EA023381B1 - Способ морской геофизической разведки - Google Patents

Способ морской геофизической разведки Download PDF

Info

Publication number
EA023381B1
EA023381B1 EA201170389A EA201170389A EA023381B1 EA 023381 B1 EA023381 B1 EA 023381B1 EA 201170389 A EA201170389 A EA 201170389A EA 201170389 A EA201170389 A EA 201170389A EA 023381 B1 EA023381 B1 EA 023381B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
field
velocity
measured
pressure
fields
Prior art date
Application number
EA201170389A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170389A2 (ru
EA201170389A3 (ru
Inventor
Вальтер Зёлльнер
Стиан Хегна
Original Assignee
Пгс Геофизикал Ас
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 Пгс Геофизикал Ас filed Critical Пгс Геофизикал Ас
Publication of EA201170389A2 publication Critical patent/EA201170389A2/ru
Publication of EA201170389A3 publication Critical patent/EA201170389A3/ru
Publication of EA023381B1 publication Critical patent/EA023381B1/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
    • G01V1/362—Effecting static or dynamic corrections; Stacking
    • 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
    • G01V1/32—Transforming one recording into another or one representation into another
    • G01V1/325—Transforming one representation into another
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/18—Receiving elements, e.g. seismometer, geophone or torque detectors, for localised single point measurements
    • G01V1/189—Combinations of different types of receiving elements
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/10—Aspects of acoustic signal generation or detection
    • G01V2210/14—Signal detection
    • G01V2210/142—Receiver location
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/40—Transforming data representation
    • G01V2210/48—Other transforms
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/60—Analysis
    • G01V2210/61—Analysis by combining or comparing a seismic data set with other data
    • G01V2210/616—Data from specific type of measurement
    • G01V2210/6161—Seismic or acoustic, e.g. land or sea measurements

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Measuring Fluid Pressure (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)

Abstract

Получают измеренное поле давления, измеренное поле вертикальной скорости и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей. Для выполнения следующей последовательности действий используется программируемый компьютер. Коэффициент масштабирования определяют по акустическому импедансу воды, измеренному полю давления и полям горизонтальных скоростей. Одно из измеренных полей давления и вертикальной скорости объединяется с одним из измеренный полей вертикальной скорости и давления, масштабированных с коэффициентом масштабирования, генерируя одно из восходящих или падающих волновых полей давления и скорости.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к области геофизической разведки. Более конкретно, изобретение относится к области данных морской сейсмической косы с двумя типами датчиков, используемых для построения изображения.
Предшествующий уровень техники
В нефтегазовой промышленности геофизическая разведка обычно используется для содействия в поисках и оценке формаций геологической среды. Способы геофизической разведки позволяют получать сведения о структуре геологической среды, полезные для обнаружения и извлечения ценных полезных ископаемых, в особенности месторождений углеводородов, таких как нефть и природный газ. Хорошо известным способом геофизической разведки является сейсморазведка. При наземной сейсморазведке сейсмический сигнал генерируется на поверхности земли или вблизи от нее, а затем распространяется вниз в геологическую среду. При морской сейсморазведке сигнал также может распространяться вниз в водоеме, лежащем выше геологической среды. Источники сейсмических колебаний используются для генерации сейсмического сигнала, который после распространения в земле, по меньшей мере, частично отражается сейсмоотражающими горизонтами в геологической среде. Такие сейсмоотражающие горизонты, как правило, представляют собой границы между подземными формациями с различными упругими свойствами, конкретно, скоростью упругих волн и плотностью породы, что приводит к разности акустических импедансов на границах. Отраженные сейсмические волны регистрируются сейсмическими датчиками (также именуемыми сейсмоприемниками) на поверхности земли или вблизи от нее, в вышележащем водоеме, или на известных глубинах в скважинах. Сейсмические датчики генерируют сигналы, как правило, электрические или оптические, от зарегистрированной сейсмической волны, которые записываются для дальнейшей обработки.
Результативные сейсмические данные, полученные при проведении сейсморазведки и характерные для геологической среды, обрабатываются для получения информации, относящейся к геологическому строению и свойствам формаций геологической среды в исследуемой зоне. Обработанные сейсмические данные обрабатываются для отображения и анализа потенциального группового состава углеводородов в этих подземных формациях. Целью обработки сейсмических данных является извлечение из сейсмических данных максимального объема информации о подземных формациях для получения адекватного изображения геологической среды. При определении участков геологической среды, где существует вероятность обнаружения залежей нефти, крупные средства расходуются на сбор, обработку и интерпретацию сейсмических данных. Процесс построения поверхностей отражающих горизонтов, определяющих исследуемые подземные пласты, по записанным сейсмическим данным, позволяет получить изображение среды по глубине или времени.
Изображение строения геологической среды получают с целью предоставить интерпретатору возможность выбора участков, где с наибольшей вероятностью могут находиться залежи нефти. Чтобы удостовериться в наличии нефти, необходимо пробурить скважину. Бурение скважин для определения присутствия нефтяных залежей представляет собой чрезвычайно дорогостоящую и трудоемкую задачу. По этой причине сохраняется потребность в улучшении обработки и отображения сейсмических данных для получения изображения строения геологической среды, которое повысит возможности интерпретатора, независимо от того, выполняется ли интерпретация компьютером или человеком, оценивать вероятность того, что скопление нефти существует на определенном участке геологической среды.
Подходящие сейсмические источники для генерации сейсмического сигнала при наземной сейсморазведке могут включать взрывчатые вещества или вибраторы. При морской сейсморазведке, как правило, применяется погружной сейсмический источник, буксируемый судном и периодически активируемый для генерации поля акустических волн. Волновое поле может генерироваться сейсмическими источниками нескольких типов, включая небольшой заряд ВВ (взрывчатого вещества), электрическую искру или дугу, морской вибратор и, как правило, пушку. Пушка сейсмического источника может представлять собой гидропушку, паровую пушку и, чаще всего, пневмопушку. Как правило, морской сейсмоисточник состоит не из одного элемента-источника, а из пространственно-распределенной группы источников. Такое расположение относится в особенности к пневмопушкам, которые в настоящее время являются наиболее распространенным видом морского сейсмоисточника.
Соответствующие типы сейсмических датчиков, как правило, включают датчики скорости частиц, в особенности при наземной сейсморазведке, и датчики давления воды, в особенности при морской сейсморазведке. Иногда датчики смещения частиц, датчики ускорения частиц или датчики градиента давления используются вместо датчиков скорости частиц или в дополнение к ним. Датчики скорости частиц и датчики давления воды обычно известны специалистам под названием геофонов и гидрофонов соответственно. Сейсмические датчики могут размещаться по отдельности, но чаще размещаются в виде групп датчиков. Кроме того, в ходе морской сейсморазведки датчики давления и датчики движения частиц могут размещаться совместно, объединенные попарно или в пары групп.
При обычной морской сейсморазведке сейсморазведочное судно движется по поверхности воды, как правило, со скоростью около 5 морских узлов и везет оборудование сбора морских сейсмических данных, такое как оборудование навигационного управления, оборудование управления сейсмическими
- 1 023381 источниками, оборудование управления сейсмическими датчиками и записывающее оборудование. Оборудование управления сейсмическими источниками активирует сейсмический источник, буксируемый в водоеме сейсморазведочным судном, в выбранные моменты времени. Сейсмические косы, называемые также сейсмоприемными кабелями, представляют собой удлиненные кабельные конструкции, буксируемые в водоеме сейсморазведочным судном, которое буксирует сейсмический источник, или другим сейсморазведочным судном. Как правило, ряд сейсмических кос буксируются за сейсморазведочным судном. Сейсмические косы содержат датчики для регистрации отраженных волновых полей, возбужденных сейсмическим источником и отраженных от отражающих границ. При традиционной методике сейсмические косы содержат датчики давления, такие как гидрофоны, однако предложены и сейсмические косы, которые в дополнение к гидрофонам содержат датчики скорости частиц воды или датчики ускорения частиц, например, акселерометры. Датчики давления и датчики движения частиц могут размещаться близко друг к другу, объединенные попарно или в пары групп вдоль сейсмического кабеля. Альтернативой совмещению геофона и гидрофона является наличие достаточной пространственной плотности датчиков, так, чтобы соответствующие волновые поля, записанные с помощью гидрофона и геофона, можно было интерполировать или экстраполировать для получения двух сигналов волнового поля в одном и том же местоположении.
После того, как отраженная волна достигает кабеля сейсмической косы, она продолжает распространяться к границе вода-воздух на поверхности воды, от которой волна отражается в нижнем направлении и снова регистрируется гидрофонами в сейсмической косе. Поверхность воды является хорошей отражающей границей, при этом коэффициент отражения на поверхности воды почти равен единице по величине и отрицателен по знаку для сигналов давления. Волны, отраженные от поверхности, будут, таким образом, сдвинуты по фазе на 180 градусов по отношению к волнам, распространяющимся в верхнем направлении (восходящим). Волны, распространяющиеся в нижнем направлении (падающие) и записываемые приемниками, обычно называются отражением от поверхности или волной-спутником. В связи с отражением от поверхности водная поверхность действует как фильтр, который создает вырезы в спектре записанного сигнала, затрудняя запись данных за пределами выбранной полосы частот. Из-за влияния отражения от поверхности некоторые частоты в записанном сигнале усиливаются, тогда как другие ослабляются.
Датчик движения частиц, такой как геофон, обладает направленной чувствительностью, тогда как датчик давления, такой как гидрофон, ей не обладает. Соответственно, сигналы волнового поля восходящих волн, регистрируемые геофоном и гидрофоном, расположенными поблизости друг от друга, будут синфазными, тогда как записываемые сигналы волнового поля падающих волн будут не совпадающими по фазе на 180 градусов. Предлагаются различные методы использования этой разности фаз для уменьшения вырезов в спектре, вызванных отражением от поверхности. Традиционные методики очистки от ложных отражений часто включают объединение волновых полей давления и вертикальной скорости частиц для разделения одного из волновых полей давления или вертикальной скорости частиц на восходящие и падающие компоненты волнового поля.
Волновые поля восходящих и падающих продольных волн (волн давления), как правило, получают путем объединения измерений волнового поля давления и волнового поля вертикальной скорости частиц. Например, поле давления восходящих волн задается вычитанием волнового поля давления из масштабированного поля вертикальной скорости. Масштабирование включает плотность и скорость в местной воде на датчике, разделенные на косинус угла падения измеренной волны. Деление на косинус угла падения преобразует поле вертикальной скорости восходящих волн во всенаправленное волновое поле которое, после умножения на импеданс местной воды, равно по абсолютному значению измеренному волновому полю давления. Знак -1 объясняется тем, что распространение в верхнем направлении волнового поля вертикальной скорости противоположно традиционной ориентации датчика вертикальной скорости.
Необходимое масштабирование, зависящее от угла падения, удобнее всего применять в частотноволновочисленной области, в которой каждая частотно-волновочисленная компонента волнового поля, представляющая одну плоскую волну, масштабируется с соответствующим коэффициентом. Такой подход зависит от плотности выборки данных в продольном и поперечном направлениях. Хотя при сборе морских сейсмических данных с помощью буксируемой сейсмической косы выборка в продольном направлении, как правило, является достаточно плотной, выборка данных в поперечном направлении оказывается недостаточной. Это допущение о плотной выборке можно до некоторой степени ослабить, определив необходимые углы путем сканирования низкочастотного состава локально регулярных волн в пространственно-временной области. Тем не менее, по-прежнему желательно иметь решение для обработки всего спектра сейсмических данных полного диапазона углов.
Таким образом, существует потребность в способе разделения полей давления или вертикальной скорости на восходящие и падающие компоненты волнового поля, не требующем плотной пространственной выборки, особенно в поперечном направлении, а также не требующем знания углов падения.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение представляет собой способ разделения полей давления и вертикальной ско- 2 023381 рости, измеренных в буксируемых сейсмических косах, на восходящие и падающие волновые поля. Для выполнения следующей последовательности действий используется программируемый компьютер. Получают измеренное поле давления, измеренное поле вертикальной скорости и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей. Коэффициент масштабирования определяют по акустическому импедансу воды, измеренному полю давления и полям горизонтальных скоростей. Одно из измеренных полей давления и вертикальной скорости объединяют с одним из измеренных полей вертикальной скорости и давления, масштабированных с коэффициентом масштабирования, генерируя одно из восходящих и падающих волновых полей давления и скорости.
Краткий перечень фигур чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества легче понять из следующего подробного описания и прилагаемых чертежей.
На фиг. 1 представлены геометрические характеристики вектора скорости и его декартовы составляющие.
На фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего и падающего волновых полей давления и скорости.
На фиг. 3 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового поля давления.
На фиг. 4 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового поля скорости.
На фиг. 5 представлена блок-схема, иллюстрирующая другой вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового поля давления.
На фиг. 6 представлена блок-схема, иллюстрирующая другой вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового поля скорости.
Хотя настоящее изобретение будет описано в связи с предпочтительными вариантами осуществления, понятно, что изобретение не ограничивается только ими. Напротив, изобретение предназначено для того, чтобы охватить все альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в объем настоящего изобретения согласно прилагаемой формуле изобретения.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Настоящее изобретение представляет собой способ разделения полей давления и вертикальной скорости на волновые поля восходящих и падающих волн в морской среде. Поле давления, поле вертикальной скорости и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей измеряют в многокомпонентной буксируемой сейсмической косе. Коэффициент масштабирования, необходимый для разделения поля давления и поля вертикальной скорости в каждом местоположении многокомпонентных данных рассчитывается на основе акустического импеданса воды, двух измеренных полей горизонтальной скорости и измеренного поля давления. Включение двух измеренных полей горизонтальной скорости дает возможность обойтись без знания угла падения при разделении волновых полей. Это позволяет независимо осуществлять локальное разложение в пространственно-временной области в каждом месте расположения многокомпонентных датчиков и, таким образом, ослабить допущение о плотной пространственной выборке. Разделение волновых полей согласно настоящему изобретению может дополнительно применяться после этапов обработки, при которых сохраняется соотношение между полями горизонтальных скоростей и полем давления.
В качестве датчиков движения частиц, как правило, применяются датчики скорости частиц, однако в сейсмических косах с двумя типами датчиков вместо датчиков скорости частиц могут применяться и другие датчики движения частиц, включая датчики ускорения частиц. Датчики скорости частиц обычно известны специалистам под названием геофонов, а датчики ускорения частиц обычно известны под названием акселерометров. Настоящее изобретение будет описано с использованием вариантов осуществления, в которых применяются геофоны, однако этот датчик выбран только для простоты иллюстрирования и не ограничивает объем настоящего изобретения.
Датчик движения частиц, такой как геофон, обладает направленной чувствительностью (с положительным отклонением в вертикальном направлении +ζ, по соглашению), тогда как датчик давления, такой как гидрофон, ей не обладает. Датчик давления является всенаправленным. Граница вода-воздух на поверхности спокойной воды представляет собой превосходную отражающую границу для сейсмических волн, поэтому коэффициент отражения на поверхности воды почти равен единице по величине и отрицателен по знаку для сигналов давления. Таким образом, распространяющиеся в нижнем направлении (падающие) волновые поля, отраженные от поверхности воды, будут сдвинуты по фазе на 180° относительно волн, распространяющихся в верхнем направлении (восходящих). Соответственно, восходящие компоненты сигналов волнового поля, регистрируемые геофоном и гидрофоном, расположенными поблизости друг от друга, будут не совпадающими по фазе на 180°, тогда как записываемые падающие компоненты сигналов волнового поля будут синфазными независимо от состояния морской поверхности. При использовании альтернативного правила знаков, не используемого в данной иллюстрации настоящего изобретения, восходящие компоненты сигналов волнового поля при записи оказываются синфазными, тогда как падающие компоненты сигналов волнового поля будут записаны не совпадающими по фазе на
- 3 023381
180°.
В то время, как гидрофон выполняет всенаправленную запись общего волнового поля, вертикальный геофон, как правило, используемый при обработке сейсмических данных, выполняет только однонаправленную запись вертикальной компоненты волнового поля. Вертикальная компонента волнового поля будет равна общему волновому полю только в случае сигналов, распространяющихся вертикально вниз. Если θ представляет собой угол падения между волновым фронтом сигнала и направлением ориентации датчика, то распространение вверх в вертикальном направлении традиционно определяется углом падения θ = 0.
Таким образом, при традиционных методиках записанный сигнал νζ вертикального геофона, сейсмическая волна с углом падения θ требует корректировки в соответствии с записанным полем давления Р гидрофона. Эта корректировка, как правило, выполняется путем масштабирования вертикального сигнала геофона νζ с соответствующим коэффициентом масштабирования по амплитуде, таким как:
Рс (1)
СОЗ(0)’ Ш в пространственно-временной области. Здесь коэффициент рс представляет собой акустический импеданс воды, где р - плотность воды, а с - скорость распространения акустической волны в воде.
Теперь масштабированное поле вертикальной скорости можно должным образом объединить с полем давления для получения восходящих и падающих полей давления Ри и Р'. Согласно традиционной методике, это выполняется следующим образом:
В обоих уравнениях (2) и (3) имеет место зависимость от угла падения.
Аналогичным образом, правильно масштабированное поле давления можно надлежащим образом объединить с полем вертикальной скорости для получения восходящих и падающих полей вертикальной скорости νζ υ и νζ'. Согласно традиционной методике, это выполняется следующим образом:
Как и в уравнениях (2) и (3), приведенных выше, в обоих уравнениях (4) и (5) имеет место зависимость от утла падения.
В частотно-волновочисленной области коэффициент масштабирования по амплитуде можно выразить формулой:
ρω к, ’ (6) где (7) представляет собой вертикальное волновое число, ω = 2πί - круговая частота для частоты ί, а кх и ку - горизонтальные волновые числа в двух ортогональных горизонтальных направлениях. Как правило, в качестве двух горизонтальных направлений выбирают продольное и поперечное направления при морской сейсмической разведке.
Альтернативно, в плосковолновой области коэффициент масштабирования по амплитуде можно выразить формулой:
Р_ р.’ (8) где _
р.=^-р;-р;
представляет собой вертикальную медленность, а рх и ру - горизонтальные медленности в двух ортогональных горизонтальных направлениях.
В других альтернативных вариантах осуществления коэффициент масштабирования по амплитуде можно получить как фильтр пространственных частот в пространственно-временной области путем применения обратного преобразования Фурье к представлению в частотно-волновочисленной области коэффициента масштабирования по амплитуде в уравнении (6), или путем применения обратного преобра- 4 023381 зования Радона к плосковолновому представлению коэффициента масштабирования по амплитуде в уравнении (8).
Волновые поля, такие как волновое поле давления Р и волновое поле вертикальной скорости νζ, включают восходящую компоненту волнового поля и падающую компоненту волнового поля. Например, волновое поле давления Р включает восходящую компоненту волнового поля Ри и падающую компоненту волнового поля Р'1 в соответствии со следующим:
Ρ = Ρί' + Ρ“. (10)
Аналогичным образом, волновое поле вертикальной скорости νζ включает восходящую компоненту волнового поля νζ υ и падающую компоненту волнового поля νζ' в соответствии со следующим:
И = ^+Р;'. (ίη
Допустим, что, в дополнение к волновому полю давления, вертикальная и две ортогональные горизонтальные компоненты скорости частиц известны из измерений. Компоненты скорости частиц можно рассчитать путем вращения на основе первоначально иной системы координат. Таким образом, с помощью способа настоящего изобретения можно определить восходящие и падающие компоненты полей давления и вертикальной скорости, не зная углов падения.
На фиг. 1 представлены геометрические характеристики вектора скорости и его декартовы составляющие. Показана декартова система координат, обозначенная направлениями осей х, у, и ζ, которые обозначены номерами позиций 10, 11 и 12 соответственно. Здесь условно считается, что ось ζ 12, соответствующая глубине, ориентирована с положительными значениями в нижнем направлении. Вектор скорости V 13 ориентирован так, что образует угол падения θ 14 с вертикальной осью ζ 12. Декартовы составляющие νχ, νγ и νζ вектора скорости V 13 обозначены номерами позиций 15, 16 и 17 соответственно. Таким образом, абсолютное значение компоненты вертикальной скорости νζ 17 задается выражением:
|Н|__ =|У|сО5(0), (12) где величина |ν| вектора скорости ν 13 задается выражением:
1уЫк + к + к - (13)
Горизонтальную компоненту 18 вектора скорости ν 13 можно разложить на поля горизонтальной скорости νχ 15 и νγ 16.
Таким образом, если компоненты скорости νχ, νγ и νζ измерены, зависящее от угла масштабированное поле вертикальной скорости в уравнении (1) можно заменить имеющей знак масштабированной величиной вектора скорости, используя уравнение (12), что дает следующее уравнение:
где ρ - плотность воды, а с - скорость в местной воде, а знак νζ задается выражением:
для восходящих волновых полей, а ..,, для падающих волновых полей
Знак члена (νζ) необходим, чтобы сохранить направленность νζ в левой части уравнения (14) с всенаправленным волновым полем |ν| в правой части уравнения (14). В правой части уравнения (14) зависимость от угла падения отсутствует. Таким образом, удается обойтись без знания угла падения, используя вместо этого измеренные компоненты скорости.
Аналогичным образом, для давления:
Подстановка уравнения (14) в уравнение (2) позволяет получить новый способ расчета волнового поля давления восходящих и падающих волн Ри:
Р»=|[Р-^Ы£п(К2)|У|]. (17)
Учитывая уравнение (15), уравнение (17) эквивалентно:
1к ,рс|у1
Р
Ηί
Р-(18)
Аналогичным образом, подстановка уравнения (14) в уравнение (3) позволяет получить новый способ расчета волнового поля давления падающих волн Р':
Ρ^^Ρ + Α^η^ΙνΙ], (19)
Учитывая уравнение (15), уравнение (19) эквивалентно:
В обоих уравнениях (17)-(20) зависимость от утла падения отсутствует. Подстановка уравнения (16)
- 5 023381 в уравнение (4) позволяет получить новый способ расчета волнового поля скорости восходящих и падающих волн Vй:
(21)
Аналогичным образом, подстановка уравнения (16) в уравнение (5) позволяет получить новый способ расчета волнового поля скорости падающих волн V1:
(22)
Как и в уравнениях (17) - (20), приведенных выше, в обоих уравнениях (21) и (22) нет зависимости от угла падения.
В иллюстрируемых ниже вариантах осуществления настоящее изобретение применяется к измеренных полям, полученным на основе собранных сейсмических данных. В общем случае, слово полученным следует трактовать расширительно, включая в него извлечение измеренных полей из памяти, например, из памяти компьютера или с других машиночитаемых носителей, таких как ленты, диски, накопители на жестких дисках.
На фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего и падающего волновых полей давления и скорости. Этот общий вариант осуществления охватывает случаи, представленные выше уравнениями (17)-(22).
В блоке 20 получают измеренное поле давления Р, измеренное поле вертикальной скорости νζ и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей νχ и Уу.
В блоке 21 определяют коэффициент масштабирования по акустическому импедансу воды рс, измеренному полю давления Р из блока 20 и измеренным полям горизонтальной скорости νχ и Уу из блока 20.
В блоке 22 измеренное поле давления Р или поле вертикальной скорости νζ масштабируется с коэффициентом масштабирования из блока 21.
В блоке 23 измеренное поле давления Р из блока 20 или измеренное поле вертикальной скорости νζ из блока 20 объединяется с масштабированным полем вертикальной скорости из блока 22 или масштабированным полем давления из блока 22. При этом формируется одно из восходящих и падающих полей давления и скорости Ри, Ρ', νυ и У1 в положении измерения. Этот способ настоящего изобретения не требует знания углов падения.
На фиг. 3 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового поля давления.
В блоке 30 получают измеренное поле давления Р, измеренное поле вертикальной скорости νζ и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей νχ и Уу.
В блоке 31 амплитуду |ν| поля скоростей ν = (νχ,ν^νζ) рассчитывают по измеренным компонентам скорости νχ, Уу и νζ из блока 30. Эта величина представляет собой квадратный корень из суммы возведенных в квадрат декартовых составляющих, как в уравнении (13). При этом направленные компоненты поля скорости преобразуются во всенаправленное волновое поле скорости.
В блоке 32 амплитуда |ν| поля скорости из блока 31 масштабируется по акустическому импедансу воды рс. При этом всенаправленное поле скорости |ν| приравнивается к всенаправленному полю давления Р.
В блоке 33 масштабированная амплитуда поля скорости рс |ν| из блока 32 умножается на знак (νζ), который может быть +1 или -1 в соответствии со знаком измеренного поля вертикальной скорости, заданного уравнением (15). Это член снова вносит различие между восходящими (-1) и падающими волновыми полями (+1) во всенаправленное волновое поле.
Блоки 31-33 эквивалентны масштабированию измеренного поля вертикальной скорости νζ из блока 30 со следующим коэффициентом масштабирования:
как показывает уравнение (18).
В блоке 34 имеющая знак масштабированная амплитуда поля скорости рс δί§η (νζ) |ν| из блока 33 вычитается из измеренного поля давления Р из блока 30.
В блоке 35 результат вычитания из блока 34 умножается на нормирующий множитель '/2. При этом формируется восходящее волновое поле давления Ри в положении измерения, заданном уравнением (17).
Падающее волновое поле давления Р' получают, следуя той же логике, которая представлена с помощью блок-схемы на фиг. 3, и заменяя вычитание в блоке 34 суммированием, как задано уравнением (19). Этот результат также эквивалентен уравнению (20).
Следуя аналогичной процедуре, можно получить восходящие и падающие волновые поля скорости ν' и νυ, заданные уравнениями (21) и (22) соответственно. На фиг. 4 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового по- 6 023381 ля скорости.
В блоке 40 получают измеренное поле давления Р, измеренное поле вертикальной скорости νζ и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей V и νγ.
В блоке 41 амплитуду |ν| поля скоростей V = (νχ,νγ,νζ) рассчитывают по измеренным компонентам скорости νχ, νγ и νζ из блока 30. Это абсолютное значение представляет собой квадратный корень из суммы возведенных в квадрат декартовых составляющих, как в уравнении (13).
В блоке 42 амплитуда |ν| поле скорости из блока 31 масштабируется по акустическому импедансу воды рс.
В блоке 43, абсолютное значение поля вертикальной скорости |νζ| из блока 40 делится на амплитуду |ν| поля скорости, масштабированную по акустическому импедансу воды рс из блока 42. При этом формируется следующий коэффициент масштабирования:
В блоке 44 коэффициент масштабирования из блока 43 умножается на измеренное поле давления Р из блока 40.
В блоке 45 масштабированное поле давления из блока 44 вычитают из измеренного поля вертикальной скорости νζ из блока 40.
В блоке 46 результат вычитания из блока 45 умножается на нормирующий множитель 1/2. При этом формируется восходящее волновое поле скорости νυ в положении измерения, заданном уравнением (21).
Падающее волновое поле скорости Vй получают, следуя той же логике, которая представлена с помощью блок-схемы на фиг. 4, и заменяя вычитание в блоке 45 суммированием, как задано уравнением (22).
При увеличении углов падения или уменьшении глубины буксирования сейсмической косы точность разделения волновых полей в уравнениях (18), (20), (21) и (22) можно улучшить с помощью обсуждаемых здесь следующих вариантов осуществления настоящего изобретения.
Сначала обсуждаются ограничения данного подхода, принятого со ссылкой на уравнения (17) - (22). Динамическое уравнение луча первого порядка связывает амплитуды восходящего и падающего полей давления Ри и Р'1 с амплитудами компонент скорости νχ, νγ и νζ и единичный вектор медленности Р следующим образом:
Ь=|(Р+Р)Л (25)
Е=1(М+Р-)рг (26)
К=1(Р-Р»)Д (27) р = р‘' + р\ (28)
При этом = рс (29) представляет собой акустический импеданс, где р - плотность воды, а с - местная скорость воды, Р = (Л-Л’Л) представляет собой единичный вектор медленности и его декартовы координаты.
Из уравнений (25), (26) и (27), масштабированная и имеющая знак амплитуда вектора скорости частиц, используемого в уравнениях (17) и (19) (а также переписанного в уравнениях (18), (20), (21) и (22)), принимает следующий вид:
Если между восходящим и падающим волновыми полями нет перекрытия, то:
Г'Ц=0, (32) и, таким образом, уравнение (31) сводится к
Ζίϊ£Μ(Κ)|ν| = (Ρ</-Ρ). (33)
Затем, как следует из уравнения (33), выражение для восходящего поля давления Ри в уравнении (17) принимает вид:
^«(Κ)|ν| =|(Ρί! +Р“ )-1 (Г1 -Р) = Р“. (34)
Уравнение (34) показывает, что подход к разделению волновых полей, введенный с помощью уравнения (18), позволяет получить надлежащее восходящее поле давления Ри, только если восходящие и падающие волновые поля давления, т.е. Ри и Р' соответственно, не перекрываются. Аналогичное условие справедливо также для волновых полей в уравнениях (19)-(22).
Далее обсуждается еще один набор вариантов осуществления. В этих вариантах осуществления коэффициент масштабирования выражен исключительно с помощью измеренного поля давления и двух
- 7 023381 полей ортогональных горизонтальных скоростей (поле вертикальной скорости заменено). С помощью этого нового подхода удается избежать неточностей при высоких углах выхода сейсмической волны и небольшой глубине буксирования, когда восходящие и падающие поля перекрываются и, таким образом:
(35)
Восходящее поле давления Ри можно построить с помощью уравнений (27) и (28) следующим образом:
При использовании уравнений (25), (26) и (28) видно, что второй член в правой части уравнения разделения (36) содержит коэффициент масштабирования, зависящий от угла:
Ζ _ Ζ _ рс (37)
1ζ2τ- ζ2ζ,2 ^-р;-р2 р2 ρ· как в уравнении (2). Разделение волновых полей, выраженное в уравнении (36), снова не имеет явно выраженной зависимости от угла и является теперь справедливым для всех углов падения, за исключением плоских волн, распространяющихся в горизонтальном направлении (угол θ = 90°). Необходимо соблюдать осторожность, выполняя деление на малые числа при расчете коэффициента масштабирования в уравнении (36).
Аналогичным образом, падающее поле давления можно построить с помощью уравнения:
аналогичного уравнению (3).
На фиг. 5 представлена блок-схема, иллюстрирующая другой вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового поля давления Ри. Эта процедура более подробно описывает способ, иллюстрируемый уравнением (36).
В блоке 50 получают измеренное поле давления Р, измеренное поле вертикальной скорости νζ и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей νχ и νγ.
В блоке 51 определяют коэффициент масштабирования по акустическому импедансу воды Ζ = рс, измеренному полю давления Р из блока 50 и измеренным полям горизонтальной скорости νχ и νγ из блока 50. Коэффициент масштабирования задается выражением:
В блоке 52 измеренное поле вертикальной скорости νζ из блока 50 масштабируется с коэффициентом масштабирования из блока 51.
В блоке 53 масштабированное поле вертикальной скорости из блока 52 вычитается из измеренного поля давления Р из блока 50.
В блоке 54 результат вычитания из блока 53 умножается на нормирующий множитель 1/2. При этом формируется восходящее волновое поле давления Ри в положении измерения, как задано уравнением (36).
Падающее волновое поле давления Р'1 получают, следуя той же логике, которая представлена с помощью блок-схемы на фиг. 5, и заменяя вычитание в блоке 53 суммированием, как задано уравнением (38).
Используя измеренное поле давления Р и поля скорости νχ, νγ и νζ, восходящую вертикальную скорость νυ можно построить по уравнениям (27) и (28) с помощью следующего уравнения:
При использовании уравнений (25), (26) и (28) второй член в правой части уравнения разделения (40) содержит коэффициент масштабирования, зависящий от угла:
как в уравнении (4).
- 8 023381
Аналогичным образом, падающее поле скорости Vй можно построить с помощью выражения:
аналогичного уравнению (5).
На фиг. 6 представлена блок-схема, иллюстрирующая другой вариант осуществления настоящего изобретения для определения восходящего волнового поля скорости Vй. Эта процедура более подробно описывает способ, иллюстрируемый уравнением (40).
В блоке 60 получают измеренное поле давления Р, измеренное поле вертикальной скорости V, и два измеренных поля ортогональных горизонтальных скоростей νχ и νγ.
В блоке 61 определяют коэффициент масштабирования по акустическому импедансу воды Ζ = рс, измеренному полю давления Р из блока 60 и измеренным полям горизонтальной скорости νχ и νγ из блока 60. Коэффициент масштабирования задается выражением:
В блоке 62 измеренное поле давления Р из блока 60 масштабируется с коэффициентом масштабирования из блока 61.
В блоке 63 масштабированное поле давления из блока 62 вычитается из измеренного волнового поля вертикальной скорости νζ из блока 60.
В блоке 64 результат вычитания из блока 63 умножается на нормирующий множитель 1/2. При этом формируется восходящее волновое поле скорости Vй в положении измерения, как задано уравнением (40).
Падающее волновое поле скорости Vй получают, следуя той же логике, которая представлена с помощью блок-схемы на фиг. 6, и заменяя вычитание в блоке 63 суммированием, как задано уравнением (42).
Способ настоящего изобретения обеспечивает разделение волновых полей на основе многокомпонентного (трехосного) измерения скорости частиц. Зависящее от угла масштабирование, необходимое для разделения волновых полей, автоматически получают на основе поля давления и горизонтальных компонент поля скорости частиц. Исходя из давления и трех измеренных декартовых составляющих вектора скорости частиц, разделение волновых полей рассчитывается локально в пространственновременной области и без знания углов волн в волновых полях с общим пунктом возбуждения. Это ослабляет допущение о плотной пространственной выборке и требование к данным об угле падения. Способ разделения волновых полей настоящего изобретения не требует какого-либо вмешательства со стороны пользователя и, таким образом, может применяться в центрах обработки данных или на сейсморазведочном судне в качестве одного из этапов предварительной обработки.
Способ настоящего изобретения обеспечивает наибольшую точность, если его не осложняет необходимость обработки амплитуд с помощью геометрического лучевого приближения в случае рефракции волн с пересечением ортогоналей (т.е. пересечения нескольких сейсмических волн).
В другом варианте осуществления некоторые операции обработки могут применяться к полученным многокомпонентным данным до разделения волновых полей. Чтобы пояснить примером некоторые возможные операции, которые не повлияли бы на качество разделения волновых полей настоящего изобретения, предполагается, что измеренные данные, V V V,, Р, содержат криволинейную ось синфазности с произвольным наклоном. Тогда сначала применяется масштабирующая функция Х(х,у,1), обратимая в пространстве и времени. Процедура разделения волновых полей по уравнению (36) принимает вид следующего уравнения:
которое идентично восходящему волновому полю Ри, умноженному на масштабирующую функцию λ (х,у,1). После удаления масштабирующей функции восстанавливается исходное восходящее волновое поле Ри.
Еще в одном варианте осуществления измеренные волновые поля V V V, и Р можно отфильтровать с помощью произвольного фильтра обратимого применения Р(1), прежде, чем они будут включены в уравнение (36). Из уравнений (25), (26) и (28) получают следующее выражение с помощью удобного разложения на множители:
- 9 023381
=- Р*Р—, ζ-Р*Р .
2 ί ρ2(Ρ *(Ρ“+Р‘1))2 ρ^Ρ^Ρ+Ι'1))2 } (Ρ*(Ρ',+Ρα))2 (Ρ*(Ρ“+Ρα))2 (45) где * обозначает свертку. Уравнение (45) теперь идентично отфильтрованному восходящему полю давления. Исходное неотфильтрованное восходящее поле давления можно восстановить, применяя подходящий обратный фильтр к фильтру Р. Это применение фильтра в равной степени допустимо для двухи трехмерных фильтров, Р(х,!), при х = х или х = х(х,у).
Некоторые одномерные фильтры описывают общие этапы обработки данных, например, такие как приращение времени. Приращение времени включает линейное приращение времени (ЬМО, Ппсаг тоуеои1). нормальное приращение времени (ΝΜΟ, погта1 тоуеон!) и растяжение сейсмических данных. Данное применение фильтра также в равной степени допустимо для двух- и трехмерных фильтров, Р(х,1). Эти этапы обработки могут выполняться до разделения волновых полей согласно уравнениям (36), (38), (40) и (42).
Некоторые двух- и трехмерных фильтры описывают процесс смещения и изменения угла наклона осей синфазности в двух- или трехмерном пространстве. Один такой фильтр, объединенный с коэффициентом масштабирования, описывает процесс суммирования с ΝΜΟ. Суммирование может выполняться до разделения волновых полей согласно уравнениям (36), (38), (40) и (42).
Другой тип фильтра, объединенный с коэффициентом масштабирования, описывает процесс миграции. Миграция может выполняться до разделения волновых полей согласно уравнениям (36), (38), (40) и (42).
В другом варианте осуществления пересекающиеся оси синфазности могут быть разделены путем применения доступных инструментов многоканального многокомпонентного фильтрования перед разделением волновых полей.
Еще в одном варианте изобретения, который выходит за рамки наложенных на лучи теоретических ограничений, разделение пересекающихся осей синфазности может быть достигнуто с помощью преобразования измеренных волновых полей νχ Уу νζ и Р во временную и пространственно-частотную область путем применения преобразования Фурье, прежде чем они будут включены в уравнение (36). Из уравнений (25), (26) и (28), и при наличии точного соотношения:
-7Ρ = ί«φ\ (46) между давлением и скоростью частиц в однородных акустических средах, с помощью удобного разложения на множители получают следующее уравнение:
2
(47) где тильда обозначает величины, подвергшиеся преобразованию Фурье (РТ), а | | обозначает абсолютное значение (модуль) комплексных величин. Результат уравнения (47) идентичен восходящему волновому полю, подвергшемуся преобразованию Фурье, РТ(Ри), которое не ограничивается лучевым приближением. Любые операции деления нуля на нуль в области Фурье устраняются с помощью методик, известных специалистам. Процесс, заданный уравнением (47) напоминает масштабирование, заданное уравнениями (6) и (7) для традиционного разделения волновых полей в частотно-волновочисленной области (ш-кх-ку). Хотя масштабирование рассчитывается по другому, эквивалентность демонстрируется
- 10 023381 предварительным умножением числителя и знаменателя на ω/с в уравнении (47). Первоначальное восходящее поле давления Ри можно восстановить путем применения соответствующего обратного преобразования Фурье к РТ(Ри).
Особый интерес представляет комбинированный подход, включающий традиционное масштабирование в продольном направлении (например, в области ω-к,.) и определение углов в поперечном направлении по датчикам поперечного движения, как в способе настоящего изобретения. В этом случае только одна горизонтальная компонента необходима в дополнение к полю давления и полю вертикальной скорости, надлежащим образом замеренным в продольном направлении.
В другом варианте осуществления способ разделения волновых полей согласно настоящему изобретению, описанный уравнениями (36), (38), (40) и (42), можно также расширить, включив в него обработку комплексных сейсмических трасс во времени. Комплексные трассы рассчитываются по реальным измеренным трассам с использованием преобразования Гильберта.
Настоящее изобретение обсуждалось выше как метод только в целях иллюстрации, но оно может также быть реализовано в виде системы. Система в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно реализуется посредством компьютеров, конкретно, цифровых компьютеров, наряду с использованием традиционного оборудования для обработки данных. Такое оборудование для обработки данных, хорошо известное специалистам, будет состоять из любой подходящей комбинации или сети оборудования для компьютерной обработки, включая, без ограничений, аппаратное обеспечение (процессоры, устройства временного и постоянного хранения и любое иное оборудование для компьютерной обработки), программное обеспечение (операционные системы, прикладные программы, библиотеки программ математических расчетов и любое иное подходящее программное обеспечение), схемы соединений (электрические, оптические, беспроводные и другие) и периферийное оборудование (входные и выходные устройства, такие как клавиатуры, позиционирующие устройства и сканеры; устройства отображения, такие как мониторы и принтеры; машиночитаемые накопители, такие как ленты, диски, накопители на жестких дисках и любое иное подходящее оборудование).
В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде описанного выше способа, специально выполненного с помощью программируемого компьютера для применения этого способа. В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде компьютерной программы, хранящейся на машиночитаемом носителе, при этом логика программы позволяет задавать последовательность действий программируемого компьютера для применения описанного выше способа. В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде машиночитаемого носителя с хранящейся на нем компьютерной программой, при этом логика программы позволяет задавать последовательность действий программируемого компьютера для применения описанного выше способа.
Следует понимать, что изложенное выше представляет собой просто подробное описание конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения, и что многочисленные изменения, модификации и варианты осуществления, альтернативные изложенным, могут быть выполнены в соответствии с раскрытым здесь изобретением без выхода за его рамки. Поэтому предшествующее описание не ограничивает объем настоящего изобретения. Объем изобретения определяется только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.

Claims (23)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ морской геофизической разведки, включающий следующие шаги:
    осуществляют построение измеренного поля давления по данным, сформированным датчиком давления в результате регистрации сигналов волнового поля давления;
    осуществляют построение измеренного поля вертикальной скорости и двух измеренных полей ортогональных горизонтальных скоростей по данным, сформированным тремя ортогональными датчиками движения частиц в результате регистрации сигналов волнового поля скорости частиц в трех ортогональных направлениях; и с помощью компьютера определяют коэффициент масштабирования как функцию от акустического импеданса воды для одного из полей давления и вертикальной скорости, масштабируют одно из полей давления и вертикальной скорости путем умножения одного из полей давления и вертикальной скорости на коэффициент масштабирования и формируют одно из восходящих и падающих волновых полей давления и скорости путем объединения одного из полей давления и вертикальной скорости с одним из масштабированных полей вертикальной скорости и давления.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные операции определения коэффициента масштабирования и умножения включают расчет амплитуды |У| поля скорости по измеренным компонентам скорости νχ, Уу и νζ; умножение амплитуды |ν| поля скорости на акустический импеданс воды рс и
    - 11 023381 умножение масштабированной амплитуды поля скорости рс |У| на знак (У2).
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование одного из восходящих и падающих волновых полей давления и скорости включает вычитание имеющей знак масштабированной амплитуды поля скорости рс 51ди(Ух) |У| из измеренного поля давления Р, формируя результат вычитания, и умножение результата вычитания на нормирующий множитель 1/2, формируя восходящее поле давления.
  4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные операции определения коэффициента масштабирования и умножения включают следующие шаги:
    умножают измеренное поле вертикальной скорости У2 на коэффициент масштабирования:
    /х|У| где р - плотность воды, с - скорость в местной воде, |У| - амплитуда поля скорости У=(Ух,Уу,У2), а |Ух| - абсолютное значение измеренного поля вертикальной скорости У2.
  5. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги:
    вычитают масштабированное поле вертикальной скорости из измеренного поля давления Р, формируя результат вычитания, и умножают результат вычитания на нормирующий множитель '/2, формируя восходящее волновое поле давления.
  6. 6. Способ по п.4, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги:
    прибавляют масштабированное поле вертикальной скорости к измеренному полю давления Р, формируя результат суммирования, и умножают результат суммирования на нормирующий множитель '/2, формируя падающее волновое поле давления.
  7. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные операции определения коэффициента масштабирования и умножения включают следующие шаги:
    умножают измеренное поле давления Р на коэффициент масштабирования:
    1^г рс|У|‘ где |Ух| - абсолютное значение измеренного поля вертикальной скорости Уа р - плотность воды, с скорость в местной воде, а |У| - амплитуда поля скорости У = (Ух,Уу,У2).
  8. 8. Способ по п.7, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги:
    вычитают масштабированное поле давления из измеренного поля вертикальной скорости Уа формируя результат вычитания, и умножают результат вычитания на нормирующий множитель '/2. формируя восходящее волновое поле скорости.
  9. 9. Способ по п.7, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги: прибавляют масштабированное поле давления к измеренному полю вертикальной скорости У2, формируя результат суммирования, и умножают результат суммирования на нормирующий множитель '/2, формируя падающее волновое поле скорости.
  10. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные операции определения коэффициента масштабирования и умножения включают следующие шаги:
    умножают измеренное поле вертикальной скорости Ух на коэффициент масштабирования:
    где Ζ = рс - акустический импеданс воды, р - плотность воды, с - скорость в местной воде, Ух и Уу измеренные поля горизонтальной скорости, а Р - измеренное поле давления.
  11. 11. Способ по п.10, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги:
    вычитают масштабированное поле вертикальной скорости из измеренного поля давления Р, формируя результат вычитания, и умножают результат вычитания на нормирующий множитель '/2, формируя восходящее волновое поле давления.
  12. 12. Способ по п.10, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги: прибавляют масштабированное поле вертикальной скорости к измеренному полю давления Р, формируя результат суммирования, и умножают результат суммирования на нормирующий множитель '/2, формируя падающее волновое поле давления.
  13. 13. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанные операции определения коэффициента мас- 12 023381 штабирования и умножения включают следующие шаги:
    умножают измеренное поле давления Р на коэффициент масштабирования:
    где Ζ = рс - акустический импеданс воды, р - плотность воды, с - скорость в местной воде, νχ и V измеренные поля горизонтальной скорости, а Р - измеренное поле давления.
  14. 14. Способ по п.13, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги:
    вычитают масштабированное поле давления из измеренного поля вертикальной скорости νζ, формируя результат вычитания, и умножают результат вычитания на нормирующий множитель 1/2, формируя восходящее волновое поле скорости.
  15. 15. Способ по п.13, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги: прибавляют масштабированное поле давления к измеренному полю вертикальной скорости νζ, формируя результат суммирования, и умножают результат суммирования на нормирующий множитель '/2. формируя падающее волновое поле скорости.
  16. 16. Способ по п.1, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги: применяют следующее уравнение:
    где λ - масштабирующая функция, обратимая в пространстве и времени, Ри - восходящее волновое поле давления, Р - измеренное поле давления, Ζ = рс - акустический импеданс воды, р - плотность воды, с - скорость в местной воде, νχ и ν - измеренные поля горизонтальной скорости, а νζ - измеренное поле вертикальной скорости, и удаляют масштабирующую функцию λ из произведения λΡυ.
  17. 17. Способ по п.1, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги: применяют следующее уравнение:
    где Р - фильтр обратимого применения, Ри - восходящее волновое поле давления, Р - измеренное поле давления, Ζ = рс - акустический импеданс воды, р - плотность воды, с - скорость в местной воде, νχ и ν - измеренные поля горизонтальной скорости, а νζ - измеренное поле вертикальной скорости, и применяют обратный фильтр для фильтра Р к свертке Р*Ри.
  18. 18. Способ по п.17, отличающийся тем, что фильтрование включает суммирование с нормальным приращением времени.
  19. 19. Способ по п.17, отличающийся тем, что фильтрование включает миграцию.
  20. 20. Способ по п.1, отличающийся тем, что объединение включает следующие шаги: применяют следующее уравнение:
    где РТ - обратное преобразование Фурье, Ри - восходящее волновое поле давления, Р - измеренное поле давления, Ζ = рс - акустический импеданс воды, р - плотность воды, с - скорость в местной воде, νχ и ν - измеренные поля горизонтальной скорости, а νζ - измеренное поле вертикальной скорости, и применяют обратное преобразование Фурье к преобразованному восходящему волновому полю давления РТ(Ри).
  21. 21. Способ по п.1, отличающийся тем, что измеренные поля давления и скорости содержат комплексные сейсмические трассы, рассчитываемые по реальным измеренным трассам с использованием преобразования Г ильберта.
  22. 22. Способ по п.1, отличающийся тем, что определение коэффициента масштабирования включает определение коэффициента масштабирования по акустическому импедансу воды, измеренному полю
    - 13 023381 давления и измеренным полям горизонтальных скоростей в поперечном направлении.
  23. 23. Машиночитаемый носитель с записанной на нем компьютерной программой, обеспечивающей выполнение компьютером операций способа, охарактеризованного в одном из пп.1-22.
EA201170389A 2010-03-30 2011-03-28 Способ морской геофизической разведки EA023381B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/798,136 US8902699B2 (en) 2010-03-30 2010-03-30 Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers

Publications (3)

Publication Number Publication Date
EA201170389A2 EA201170389A2 (ru) 2011-12-30
EA201170389A3 EA201170389A3 (ru) 2012-01-30
EA023381B1 true EA023381B1 (ru) 2016-05-31

Family

ID=44246470

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170389A EA023381B1 (ru) 2010-03-30 2011-03-28 Способ морской геофизической разведки

Country Status (10)

Country Link
US (1) US8902699B2 (ru)
EP (1) EP2375268B1 (ru)
CN (1) CN102207553B (ru)
AU (1) AU2011201138B2 (ru)
BR (1) BRPI1101394B1 (ru)
CA (1) CA2733699C (ru)
EA (1) EA023381B1 (ru)
MX (1) MX2011003437A (ru)
MY (1) MY162915A (ru)
SG (1) SG174698A1 (ru)

Families Citing this family (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9116256B2 (en) * 2011-07-18 2015-08-25 Cggveritas Services (U.S.) Inc Method and device for wave fields separation in seismic data
US20130083625A1 (en) * 2011-09-29 2013-04-04 Ralf Ferber Demodulating a wavefield
US9234975B2 (en) * 2011-11-17 2016-01-12 Cggveritas Services Sa Device and method for deghosting P-waves
US9274239B2 (en) * 2012-01-13 2016-03-01 Westerngeco L.L.C. Wavefield deghosting
AU2013214831B2 (en) * 2012-02-03 2016-07-14 Tgs-Nopec Geophysical Company Method and apparatus for processing seismic data
US9442209B2 (en) * 2012-07-10 2016-09-13 Pgs Geophysical As Methods and systems for reconstruction of low frequency particle velocity wavefields and deghosting of seismic streamer data
US10459097B2 (en) * 2012-11-19 2019-10-29 Pgs Geophysical As Methods and systems for extrapolating wavefields
US9322944B2 (en) 2013-03-15 2016-04-26 Pgs Geophysical As Wavefield regularization by 3-D wavefield decomposition for geophysical data
WO2014177522A2 (en) * 2013-04-29 2014-11-06 Cgg Services Sa Device and method for wave-field reconstruction
US10520623B2 (en) 2013-05-31 2019-12-31 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for marine survey acquisition
US9651695B2 (en) 2013-09-19 2017-05-16 Pgs Geophysical As Construction and application of angle gathers from three-dimensional imaging of multiples wavefields
US10401515B2 (en) 2014-06-18 2019-09-03 Pgs Geophysical As Estimation of water properties from seismic data
US9921325B2 (en) * 2014-12-16 2018-03-20 Pgs Geophysical As Wavefield separation based on a matching operator between sensor responses in multi-component streamers
EP3271549B1 (en) * 2015-03-20 2023-06-14 Schlumberger Technology Corporation Single streamer deghosting with extended model space
US10156651B2 (en) * 2015-04-21 2018-12-18 Pgs Geophysical As Methods and systems to source deghost and source designature marine seismic data
CN108663710B (zh) * 2017-03-30 2019-11-05 中国石油化工股份有限公司 宽方位地震数据处理一体化成像反演方法及***
US11105945B2 (en) * 2018-02-21 2021-08-31 Pgs Geophysical As Processes and systems that attenuate source signatures and free-surface effects in recorded seismic data
CN110687607B (zh) * 2019-09-18 2021-11-26 南方科技大学 一种斯通利波探测方法及***
CN114152773A (zh) * 2021-11-10 2022-03-08 中国海洋大学 一种二维海面鬼波水体成像测量装置、方法及应用

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0414344A2 (en) * 1989-08-25 1991-02-27 Western Atlas International, Inc. Marine seismic reflection geophysical surveying
EP0851243A2 (en) * 1996-12-31 1998-07-01 Western Atlas International, Inc. Measuring sea floor reflectivity
RU2246122C1 (ru) * 2003-05-15 2005-02-10 Савостина Татьяна Леонидовна Способ морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки
GB2442854A (en) * 2006-10-11 2008-04-16 Pgs Geophysical As Attenuating particle motion sensor noise in dual sensor towed marine seismic streamers
EP2081054A2 (en) * 2008-01-18 2009-07-22 PGS Geophysical AS Method for wavefield separation in 3D dual sensor towed streamer data with aliased engergy in cross-streamer direction

Family Cites Families (32)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4752916A (en) * 1984-08-28 1988-06-21 Dan Loewenthal Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data
US5365492A (en) 1993-08-04 1994-11-15 Western Atlas International, Inc. Method for reverberation suppression
US5400299A (en) * 1993-08-20 1995-03-21 Exxon Production Research Company Seismic vibrator signature deconvolution
US5396472A (en) * 1993-09-24 1995-03-07 Western Atlas International Method for deriving water bottom reflectivity in dual sensor seismic surveys
US5754492A (en) 1996-02-12 1998-05-19 Pgs Tensor, Inc. Method of reverberation removal from seismic data and removal of dual sensor coupling errors
GB9906456D0 (en) * 1999-03-22 1999-05-12 Geco Prakla Uk Ltd Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data
US6477470B2 (en) 2000-12-01 2002-11-05 Pgs Americas, Inc. Method and system for deghosting
US20020118602A1 (en) 2001-02-27 2002-08-29 Sen Mrinal K. Angle dependent surface multiple attenuation for two-component marine bottom sensor data
GB2381314B (en) * 2001-10-26 2005-05-04 Westerngeco Ltd A method of and an apparatus for processing seismic data
US6894948B2 (en) 2003-01-29 2005-05-17 Pgs Exploration (Uk) Limited Method for processing dual sensor seismic data to attenuate noise
US7058184B1 (en) * 2003-03-25 2006-06-06 Robert Hickling Acoustic measurement method and apparatus
GB2400438B (en) * 2003-04-11 2005-06-01 Westerngeco Ltd Determination of waveguide parameters
US7123543B2 (en) * 2003-07-16 2006-10-17 Pgs Americas, Inc. Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data
US7359283B2 (en) 2004-03-03 2008-04-15 Pgs Americas, Inc. System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers
GB2414299B (en) * 2004-05-21 2006-08-09 Westerngeco Ltd Interpolation and extrapolation method for seismic recordings
US7336561B2 (en) 2004-09-07 2008-02-26 Pgs Americas, Inc. System for attenuation of water bottom multiples in seismic data recorded by pressure sensors and particle motion sensors
US7319636B2 (en) * 2005-03-14 2008-01-15 Westerngeco, L.L.C. Calibration of pressure gradient recordings
US8477561B2 (en) * 2005-04-26 2013-07-02 Westerngeco L.L.C. Seismic streamer system and method
US7768869B2 (en) 2005-05-05 2010-08-03 Pgs Americas, Inc. Method for deghosting and water layer multiple reflection attenuation in marine seismic data
US7218573B1 (en) * 2006-01-06 2007-05-15 Westerngeco, L.L.C. Interpretation of shot gather and stack of seismic data
US20100161235A1 (en) * 2007-03-09 2010-06-24 Ikelle Luc T Imaging of multishot seismic data
US7505361B2 (en) * 2007-04-11 2009-03-17 Pgs Geophysical As Method for prediction of surface related multiples from marine towed dual sensor seismic streamer data
US8116166B2 (en) * 2007-09-10 2012-02-14 Westerngeco L.L.C. 3D deghosting of multicomponent or over / under streamer recordings using cross-line wavenumber spectra of hydrophone data
GB2456313B (en) * 2008-01-10 2010-05-12 Westerngeco Seismic Holdings Sensor devices
US7957906B2 (en) * 2008-05-07 2011-06-07 Pgs Geophysical As Method for attenuating low frequency noise in a dual-sensor seismic streamer
US8811113B2 (en) 2008-08-01 2014-08-19 Pgs Geophysical As Method of summing dual-sensor towed streamer signals using seismic reflection velocities
US8089825B2 (en) 2008-08-29 2012-01-03 Pgs Geophysical As Method of summing dual-sensor towed streamer signals using cross-ghosting analysis
US7872942B2 (en) 2008-10-14 2011-01-18 Pgs Geophysical As Method for imaging a sea-surface reflector from towed dual-sensor streamer data
US8174926B2 (en) 2009-01-20 2012-05-08 Pgs Geophysical As Method for wavefield separation for dual-sensor data using kirchhoff-type datuming and migration
US20100274492A1 (en) * 2009-04-24 2010-10-28 Susanne Rentsch Determining attributes of seismic events
US8456950B2 (en) * 2010-07-30 2013-06-04 Pgs Geophysical As Method for wave decomposition using multi-component motion sensors
US9274239B2 (en) * 2012-01-13 2016-03-01 Westerngeco L.L.C. Wavefield deghosting

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0414344A2 (en) * 1989-08-25 1991-02-27 Western Atlas International, Inc. Marine seismic reflection geophysical surveying
EP0851243A2 (en) * 1996-12-31 1998-07-01 Western Atlas International, Inc. Measuring sea floor reflectivity
RU2246122C1 (ru) * 2003-05-15 2005-02-10 Савостина Татьяна Леонидовна Способ морской многоволновой многокомпонентной сейсморазведки
GB2442854A (en) * 2006-10-11 2008-04-16 Pgs Geophysical As Attenuating particle motion sensor noise in dual sensor towed marine seismic streamers
EP2081054A2 (en) * 2008-01-18 2009-07-22 PGS Geophysical AS Method for wavefield separation in 3D dual sensor towed streamer data with aliased engergy in cross-streamer direction

Also Published As

Publication number Publication date
EP2375268A1 (en) 2011-10-12
AU2011201138B2 (en) 2015-12-03
CN102207553B (zh) 2016-04-13
BRPI1101394B1 (pt) 2020-08-18
US8902699B2 (en) 2014-12-02
AU2011201138A1 (en) 2011-10-20
EA201170389A2 (ru) 2011-12-30
MX2011003437A (es) 2011-09-29
BRPI1101394A2 (pt) 2012-08-14
EA201170389A3 (ru) 2012-01-30
CA2733699C (en) 2016-09-13
CN102207553A (zh) 2011-10-05
SG174698A1 (en) 2011-10-28
CA2733699A1 (en) 2011-09-30
EP2375268B1 (en) 2012-12-05
US20110242937A1 (en) 2011-10-06
MY162915A (en) 2017-07-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2375268B1 (en) Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers
EP2420864B1 (en) Method for wave decomposition using multi-component motion sensors
US9229123B2 (en) Method for handling rough sea and irregular recording conditions in multi-sensor towed streamer data
US20160320510A1 (en) Method and system for determining source signatures after source ghost removal
US8239135B2 (en) Method for calculation of seismic attributes from seismic signals
EP2081054A2 (en) Method for wavefield separation in 3D dual sensor towed streamer data with aliased engergy in cross-streamer direction
EA022172B1 (ru) Способ ослабления низкочастотных помех в данных морской сейсмической косы с двумя типами датчиков
US8600680B2 (en) Method for eliminating spectral constraints of acquisition system and earth filtering effects
EP2669712B1 (en) Method for processing dual-sensor streamer data with anti-alias protection

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

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 KZ RU