, может быть математически смоделировано как свертка р(8,ц8,8(1),г,цг,1) с дельта-функцией Дирака, также называемой единичным импульсом:
р(8,и8,8(1),г=Г0+иг1,иг,1)=р(8,и8,8(1),Г0,иг,1)*0(г0+иг1) (2) где оператор * обозначает свертку, δ обозначает дельта-функцию (подробное объяснение свертки дано к книге Сейсморазведка Шериффа и Гелдарта (8йсг|ГГ. Се1баг1), Рге88 8упбюа1е Кэмбриджского университета, 1995, стр. 279-81).
Пространственное смещение, представляемое δ(τ0 + цг1) в уравнении (2), может быть исключено путем выполнения свертки результата уравнения (2) с пространственным смещением в противоположном направлении. Таким образом, поправка на движение приемника:
ρ(8,Π8,8(1),Γ0,0,1)=ρ(8,υ5,8(1),Γ=Γ0+υΓ1,υΓ,1)*δ(Γ0-υΓ1) (3)
В уравнении (3) свертка пространственно смещенной записи выстрела с дельта-функцией δ(τ0 - иг1) приводит к записи выстрела, выполненной стационарным (иг=0) приемником в положении г0. Таким образом, влияние движения приемника на запись выстрела нейтрализуется путем выполнения свертки записи выстрела с дельта-функцией, представляющей пространственное смещение. Следует признать, что вышеизложенный анализ включает функции и математические операции, которые оказываются функциями времени и пространства (так называемыми временными и пространственными областями определения).
Имеются и другие способы введения в записи выстрела поправки на движение приемника. Например, поправка, предусмотренная в уравнении (3), также может быть представлена в частотной области определения (функции), в которой все функции изменяются не по времени, а по частоте. Функции могут быть преобразованы из представлений с временной и пространственной областью определения в представление с частотной областью определения, используя математическую операцию, называе мую преобразованием Фурье. Частоты, входящие в такие преобразования Фурье, включают временные и пространственные частоты. Преобразования Фурье от дельта-функции, δ(τ0 - и,1). - это е-12пкиг1, Где представляет корень квадратный из -1 (мнимое число), к представляет пространственную частоту (также называемую волновым числом) и π -известная константа. Хорошо известно, что свертка во временной и пространственной областях определения эквивалентна перемножению в частотной области. Следовательно, пространственное смещение, введенное в уравнении (3) для уравновешивания пространственноГо смещения, вызванноГо движением приемника, может быть представлено в частотной области определения в виде произведения преобразования Фурье для записи выстрела и е-'2П<'4
Р(Г,к) · е π ' (4) где Р(Г,к) - двухмерное преобразование Фурье записи выстрела и является функцией временной частоты Г и пространственной частоты к. Символ · обозначает перемножение.
Система 50 сейсмических измерений (фиг. 2, 3 и 5) может устранить влияние движения приемников, используя уравнение (4), путем вычисления сначала преобразования Фурье записей выстрела на шаге 162. Система 51 сейсмических измерений и обработки данных вычисляет преобразование Фурье, используя любой из множества известных методов, например, быстрое преобразование Фурье. Следует признать, что также может быть использовано любое подходящее преобразование, например, преобразования Лапласа, Радона, τ-р-преобразование. На шаге 164 система 51 сейсмических измерений и обработки данных перемножает преобразование Фурье записей выстрела с помощью преобразования Фурье дельта-функции уравнения (3), представленной в виде е-|2П< г'. В заключение на шаге 166 результат, полученный на шаге 164, может быть преобразован обратно в пространственновременную область определения с помощью операции, называемой обратным преобразованием Фурье, которая также хорошо известна. Если последующие шаги обработки данных должны вычисляться в преобразованной области определения, то шаг 166 обратного преобразования может быть отложен или опущен, чтобы избежать вычислений, не являющихся необходимыми.
Другой способ введения поправки на движение приемника описан со ссылкой на фиг. 4, чтобы скорректировать запись выстрела поправкой на движение приемников. Этот способ описан в отношении одного приемника, например, приемника 127. В этом способе система 51 сейсмических измерений и обработки данных выбирает данные из приемника, когда приемник находится вблизи места, в котором должна быть зафиксирована запись выстрела. Чтобы зафиксировать запись выстрела, например, для места г1270, система сейсмических измерений выбирает часть записей выстрела из приемников 127, 126 и 125, когда каждый приемник находится вблизи места г1270. Часть записей выстрела, которая выбирается системой 51 сейсмических измерений и обработки данных, обозначается с помощью цифровых позиций 127а, 127Ь и 127с. Таким образом, система сейсмических измерений выбирает начальную часть 127а записи выстрела от приемника 127 до тех пор, пока приемник проходит от места г1270 расстояние, приблизительно равное половине интервала между приемниками в группе. С этого места система 51 сейсмических измерений и обработки данных выбирает среднюю часть 127Ь записи выстрела от приемника 126 до тех пор, пока приемник также не пройдет от места г1270 половину интервала между приемниками в группе. И наконец, последняя часть 127с записи выстрела выбирается системой 51 от приемника 125.
Таким образом, любой из нескольких способов может быть использован для введения поправки на движения приемника на шаге 152 (фиг. 3). Заметим, что при использовании сейсморазведки с кабелем на дне (КНД), нет необходимости вводить какие-либо поправки на движение приемников. Способы, описанные выше, являются только примерными способами для введения поправки на движение приемников.
Данные, скорректированные с учетом движения приемника, иногда называются данными неподвижного приемника. Предпочтительно после введения поправки на движение приемников система 51 сейсмических измерений и обработки данных определяет для данных неподвижного приемника поправки на движение источника.
Определение поправок на движение источника (шаг 154) осуществляется следующим образом.
Движение источника создает кажущееся смещение частоты, которое является функцией времени и направления движения. Скорость сейсмических волн, проходящих через землю, предполагается постоянной, тогда поправка на движение источника может быть сделана путем применения к данным неподвижного приемника аналитически определенного фазового смещения, зависящего от времени и направления. Однако это предположение часто оказывается нереалистичным и во многих случаях полученные поправки могут быть неточными. На шаге 154 это предположение устраняется с помощью построения модели непостоянной скорости распространения сейсмических волн для определения фазовых поправок, которые имеют более высокую точность.
В предпочтительном способе 154 (фиг. 6) для определения поправок на движение источника для полученных данных система 51 сейсмических измерений и обработки данных кор релирует данные неподвижного приемника с сигналом, испускаемым сейсмоисточником 112, например МВС развернутым сигналом. На шаге 168 корреляции производится фильтрация шума вне частотной полосы сигнала и концентрация энергии сигнала из отраженных волн с длинной разверткой в волны короткой длительности. Корреляция двух последовательностей данных это известная математическая операция, в которой одна последовательность данных заменяется варьирующимися величинами, относящимися к другой последовательности данных, соответствующие значения двух последовательностей перемножаются, и результаты суммируются для получения величины корреляции.
На шаге 170 скоррелированные данные используются для вычисления интервальных скоростей. Существует много способов для определения скорости сейсмических волн в виде функции глубины. В одном примерном способе (известном как х2-!2 -способ) график, представляющий квадрат времени прихода отраженной энергии в виде функции от квадрата горизонтального расстояния (х2) между источником и приемниками, дает серию кривых. Наклоны этих кривых вблизи положения источника (х=0) приблизительно равны обратной величине квадрата средней скорости (1/ν2) сейсмических волн во время их распространения к и от источника отражения. Из этих наклонов могут быть вычислены серии среднеквадратических скоростей (ν™). Из серий среднеквадратических скоростей можно получить интервальные скорости, используя формулу Дикса:
ν2ίηΐ,π = (- ν·'.........ι...)/(ΐ.. - ί„.1)(5) где !η - время прихода η-ой кривой сейсмической энергии к источнику (при х=0) , ν2ι1ΙΙ?,.Μ обратная величина наклона кривой в положении источника, интервальные скорости νιηζη - это оценочные скорости сейсмических волн при распространении их через увеличивающиеся по глубине залегания слои земли (слои между отражателями). Толщина каждого из слоев может быть оценена:
Ζη = νΐηί,η(ΐη - !η-1)/2 (6) где Ζη - толщина η-го слоя.
На шаге 172 конструируется модель из вычисленных значений, которые точно определяют скорость сейсмической волны как функцию глубины (фиг. 7). Предполагается, что земля состоит из горизонтальных слоев (или, необязательно, из сферических слоев вокруг центра земли), имеющих постоянную толщину и скорость распространения сейсмических волн, которая вычислена из коррелированных данных. Размеры модели по горизонтальной и вертикальной протяженности предпочтительно достаточны для определения поправок для всего времени записи.
Предполагается, что в пределах размеров модели имеется совокупность дифракторов 302, упорядочено пространственно разнесенных по различным местоположениям и глубинам. Расстояние между дифракторами 302 по глубине предпочтительно около 200 м, а расстояние между дифракторами по горизонтали приблизительно такое же, как расстояние между приемниками. Для каждого приемника В, предполагается, что дифрактор Ό1(χ,ζ) относится к дифрактору, находящемуся от приемника К1 на расстоянии х по горизонтали и глубине ζ. Для каждого дифрактора Ο,(χ.ζ) путь Ρ(Ό1(χ,ζ)) отражения может быть прослежен от источника 8, вне дифрактора Ό/χ,ζ) и к приемнику К;. Каждый путь имеет время ΐ(Ό1(χ,ζ)) прохождения и связанный с ним угол (Ό1(χ,ζ)) падения от источника. Угол падения от источника - это угол отклонения вниз начального участка пути от направления движения источника.
В одном из вариантов шага 172 система 51 обработки данных определяет время прохождения и углы падения от источника для каждого дифрактора Ό1(χ,ζ). На фиг. 14А-Е показана компьютерная программа в ВА81С для вычисления этих значений для одного столбца отражателей. Выполнение этой компьютерной программы может быть повторено для каждого столбца отражателей в модели скоростей. Затем система 51 обработки данных распределяет дифракторы по группам, каждая из которых высвечивается с помощью выбранной области углов падения от приемника К1. На фиг. 7 показана примерная область углов падения от приемника К, высвечивающая группу дифракторов (показаны в контуре, ограниченном более темными линиями). Показано также несколько примерных путей для дифракторов из этой группы.
Как только идентифицирована группа дифракторов, обнаруженных с помощью выбранного угла падения, то может быть определена поправка для данных, касающихся прихода сигнала на приемник с этого направления, следующим образом. Частичное расширение для сейсмического сигнала, принятого приемником:
й = (сока) ν/ν (7) где а - угол падения от источника, νκ - скорость источника и ν1 - интервальная скорость первого слоя. Когда известна величина расширения, то для принятых данных может быть сделана поправка на движение источника.
На фиг. 8 показаны диаграммы сигналов, принятых от дифракторов при различных углах падения на приемник. Для пути каждого принятого сигнала вычисленный выше показатель расширения, перемноженный на длину развертки, нанесен на график в виде функции от времени прохождения сигнала. Положительные значения расширения нанесены на график справа от каждой оси, а отрицательные значения расширения слева от осей. На шаге 174 (фиг. 6) для каждого угла падения на приемник из этих точек на графике формируется гладкая функция расширения. Один из способов - это выполнение линейной интерполяции для получения совокупности точек с одинаковым интервалом между ними, а затем - усреднения движения для сглаживания функции расширения. Предпочтительный способ заключается в исключении точек с наибольшим расширением, если это требуется для получения монотонной функции расширения, а затем выполняется линейная интерполяция. На фиг. 9 показан пример применения способа. На фиг. 15А-Е показана компьютерная программа в ВА81С для одного из способов вычисления функции расширения, исходя из выходных данных программы, показанной на фиг. 14А-Е. Корректирующие функции для каждого приемника затем могут быть объединены с функциями для других приемников, чтобы сформировать совокупность корректирующих функций для массива приемников в целом.
Корректировка данных для учета движения источника (шаг 156) осуществляется следующим образом.
На фиг. 10 показана схема последовательности операции способа, который может быть использован для выполнения шага 156 (фиг. 3). На шаге 176 выполняется преобразование Е-К (где Е -временная частота, К - пространственная частота или волновое число) на данных неподвижного приемника, полученных на шаге 152, или в альтернативном варианте, для скоррелированных данных, полученных на шаге 168. Также могут быть использованы и другие подходящие преобразования, например, преобразование Лапласа, преобразование Радона, τ-рпреобразование. Е-К-преобразование - это двухмерное преобразование Фурье, в котором сигнал, являющийся функцией времени 1 и расстояния х, преобразуется в сигнал, являющийся функцией частоты ί и волнового числа к. Преобразованный сигнал может быть изображен в преобразованной области определения (фиг. 11). Преобразование функции из функции с пространственно-временной областью определения в функцию, которая определяется в области частот и волновых чисел, называется прямым Е-К преобразованием. По аналогии, преобразование функции из функции, которая определена в области частот и волновых чисел, обратно в функцию с пространственно-временной областью определения, называется обратным Е-К преобразованием. Прямое Е-К преобразование представляется математически с помощью двойного интеграла:
Р(к,1) = Л р(х,1)е-12п(кх+й)бхб1 (8) где Р(к,1) - Е-К преобразование функции р(х,1). Обратное Е-К преобразование (выполненное на шагах 180 и 186) представляется следующим образом:
р(х,1) = Л Р(к.Г)е'п \1кбГ (9)
На шаге 178 (фиг. 10) система сейсмических измерений выбирает из Е-К диаграммы сектор данных с постоянными по времени углами падения (описано ниже). Этот шаг становится наиболее понятным при обращении к фиг. 11 и 12. На фиг. 11 показана Е-К диаграмма преобразованной записи выстрела с фиг. 12. Частота, измеряемая в циклах в секунду или Герцах (Гц), представлена по вертикальной оси, а волновое число, измеряемое в циклах на метр, представлено по горизонтальной оси. Отражения сейсмических волн в виде Е-К преобразованных данных представлены участками 191 на Е-К диаграмме.
Каждая прямая линия 194, 195, 196, начинаясь из нулевой точки Е-К осей и распространяясь далее, представляет сейсмические данные с конкретной кажущейся скоростью. Наклон каждой прямой линии равен кажущейся скорости. Приемники 125, 126, 127, 128 (фиг. 12) показаны вместе с сейсмической волной 132, распространяющейся через землю (включая воду) в направлении стрелки 129. Линия 130 представляет направление распространения сейсмической волны 132 и образует угол 9 с направлением движения 134 источника. Этот угол называется углом подхода, кажущимся углом падения или просто углом падения и обозначается на фиг. 12 и 13 как Θοι>. Линия 130 называется линией падения или линией подхода.
Прямая линия 133 (фиг. 13) перпендикулярна линии 130 падения и представляет схематически волновой фронт волн 132, когда они распространяются вверх под углом ОШР падения. Волновой фронт 133 распространяется вверх через землю с определенной скоростью, называемой истинной скоростью, У4гие. Истинная скорость сейсмических волн, распространяющихся через воду, приблизительно 1500 м в секунду (3325 миль в час) и считается, что она постоянная. Истинные скорости могут быть легко определены с помощью одного из многочисленных известных методов.
Горизонтальная составляющая вектора истинной скорости называется кажущейся скоростью, Уарр (фиг. 13). Кажущаяся скорость Уарр: Уарр = УИ’ие/сок (Θοπ>) (10) где сок - тригонометрическая функция косинуса. Кажущаяся скорость имеет физический смысл, заключающийся в том, что это горизонтальная скорость сейсмической волны 132, которая детектируется приемниками. Когда волновой фронт 133 движется вверх, то приемник 128 будет детектировать этот волновой фронт раньше, чем его зарегистрирует приемник 127. Из-за расстояния между приемниками 127 и 128 и временного интервала между моментами, когда волновой фронт детектируется приемником 128, а затем приемником 127, будет казаться, что волновой фронт распространяется в горизонтальном направлении со скоростью Уарр.
Как можно заметить из уравнения (10), Уарр обратно пропорциональна косинусу угла θΡ)ΙΡ падения при условии, что У4гие - постоянная величина. Следовательно, каждая прямая линия на графике Е-К (фиг. 11), наклон которой представляет собой Уарр, определяет угол падения θπίΡ (фиг. 12 и 13) . Более того, данные на графике Е-К (фиг. 11) вдоль прямой линии, такой как линия 195, представляют только сейсмическую энергию, которая распространяется вверх через землю под конкретным углом падения, и не включают сейсмическую энергию, распространяющуюся вверх под всеми другими углами падения.
Система 51 (фиг. 10, 11 и 12) сейсмических измерений и обработки данных предпочтительно корректирует данные для учета движения источника путем выбора из Е-К области определения на шаге 178 сектора данных с постоянными по времени углами падения (фиг. 10). Пример с постоянными по времени углами падения показан на фиг. 11 в виде участка 191, ограниченного прямыми линиями 194 и 196. Поскольку линии 194 и 196 определяют на Е-К графике клин, то данные между линиями 194 и 196 называются сектором с постоянными по времени углами падения или пирожковым сектором. Выбирая пирожковый сектор из Е-К данных и выполняя обратное Е-К преобразование данных выбранного пирожкового сектора на шаге 180, система 51 сейсмических измерений и обработки данных выбирает только сейсмическую энергию, которая распространяется вверх через землю в диапазоне углов падения, определяемом наклонами линий 194 и 196. Таким образом, согласно предпочтительному варианту на шаге 178 из Е-К данных выбирается сектор с постоянными по времени углами падения, а на шаге 180 выполняется обратное Е-К преобразование. Размер пирожкового сектора может быть установлен любым, какой требуется, и обычно он представляет собой функцию от требующейся точности. Следовательно, размер пирожкового сектора касается диапазона углов падения, θπΐρ± ΔθΒίρ.
Результат шага 180 представляет собой запись выстрела, которая скорректирована с учетом движения приемников и которая представляет сейсмическую энергию, соответствующую диапазону углов падения θΡ)ΙΡ± ΔθϋΙΡ, которые касаются кажущейся скорости, определяемой по пирожковому сектору. Следует признать, что сейсмическая энергия при угле θΡ)ΙΡ падения включает суперпозицию сейсмических волн, которые отразились от дифракторов, выявленных путем выбора диапазона углов падения. Используя положения, лежащие в основе классической теории Доплера, данные могут быть скорректированы с помощью введения поправки на движение источника.
Чтобы понять применение теории Доплера, обратимся к фиг. 12, на которой источник 112 движется из места 8О в начале МВС сигнала с качающейся частотой в место 8епР в конце сигнала с качающейся частотой. Точечные дифракторы 140, 142, 144 представляют примерные местоположения дифракторов вдоль линии 130. Линии 145 и 146 представляют направление прохождения сейсмических волн от начального места 8О источника и от конечного места 8епР источника к точечному дифрактору 140. Подобные линии могут быть прочерчены для сейсмических волн, распространяющихся к дифракторам 142, 144. Сейсмические волны, отраженные дифракторами 140, 142, 144, распространяются вверх вдоль линии 130 с углом θϋΙΡ падения.
Источник 112 движется слева направо и, следовательно, движется от дифрактора 140. Поскольку источник движется от дифрактора, то длительность испускаемого источником сигнала с качающейся частотой будет казаться большей. Другими словами, длина сигнала с качающейся частотой будет казаться больше с точки зрения дифрактора 140. Изменение частоты и длины сигнала с качающейся частотой называется смещением частоты по теории Доплера. Однако в этом примере источник достигает дифрактора 144 в течение длительности сигнала с качающейся частотой и, следовательно, сигнал с качающейся частотой становится короче с точки зрения дифрактора 144. Дифрактор 142 находится под средней точкой траектории источника, когда он перемещается в течение сигнала с качающейся частотой. Следовательно суммарное смещение частоты, связанное с дифрактором 142, равно нулю. Более того, искажение, обусловленное движением источника, может быть представлено через величину смещения частоты с использованием теории Доплера. Величина Доплеровского смещения может быть вычислена для каждого местоположения дифрактора или диапазона местоположений дифракторов, и соответствующие фильтры могут быть выполнены для корректировки данных для учета этого искажения. Изменение длины сигнала с качающейся частотой, измеряемое в единицах миллисекунд, называется расширением (или сжатием).
Ранее вычисленная функция расширения (фиг. 9) для выбранного угла падения изменяется со временем и, следовательно, на шаге 181 она может быть разделена по временным элементам, чтобы система 51 сейсмических измерений и обработки данных могла бы для каждого временного элемента обеспечить корректирующий фильтр. На шаге 182 система 51 сейсмических измерений и обработки данных применяет корректирующие фильтры к записи выстрела для введения поправки на расширение.
Несмотря на то, что корректирующие фильтры могут быть вычислены на основе выборка за выборкой (что может быть предпочтительным), удовлетворительные результаты могут быть достигнуты за меньшее время, если на шаге 181 кривая расширения разделяется на сегменты и корректирующие фильтры определяются для каждого сегмента в целом, а не для каждой индивидуальной выборки. Таким образом, согласно предпочтительному варианту, величины расширения фиксируются для каждого сегмента (называемого здесь временным элементом), а сегменты выбираются так, чтобы смоделированная величина расширения расходилась с фиксированным значением не более, чем на 5%. Предполагаются также и другие критерии для дискретизации значений расширения и выбора временных элементов. Разрешение дискретизации и временные элементы могут быть установлены любого размера.
Имеются многочисленные способы для выполнения подходящих фильтров, чтобы для записей выстрела осуществлять компенсацию величины расширения в каждом временном элементе. Например, фильтр может быть выполнен следующим образом: берется развернутый (с качающейся частотой) сигнал источника и выполняется на нем повторная выборка с периодом выборки А1', где
Т5ь
ΔΓ' = ---------- Δ1 (11)
Τ8Ιγ + О1Ь где Тзъ - длительность развернутого сигнала, Э1Б - дискретизированное расширение, а Δ1 период дискретизации для записи выстрела. После повторной дискретизации новая частота дискретизации берет верх над старой и получает обозначение Δ1, тем самым формируется развернутый сигнал с новой дискретизацией и с требующимся расширением. Например, для развертки в 1 с, расширенной на 1 с и дискретизированной с периодом дискретизации 2 мс (одна выборка берется за каждые 2 мс), развертка повторно дискретизируется с периодом 1 мс, обеспечивая в два раза больше выборок. Затем период дискретизации повторно дискретизированных данных получает обозначение как у двухмиллисекундного периода дискретизации, создавая запись в два раза длиннее. Затем расширенная развертка может применяться в качестве фильтра для записи выстрела с постоянными углами падения (для ранее не скоррелированных сейсмических данных).
В другом случае расширенная развертка может быть скоррелирована с нерасширенной разверткой, а фаза полученного результата использована в качестве требующейся фазовой коррекции для ранее скоррелированных сейсмических данных. Этот способ был бы подходящим, если скоррелированные данные, полученные на шаге 168, использовались бы как входные данные для прямого Р-К преобразования на шаге 176. Фазовая коррекция может быть применена путем использования стандартного всечастотного (фазового) обратного фильтра, такого, как может быть получен с использованием метода Винера-Левинсона. Всечастотный обратный фильтр изменяет не амплитудное содержание данных, а только фазовое содержание. Фильтр предпочтительно выполняется так, чтобы он вносил требующуюся фазовую коррекцию, тем самым устраняя фазовое искажение, вызванное эффектом Доплера.
Корректирующие фильтры предпочтительно применяются ко всей трассе данных, а затем подходящие сегменты временных элементов из каждой скорректированной трассы выбираются и объединяются для формирования полностью скорректированной совокупности данных. Таким образом, к данным применяется коррекция, например, на временном элементе от 0 до 1 с. Аналогичным образом в совокупности данных также вносятся поправки для временных элементов от 1 до 2 с, от 2 до 3 с и от 3 до 4 с, таким образом генерируя четыре совокупности данных, каждая из которых скорректирована с помощью конкретного корректирующего фильтра. Затем из первой совокупности данных выбираются скорректированные данные только от 0 до 1 с, из второй совокупности данных выбираются скорректированные данные от 1 до 2 с, из третьей совокупности данных выбираются скорректированные данные от 2 до 3 с, из четвертой совокупности данных выбираются скорректированные данные от 3 до 4 с, и так далее.
После корректировки сейсмических данных для учета движения приемников и источника для сектора с постоянными углами падения на шаге 182, на шаге 186 выбирается из Р-К данных сектор со следующими углами падения, а на шагах 181-186 это повторяется до тех пор, пока не будут выбраны из Р-К данных, обратно преобразованы и скорректированы секторы со всеми углами падения. Когда все данные скорректированы для каждого сектора данных с углами падения из Р-К данных, на шаге 188 результаты суммируются для получения требующихся данных с введенными поправками на движение источника и приемников.

Claims (18)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ корректировки сейсмических данных для учета искажений, обусловленных движением сейсмоисточника и движением сейсмоприемника, заключающийся в том, что вводят в сейсмические данные поправки на движение приемника для получения сейсмических данных неподвижного приемника, осуществляют корреляцию сейсмических данных неподвижного приемника с сигналом с качающейся частотой для получения скоррелированных сейсмических данных, формируют из скоррелированных сейсмических данных модель скорости сейсмических волн, вычисляют по модели скорости сейсмических волн функцию расширения для сектора с выбранными углами падения.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при определении модели скорости сейсмических волн вычисляют среднеквадратичные скорости для отраженных сейсмических волн, преобразуют среднеквадратичные скорости в интервальные скорости, определяют интервальные глубины, через которые отраженные сейсмические волны распространяются с соответствующими интервальными скоростями.
  3. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что при вычислении функции расширения определяют расширение и время распространения сейсмических волн, отраженных от сейсмоисточника в сейсмоприемник, для каждого дифрактора из массива дифракторов, которые предполагаются присутствующими в модели скорости сейсмических волн, разделяют дифракторы на группы, попадающие в общий сектор с углами падения на приемник, и определяют расширение в зависимости от функции времени, исходя из расширения и времени распространения для дифракторов из выбранной группы.
  4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно вычисляют прямое Е-К преобразование скоррелированных сейсмических данных для получения Е-К преобразованных данных, выбирают сектор с постоянными углами падения из Е-К преобразованных данных, вычисляют обратное Е-К преобразование для выбранного из Е-К преобразованных данных сектора с углами падения для получения скоррелированных сейсмических данных для выбранного сектора с углами падения, корректируют скоррелированные сейсмические данные для выбранного сектора с углами падения, чтобы устранить расширение, которое указано, с помощью вычисленной функции расширения.
  5. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что при корректировании скоррелированных сейсмических данных выполняют расширение сигнала с качающейся частотой на величину, указанную из функции расширения, для получения расширенного сигнала с качающейся частотой, выполняют корреляцию сигнала с качающейся частотой с расширенным сигналом с качающейся частотой для определения фазовой ошибки, применяют фазовый корректирующий фильтр к скоррелированным сейсмическим данным для устранения фазовой ошибки.
  6. 6. Способ по п.4, отличающийся тем, что дополнительно повторяют выбор сектора с постоянными углами падения, вычисление обратного преобразования и корректирования скоррелирован ных сейсмических данных для получения сейсмических данных со скомпенсированным расширением для множества секторов с постоянными углами падения и объединяют сейсмические данные со скомпенсированным расширением для секторов с углами падения для получения сейсмических данных, которые скорректированы с учетом движения источника и приемника.
  7. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно вычисляют прямое Е-К преобразование сейсмических данных неподвижного приемника для получения Е-К преобразованных данных, выбирают сектор с постоянными углами падения из Е-К преобразованных данных, вычисляют обратное Е-К преобразование для сектора с постоянными углами падения из Е-К преобразованных данных для получения для сектора с выбранными углами падения сейсмических данных неподвижного приемника, корректируют сейсмические данные неподвижного приемника для сектора с выбранными углами падения, чтобы устранить расширение, которое указано, с помощью вычисленной функции расширения.
  8. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что для корректировки сейсмических данных неподвижного приемника выполняют расширение сигнала с качающейся частотой на величину, выявленную из функции расширения, для получения расширенного сигнала с качающейся частотой, выполняют корреляцию сейсмических данных неподвижного приемника с расширенным сигналом с качающейся частотой для получения скоррелированных сеймических данных со скомпенсированным расширением.
  9. 9. Способ по п.7, отличающийся тем, что дополнительно повторяют шаги выбора сектора с постоянными углами падения, вычисление обратного преобразования и корректирования скоррелированных сейсмических данных для получения сейсмических данных со скомпенсированным расширением для множества секторов с постоянными углами падения, объединяют сейсмические данные со скомпенсированным расширением для секторов с углами падения для получения сейсмических данных, которые скорректированы с учетом движения источника и приемника.
  10. 10. Способ по п.7, отличающийся тем, что выбор сектора с постоянными углами падения из Е-К преобразованных данных включает выбор Е-К преобразованных данных, соответствующих заданному диапазону углов падения.
  11. 11. Система сейсмических измерений, содержащая устройство для ввода данных пользователем, дисплей, блок хранения данных, блок обработки данных, связанный с устройством для ввода данных пользователем, дисплеем и блоком хранения данных, в котором блок обработки данных выполнен так, чтобы создавать из измеренных сейсмических данных модель скорости сейсмических волн и использовать модель скорости сейсмических волн для вычисления функции расширения, указывающей на искажение, обусловленное движением сейсмоисточника.
  12. 12. Система сейсмических измерений по п.11, отличающаяся тем, что блок обработки данных дополнительно выполнен так, чтобы вводить поправки в измеренные сейсмические данные на искажение, обусловленное движением сейсмоисточника, путем вычисления Р-К преобразования измеренных сейсмических данных, разделения преобразованных сейсмических данных по секторам с углами падения, выполнения обратного преобразования для индивидуальных секторов с углами падения, корректировки обратно преобразованных данных секторов с углами падения и суммирования соответствующих по времени значений скорректированных данных секторов с углами падения.
  13. 13. Система сейсмических измерений по п.12, отличающаяся тем, что блок обработки данных корректирует обратно преобразованные данные секторов с углами падения путем применения совокупности фильтров, при этом фильтры определяются по расширению сигнала с качающейся частотой, а расширение указывается с помощью функции расширения.
  14. 14. Система сейсмических измерений по п.13, отличающаяся тем, что функция расширения разделяется на временные сегменты, а фильтр определяется для каждого временного сегмента и применяется к соответствующему временному сегменту обратно преобразованных данных сектора с углами падения.
  15. 15. Сейсмическая система, содержащая по меньшей мере, один сейсмоисточник, выполненный для передачи сигнала с качающейся частотой, по меньшей мере, один сейсмоприемник, выполненный для получения измеренных сейсмических сигналов, и систему сейсмических измерений и обработки данных, которая включает устройство для ввода данных пользователем, дисплей, блок хранения данных, блок сопряжения источника и приемника, связанный с указанными сейсмоисточником и сейсмоприемником;
    блок обработки данных, связанный с устройством для ввода данных пользователем, дисплеем и блоком хранения данных, в котором блок обработки данных выполнен так, чтобы создавать, исходя из измеренных сейсмических данных, модель скорости сейсмических волн и использовать модель скорости сейсмических волн для вычисления функции расширения, указывающей на искажение, обусловленное движением сейсмоисточника.
  16. 16. Система сейсмических измерений по п.15, отличающаяся тем, что блок обработки данных дополнительно выполнен так, чтобы вводить поправки в измеренные сейсмические данные на искажение, обусловленное движением сейсмоисточника, путем вычисления Р-К преобразования измеренных сейсмических данных, разделения преобразованных сейсмических данных по секторам с углами падения, выполнения обратного преобразования для индивидуальных секторов с углами падения, корректировки обратно преобразованных данных секторов с углами падения и суммирования соответствующих по времени значений скорректированных данных секторов с углами падения.
  17. 17. Система сейсмических измерений по п.16, отличающаяся тем, что блок обработки данных корректирует обратно преобразованные данные секторов с углами падения путем применения совокупности фильтров, при этом фильтры определяются по расширению сигнала с качающейся частотой, а расширение указывается с помощью функции расширения.
  18. 18. Система сейсмических измерений по п.17, отличающаяся тем, что функция расширения разделяется на временные сегменты, а фильтр определяется для каждого временного сегмента и применяется к соответствующему временному сегменту обратно преобразованных данных секторов.
EA200200053A 1999-06-18 2000-06-16 Способ и устройство для коррекции доплеровского размазывания (доплеровских помех) в морских сейсмических измерениях EA003760B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US09/336,658 US6151556A (en) 1999-06-18 1999-06-18 Method and apparatus for doppler smear correction in marine seismology measurements
PCT/US2000/016582 WO2000079303A1 (en) 1999-06-18 2000-06-16 Method and apparatus for doppler smear correction in marine seismology measurements

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200200053A1 EA200200053A1 (ru) 2002-06-27
EA003760B1 true EA003760B1 (ru) 2003-08-28

Family

ID=23317088

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200200053A EA003760B1 (ru) 1999-06-18 2000-06-16 Способ и устройство для коррекции доплеровского размазывания (доплеровских помех) в морских сейсмических измерениях

Country Status (10)

Country Link
US (1) US6151556A (ru)
EP (1) EP1204885A4 (ru)
AU (1) AU772262B2 (ru)
BR (1) BR0011773A (ru)
CA (1) CA2375495C (ru)
EA (1) EA003760B1 (ru)
MY (1) MY118579A (ru)
NO (1) NO20016144L (ru)
OA (1) OA11967A (ru)
WO (1) WO2000079303A1 (ru)

Families Citing this family (53)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB9924987D0 (en) * 1999-10-21 1999-12-22 Geco As Seismic data acquisition and processing method
US6738715B2 (en) 2001-09-14 2004-05-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method for attenuating noise in seismic data
US6906981B2 (en) 2002-07-17 2005-06-14 Pgs Americas, Inc. Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources
US6895336B2 (en) * 2002-09-12 2005-05-17 Kelman Technologies, Inc. Method of using matrix rank reduction to remove random noise from seismic data
US6704244B1 (en) 2002-10-08 2004-03-09 Pgs Americas, Inc. Method for acquiring and processing seismic survey data using ocean bottom cables and streamers
US7778110B2 (en) * 2003-03-26 2010-08-17 Westerngeco L.L.C. Processing seismic data representative of the acceleration wavefield
US6898148B2 (en) * 2003-03-26 2005-05-24 Westerngeco, L.L.C. Multi-step receiver-motion compensation
WO2004095073A2 (en) 2003-04-01 2004-11-04 Exxonmobil Upstream Research Company Shaped high frequency vibratory source
US7561493B2 (en) * 2003-05-30 2009-07-14 Fairfield Industries, Inc. Method and apparatus for land based seismic data acquisition
US7310287B2 (en) 2003-05-30 2007-12-18 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for seismic data acquisition
FR2867568B1 (fr) * 2004-03-15 2006-06-02 Xavier Demoulin Procede de caracterisation geotechnique d'un fond subaquatique, utilisant une onde acoustique a large bande et a rasance multiple
US7031223B2 (en) * 2004-04-30 2006-04-18 Pgs Americas, Inc. Method for correcting seismic data for receiver movement during data acquisition
US7739051B2 (en) * 2004-07-14 2010-06-15 Compagnie Generale De Geophysique Method for determination of diffractor locations at sea bottom for the purpose of attenuating such energy
US8534959B2 (en) 2005-01-17 2013-09-17 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for deployment of ocean bottom seismometers
US8127706B2 (en) * 2005-05-02 2012-03-06 Fairfield Industries Incorporated Deck configuration for ocean bottom seismometer launch platforms
US8045417B2 (en) 2007-02-13 2011-10-25 Landmark Graphics Corporation Analyzing 2-D surface and/or borehole seismic data to locate subsurface diffractors
US7545704B2 (en) * 2007-02-13 2009-06-09 Landmark Graphics Corporation Performing 3-D scatterer imaging from 2-D seismic data
US7496452B2 (en) * 2007-04-13 2009-02-24 Westerngeco L.L.C. Correction for errors caused by variation in water conditions
US8082106B2 (en) * 2007-08-16 2011-12-20 Bp Corporation North America Inc. 3D surface related multiple elimination for wide azimuth seismic data
US8611191B2 (en) 2008-05-22 2013-12-17 Fairfield Industries, Inc. Land based unit for seismic data acquisition
US8218393B2 (en) * 2008-06-30 2012-07-10 Westerngeco L.L.C. Technique and system to increase the length of a seismic shot record
US9297923B2 (en) * 2010-03-01 2016-03-29 Westerngeco L.L.C. Gravity measurements using seismic streamers
US8582395B2 (en) 2010-11-04 2013-11-12 Westerngeco L.L.C. Marine vibroseis motion correction
WO2012123884A2 (en) * 2011-03-14 2012-09-20 Geco Technology B.V. Marine vibrator sweeps with reduced smearing and/or increased distortion tolerance
US8949030B2 (en) 2011-07-29 2015-02-03 Westerngeco L.L.C. Attenuating sea-surface ghost wave effects in seismic data
FR2985095B1 (fr) * 2011-12-23 2014-01-31 Thales Sa Module acoustique et antenne integrant ledit module acoustique
MX338531B (es) 2012-01-12 2016-04-21 Geco Technology Bv Vibradores marinos simultáneos.
US9274239B2 (en) 2012-01-13 2016-03-01 Westerngeco L.L.C. Wavefield deghosting
US20140153367A1 (en) * 2012-11-30 2014-06-05 Chevron U.S.A. Inc. System and method for velocity anomaly analysis
US20140153366A1 (en) * 2012-11-30 2014-06-05 Chevron U.S.A. Inc. System and method for velocity anomaly analysis
US10288753B2 (en) 2013-07-23 2019-05-14 Cgg Services Sas Method for designature of seismic data acquired using moving source
US10371844B2 (en) 2015-01-05 2019-08-06 Cgg Services Sas Processing seismic data acquired using moving non-impulsive sources
CN104932008B (zh) * 2015-05-29 2017-07-04 西安石文软件有限公司 补偿j变换的复时‑频谱提高地震剖面分辨率的方法
CN104932018A (zh) * 2015-05-29 2015-09-23 西北工业大学 补偿变分辨率因子s变换的复时-频谱提高地震剖面分辨率的方法
US10408916B2 (en) * 2015-09-10 2019-09-10 Cpg Technologies, Llc Geolocation using guided surface waves
CA3020007C (en) 2016-04-07 2023-01-31 Bp Exploration Operating Company Limited Detecting downhole events using acoustic frequency domain features
BR112018070577A2 (pt) 2016-04-07 2019-02-12 Bp Exploration Operating Company Limited detecção de localizações de ingresso de areia de fundo de poço
US10067252B2 (en) 2016-07-25 2018-09-04 Chevron U.S.A. Inc. Methods and systems for identifying a clathrate deposit
CA3058256C (en) 2017-03-31 2023-09-12 Bp Exploration Operating Company Limited Well and overburden monitoring using distributed acoustic sensors
BR112020003742A2 (pt) 2017-08-23 2020-09-01 Bp Exploration Operating Company Limited detecção de localizações de ingresso de areia em fundo de poço
JP7277059B2 (ja) 2017-10-11 2023-05-18 ビーピー エクスプロレーション オペレーティング カンパニー リミテッド 音響周波数領域特徴を使用した事象の検出
CA3120493A1 (en) 2018-11-29 2020-06-04 Bp Exploration Operating Company Limited Das data processing to identify fluid inflow locations and fluid type
GB201820331D0 (en) 2018-12-13 2019-01-30 Bp Exploration Operating Co Ltd Distributed acoustic sensing autocalibration
US11035969B2 (en) * 2019-06-19 2021-06-15 Magseis Ff Llc Marine diffraction survey for small object detection
CA3154435C (en) 2019-10-17 2023-03-28 Lytt Limited Inflow detection using dts features
EP4045766A1 (en) 2019-10-17 2022-08-24 Lytt Limited Fluid inflow characterization using hybrid das/dts measurements
WO2021093974A1 (en) 2019-11-15 2021-05-20 Lytt Limited Systems and methods for draw down improvements across wellbores
US20230051004A1 (en) * 2020-01-10 2023-02-16 Bp Corporation North America Inc. Method and apparatus for performing efficient modeling of extended-duration moving seismic sources
CN111221036B (zh) * 2020-01-21 2021-03-30 中南大学 一种含未知空洞的目标区域震源定位方法及***
CA3180595A1 (en) 2020-06-11 2021-12-16 Lytt Limited Systems and methods for subterranean fluid flow characterization
EP4168647A1 (en) 2020-06-18 2023-04-26 Lytt Limited Event model training using in situ data
CN111929730B (zh) * 2020-08-20 2021-04-16 中国矿业大学(北京) 小尺度地质异常体检测方法及装置
CN113504568B (zh) * 2021-07-09 2022-09-09 吉林大学 一种基于小生境差分进化算法的中值滤波方法

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3984805A (en) * 1973-10-18 1976-10-05 Daniel Silverman Parallel operation of seismic vibrators without phase control
US4380059A (en) * 1980-08-20 1983-04-12 Mobil Oil Corporation F-K Filtering of multiple reflections from a seismic section
US4809235A (en) * 1987-09-28 1989-02-28 Western Atlas International, Inc. Method for removing doppler phase dispersion from seismic data
FR2662818B1 (fr) * 1990-05-30 1992-11-13 Geophysique Cie Gle Procede et dispositif de correction de la reponse de capteurs sismiques a un signal d'emission non conforme a une reference donnee.
US5325436A (en) * 1993-06-30 1994-06-28 House Ear Institute Method of signal processing for maintaining directional hearing with hearing aids

Also Published As

Publication number Publication date
NO20016144L (no) 2002-02-19
EA200200053A1 (ru) 2002-06-27
WO2000079303A1 (en) 2000-12-28
CA2375495C (en) 2004-11-16
NO20016144D0 (no) 2001-12-17
CA2375495A1 (en) 2000-12-28
US6151556A (en) 2000-11-21
BR0011773A (pt) 2002-04-02
EP1204885A1 (en) 2002-05-15
AU5743000A (en) 2001-01-09
OA11967A (en) 2006-04-17
EP1204885A4 (en) 2014-06-25
WO2000079303A8 (en) 2001-04-19
MY118579A (en) 2004-12-31
AU772262B2 (en) 2004-04-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA003760B1 (ru) Способ и устройство для коррекции доплеровского размазывания (доплеровских помех) в морских сейсмических измерениях
US6049507A (en) Method and apparatus for correcting effects of ship motion in marine seismology measurements
EP3227725B1 (en) Seismic acquisition method
US10989825B2 (en) Method and system for determining source signatures after source ghost removal
RU2554682C2 (ru) Свипирование для морских вибраторов с уменьшенной степенью размытия и/или с повышенным максимально допустимым искажением сигнала
US8174926B2 (en) Method for wavefield separation for dual-sensor data using kirchhoff-type datuming and migration
CN101014881B (zh) 用于压力传感器和质点运动传感器记录的地震数据中水底多次波的衰减的***
EP0310253A2 (en) A method for removing doppler phase dispersion from seismic data
US9477000B2 (en) System and method for the removal of shallow water multiples using a hybrid multi-channel prediction method
EP2108980A2 (en) Method for deghosting marine seismic streamer data with irregular receiver positions
JPH08503784A (ja) ２重センサ地震探査における水底の反射率を演繹する方法
AU2015238881B2 (en) Methods and Systems that Attenuate Noise in Seismic Data
AU2012201454B2 (en) Method for eliminating spectral constraints of acquisition system and earth filtering effects
US6813566B2 (en) Method of producing continuous, orthogonal signals and method of their use for examining and for detecting changes in a body
US8208342B2 (en) Method for combining signals of pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers
US20080144435A1 (en) Deep low frequency towed-array marine survey
US4357689A (en) Seismic data gathering method
US11385373B2 (en) Method for determining sensor depths and quality control of sensor depths for seismic data processing
NL1012678C2 (nl) Werkwijze en inrichting voor het corrigeren van effecten van de beweging van een schip bij metingen in de mariene seimologie.
Purdy et al. Estimation of the spatial variability of transmission losses at low frequency in shallow water using multichannel seismic reflection data

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM RU

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): KZ