CN108196304A - 一种多次波压制方法及装置 - Google Patents
一种多次波压制方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108196304A CN108196304A CN201810018424.9A CN201810018424A CN108196304A CN 108196304 A CN108196304 A CN 108196304A CN 201810018424 A CN201810018424 A CN 201810018424A CN 108196304 A CN108196304 A CN 108196304A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- data
- domain
- multiple wave
- seismic data
- seismic
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 57
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 45
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 24
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims description 22
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 18
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 18
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 13
- 230000006870 function Effects 0.000 description 7
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 7
- 238000011161 development Methods 0.000 description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 3
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 2
- 241001074085 Scophthalmus aquosus Species 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
- 239000010979 ruby Substances 0.000 description 1
- 229910001750 ruby Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本申请实施例公开了一种多次波压制方法及装置。所述方法提供有目的工区的测井数据以及所述目的工区的时间域的叠后地震数据；所述方法包括：根据测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据，确定目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据；基于地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，以及确定时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据；其中，待处理地震数据用于表征时间域的叠后地震数据中包含多次波的地震数据；目标反射源界面表示产生多次波的反射界面；根据地震子数据，对待处理地震数据进行多次波压制处理。本申请实施例提供的技术方案，可以实现对层间多次波的有效压制。
Description
技术领域
本申请涉及石油地球物理勘探地震数据的处理和解释技术领域，特别涉及一种多次波压制方法及装置。
背景技术
当反射波向上传播遇到某个具有较大波阻抗差的界面时，反射波有可能从这个界面反射，向下传播。当反射波遇到反射界面时，再次发生反射返回地(海)面，于是形成了多次波。按照反射层的位置，多次波可分为以下几种类型：全程多次波、层间多次波、微屈多次波多次波以及鸣震。其中，层间多次波混杂在有效波(即一次波)之间，与一次波相互叠加和干涉，使一次波的波场特征畸变，模糊不清或难以识别。多次波严重时，导致地震剖面出现假的地质现象，降低了数据处理和解释工作的准确性。因此，研究压制多次波的方法具有一定的实际意义和应用价值。
多次波问题一直是地震勘探领域中的难点。在陆上勘探中，由于地层浅部结构的不稳定性，使其表面多次波不像海上数据那样明显，而陆上层间多次波则更为复杂，没有较为明显的特征，往往不易正确地判断地震剖面上产生层间多次波的界面位置，因此在数据处理中很难识别和去除。
目前，层间多次波压制方法以对叠前地震数据中的层间多次波进行压制为主，但由于层间多次波具有来源可能性多、周期性差以及横向分布范围变化快的特征，导致多次波波场的特征比较复杂，采用现有的方法并不能完全有效地衰减层间多次波。因此，需要一种新的压制多次波方法，来有效地衰减层间多次波。
发明内容
本申请实施例的目的是提供一种多次波压制方法及装置，以实现对层间多次波的有效压制。
为解决上述技术问题，本申请实施例提供一种多次波压制方法及装置是这样实现的：
一种多次波压制方法，提供有目的工区的测井数据以及所述目的工区的时间域的叠后地震数据；所述方法包括：
根据所述测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据；
基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，以及确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据；其中，所述待处理地震数据用于表征所述时间域的叠后地震数据中包含多次波的地震数据；所述目标反射源界面表示产生多次波的反射界面；
根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理。
优选方案中，所述根据所述声波时差测井曲线数据和所述密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据，包括：
根据所述声波时差测井曲线数据和所述密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的波阻抗曲线数据；
根据所述波阻抗曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据。
优选方案中，采用下述公式确定所述波阻抗曲线数据：
其中，PI表示所述波阻抗曲线数据中指定连续排列的N个采样点对应的波阻抗平均值，其中，所述波阻抗平均值用于分配给所述N个采样点中的任意一个采样点；N表示指定采样点数量，ρi表示所述密度测井曲线数据中指定连续排列的N个采样点中第i个采样点的密度，dti表示所述声波时差测井曲线数据中指定连续排列的N个采样点中第i个采样点的声波时差。
优选方案中，采用下述公式确定所述地层反射系数曲线数据：
其中，rj表示所述地层反射系数曲线数据中第j个采样点的地层反射系数，PIj和PIj-1分别表示所述波阻抗曲线数据中第j个采样点和第j-1个采样点的波阻抗。
优选方案中，所述基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，包括：
根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据；
从所述时间域的叠后地震数据中获取所述目的工区的钻井位置处对应的时间域的井旁地震道数据；
基于所述深度域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据，确定所述时间域的叠后地震数据中的目标多次波压制时窗范围，并将所述时间域的叠后地震数据中目标多次波压制时窗范围内的地震数据作为所述待处理地震数据。
优选方案中，所述基于所述深度域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据，确定所述时间域的叠后地震数据中的目标多次波压制时窗范围，包括：
将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据；
在所述时间域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据的时窗范围内，移动预设窗长的时窗，并计算所述时间域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据分别在当前时窗位置处的测井合成地震道子数据和井旁地震道子数据之间的相关性系数；
确定小于预设相关性系数阈值的相关性系数对应的目标时窗位置，并基于所述目标时窗位置构成所述目标多次波压制时窗范围。
优选方案中，所述根据所述地层反射系数曲线数据，确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据，包括：
确定所述地层反射系数曲线数据中地层反射系数对应的采样时间；
对所述地层反射系数曲线数据中的地层反射系数按照由大到小的顺序进行排序，并将排序后的地层反射系数中前指定数量的地层反射系数作为所述指定数量的目标地层反射系数，并将所述目标地层反射系数对应的采样时间作为所述目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点；其中，所述地层反射系数与所述目标反射源界面一一对应；
将所述指定数量的目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点分别标定于所述叠后地震数据上，并对标定后的叠后地震数据进行层位追踪和解释，得到所述目标反射源界面的时间层位；
将所述时间域的叠后地震数据中与所述目标反射源界面的时间层位相邻的指定时窗范围内的地震数据作为所述目标反射源界面对应的地震子数据。
优选方案中，所述根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理，包括：
根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据；并将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据；
按照所述指定数量的目标地层反射系数由大到小的排列顺序，依次迭代根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，并对所述待处理地震数据进行多次波压制处理的步骤，直至多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值；其中，所述多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震子数据表示所述多次波压制后的待处理地震数据中在所述目的工区的钻井位置处对应的井旁地震道子数据。
优选方案中，根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理，包括：
将所述地震子数据和所述待处理地震数据分别转换为频率域的地震子数据和频率域的待处理地震数据；
根据所述频率域的地震子数据，确定谱矩阵；
确定所述谱矩阵对应的特征向量；
基于所述特征向量，对所述频率域的待处理地震数据进行多次波压制处理，得到频率域的多次波压制后的待处理地震数据；
将所述频率域的多次波压制后的待处理地震数据转换为时间域的多次波压制后的待处理地震数据。
优选方案中，采用下述公式确定所述谱矩阵：
其中，Gi(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵，Xi(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的频率域的地震子数据，表示Xi(f)的共轭矩阵。
优选方案中，采用下述公式对所述频率域的待处理地震数据进行多次波压制处理：
其中，X'(f)表示频率域的多次波压制后的待处理地震数据，X(f)表示所述频率域的待处理地震数据，Vij(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵对应的第j个特征向量，表示Vij(f)的共轭矩阵，k表示第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵对应的特征向量的数量。
优选方案中，所述迭代根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，并对所述待处理地震数据进行多次波压制处理的步骤，直至多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值，包括：
当所述多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数小于预设相关系数阈值，将所述多次波压制后的待处理地震数据作为新的待处理地震数据，并得到新的多次波压制后的待处理地震数据，以使得所述新的多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值。
一种多次波压制装置，所述装置提供目的工区的测井数据和时间域的叠后地震数据；所述装置包括：地层反射系数确定模块、地震数据确定模块和压制处理模块；其中，
所述地层反射系数确定模块，用于根据所述测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据；
所述地震数据确定模块，用于基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，以及确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据；其中，所述待处理地震数据用于表征所述时间域的叠后地震数据中包含多次波的地震数据；所述目标反射源界面表示产生多次波的反射界面；
所述压制处理模块，用于根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理。
由以上本申请实施例提供的技术方案可见，本申请实施例提供的多次波压制方法及装置，通过测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据计算的地层反射系数，来分析产生层间多次波的来源，确定包含多次波的待处理地震数据，以便对多次波的压制的针对性更强，可以在一定程度上减少了压力多次波的不确定性，更易分离和消除多次波干扰。通过地层反射系数数据确定的产生层间多次波的目标反射源界面对应的地震子数据，对待处理地震数据进行多次波压制，可以实现对层间多次波的有效压制。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本申请实施例中时间域的叠后地震数据的剖面示意图；
图2是本申请多次波压制方法实施例的流程图；
图3是本申请实施例中根据地层反射系数曲线数据得到的测井合成地震道数据与井旁地震道数据的对比示意图；
图4是本申请实施例中在叠后地震数据上识别的目标反射源界面和多次波发育顶面的时间层位的剖面示意图；
图5是本申请实施例中根据目标反射源界面对应的地震子数据预测和压制的多次波数据的剖面示意图；
图6是本申请实施例中多次波压制后的叠后地震数据的剖面示意图；
图7是本申请多次波压制装置实施例的组成结构示意图。
具体实施方式
本申请实施例提供一种多次波压制方法及装置。
为了使本技术领域的人员更好地理解本申请中的技术方案，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本申请保护的范围。
本申请实施例提供了一种多次波压制方法。所述多次波压制方法提供有目的工区的测井数据以及所述目的工区的时间域的叠后地震数据。
在本实施方式中，所述目的工区可以是指浅层存在较多强波阻抗界面的三维地震工区。所述目的工区具备产生强能量多次波的地质条件。
在本实施方式中，可以通过钻井测量的方式和数据采集的方式，获取所述目的工区的测井数据。其中，所述测井数据具体可以包括声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据。
在本实施方式中，可以通过地震勘探的方式，获取所述目的工区的时间域的叠前地震数据。通过对所述叠前地震数据进行常规叠加处理，得到所述时间域的叠后地震数据。例如，图1是本申请实施例中时间域的叠后地震数据的剖面示意图。图1中横坐标为叠后地震数据中地震道的道号，纵坐标为采样时间，单位为秒(s)。图1中白色方框区域为多次波干扰的区域。图1是四川盆地川中地区某三维地震工区的时间域的叠后地震数据，该工区浅层存在较多的强波阻抗界面，使其具备了产生强能量多次波的地质条件。如图1所示，采样时间为大于2.5s的地震剖面中存在多组较强能量的低角度连续反射，并与浅层地层产状具有较强的一致性。而实际上，该工区采样时间为大于2.5s的地层整体为结晶基底地层，该地震剖面的主体应该表现为弱连续弱振幅地震反射特征，明显与实际测得的叠后地震剖面数据不符合，分析认为该工区深层叠后地震剖面上残留了较强能量多次波干扰。从图1的地震剖面上可以看出，该工区深层多次波具有如下特征：能量较强且横向变化较大、地层倾角呈近水平状、纵向上具有条带状特征。
图2是本申请多次波压制方法实施例的流程图。如图2所示，所述多次波压制方法，包括以下步骤。
步骤S101：根据所述测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据。
在本实施方式中，根据所述声波时差测井曲线数据和所述密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据，具体可以包括，可以根据所述声波时差测井曲线数据和所述密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的波阻抗曲线数据；可以根据所述波阻抗曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述波阻抗曲线数据：
其中，PI表示所述波阻抗曲线数据中指定连续排列的N个采样点对应的波阻抗平均值，其中，所述波阻抗平均值用于分配给所述N个采样点中的任意一个采样点；N表示指定采样点数量，ρi表示所述密度测井曲线数据中指定连续排列的N个采样点中第i个采样点的密度，dti表示所述声波时差测井曲线数据中指定连续排列的N个采样点中第i个采样点的声波时差。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述地层反射系数曲线数据：
其中，rj表示所述地层反射系数曲线数据中第j个采样点的地层反射系数，PIj和PIj-1分别表示所述波阻抗曲线数据中第j个采样点和第j-1个采样点的波阻抗。
步骤S102：基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，以及确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据；其中，所述待处理地震数据用于表征所述时间域的叠后地震数据中包含多次波的地震数据；所述目标反射源界面表示产生多次波的反射界面。
在本实施方式中，基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，具体可以包括，可以根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据。可以从所述时间域的叠后地震数据中获取所述目的工区的钻井位置处对应的时间域的井旁地震道数据。可以基于所述深度域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据，确定所述时间域的叠后地震数据中的目标多次波压制时窗范围，并将所述时间域的叠后地震数据中目标多次波压制时窗范围内的地震数据作为所述待处理地震数据。其中，井旁地震道是指地震数据中与种子井距离最近的地震道。
在本实施方式中，根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据，具体可以包括，对所述指定地震子波数据与所述地层反射系数曲线数据进行褶积运算，并将褶积运算结果作为所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据。
在本实施方式中，基于所述深度域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据，确定所述时间域的叠后地震数据中的目标多次波压制时窗范围，具体可以包括：可以将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据。可以在所述时间域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据的时窗范围内，移动预设窗长的时窗，并计算所述时间域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据分别在当前时窗位置处的测井合成地震道子数据和井旁地震道子数据之间的相关性系数。可以确定小于预设相关性系数阈值的相关性系数对应的目标时窗位置，并基于所述目标时窗位置构成所述目标多次波压制时窗范围。其中，所述预设相关性阈值的取值范围可以包括0.5～0.7，具体可以根据实际地震数据的情况来设定。
在本实施方式中，在将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据的步骤之前，可以基于所述测井数据和所述叠后地震数据，采用井震标定的方法进行所述目的工区中钻井位置处对应的全井段的井震时深标定，并建立对应的时-深转换关系。如此，可以根据所述时-深转换关系，将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据。在井震标定过程中，还可以分别时间域的测井合成地震道数据和井旁地震道数据进行局部采样时间的拉伸或压缩处理，并通过时移处理保持两组数据的强反射界面时间对齐，以使得二者在全井段的相关性系数最大。
在本实施方式中，可以通过所述叠后地震数据对应的速度谱来识别所述目标多次波压制时窗范围。在地震处理速度谱上，多次波能量团速度通常比一次波速度低，存在波速低速异常，因此，从多次波能量团在速度谱上的时间位置可以确定多次波强度和发育的时间范围，并可以将该时间范围作为所述多次波压制时窗范围。特别是对于未被钻井揭示的地层，可以通过地震处理速度谱来识别多次波。
例如，图3是本申请实施例中根据地层反射系数曲线数据得到的测井合成地震道数据与井旁地震道数据的对比示意图。其中，图3中的井旁地震道数据是从图1中的叠后地震数据中获取的。图3中有五个数据道，依次分别是深度域的声波时差测井曲线数据(即图3中的随地层深度变化的速度，单位为米/秒(m/s))、深度域的密度测井曲线数据(即图3中的随地层深度变化的密度，单位为g/cc)、深度域的地层反射系数曲线数据(即图3中的随地层深度变化的反射率)、时间域的测井合成地震道数据(即图3中的合成地震记录)和时间域的井旁地震道数据(即图3中的实际地震道)。图3中黑色方框区域为井震相关较差的区域。如图3所示，合成地震记录与实际地震道的强反射同相轴具有较好的对应关系。在中浅层1.2s～2.1s的采样时间范围内，合成地震记录和实际地震道符合较好，二者之间的相关系数在0.8以上，表明该时间范围内实际地震道以一次波为主。在中深层2.1s～2.4s的时间范围内，合成地震记录和实际地震道中的波组特征差异较大，二者之间的相关系数仅为0.32，具体表现在强反射同相轴个数不同：合成地震记录在该时间范围内仅在2180ms和2280ms附近存在两个较强同相轴，而在实际地震道中明显多个几个强能量同相轴，表明该时间范围内除一次波反射外，还包含有较强的多个多次波反射。进一步表明实际地震道在该时间范围内可能残留较强的多次波干扰。
在本实施方式中，根据所述地层反射系数曲线数据，确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据，具体可以包括以下步骤：
(1)可以确定所述地层反射系数曲线数据中地层反射系数对应的采样时间；具体地，可以通过井震标定建立的时-深转换关系，确定所述地层反射系数曲线数据中地层反射系数对应的采样时间。
(2)可以对所述地层反射系数曲线数据中的地层反射系数按照由大到小的顺序进行排序，并将排序后的地层反射系数中前指定数量的地层反射系数作为所述指定数量的目标地层反射系数，并将所述目标地层反射系数对应的采样时间作为所述目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点；其中，所述地层反射系数与所述目标反射源界面一一对应；所述指定数量具体可以根据实际工区的地层的地质情况来设定；例如，针对图1中的四川盆地川中地区某三维地震工区，对该工区的A井对应的钻井位置处的地层反射系数曲线数据中的地层反射系数按照由大到小的顺序进行排序，并将排序后的地层系数中前4个地层反射系数作为4个目标反射系数，这4个目标地层反射系数分别为0.29、0.28、0.23和0.17，对应的采样时间分别为t1＝1818.9毫秒、t2＝1957.3毫秒、t3＝1160.6毫秒和t4＝1539.6毫秒，对应的目标反射源界面分别为上二叠底P21、奥陶系底O1、上三叠系须家河底界T3x1和下三叠系飞四段底界T1f4。
(3)可以将所述指定数量的目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点分别标定于所述叠后地震数据上，并对标定后的叠后地震数据进行层位追踪和解释，得到所述目标反射源界面的时间层位；具体地，例如，所述层位追踪和解释的步骤可以在地震解释软件LandMark中进行。
(4)可以将所述时间域的叠后地震数据中与所述目标反射源界面的时间层位相邻的指定时窗范围内的地震数据作为所述目标反射源界面对应的地震子数据。其中，所述指定时窗范围对应的窗长可以包括为30毫秒至60毫秒。在实际应用中，所述指定时窗范围可以根据实际工区的具体情况来设定。
在本实施方式中，在对标定后的叠后地震数据进行层位追踪和解释的步骤之后，还可以对层位追踪和解释的结果进行平滑处理，并根据平滑处理后的结果，得到所述目标反射源界面的时间层位，以减少在地震层位追踪和解释过程中可能会产生的一些异常值或无效值，从而减少对后续多次波压制处理的影响。
在本实施方式中，还可以将所述目标多次波压制时窗范围的起始采样时间标定于所述叠后地震数据上，并对标定后的叠后地震数据进行层位追踪和解释，得到对应的地层界面的时间层位，即多次波发育顶面的时间层位。
图4是在图1的叠后地震数据上识别的目标反射源界面和多次波发育顶面的时间层位的剖面示意图。如图4所示，按照由大到小的顺序排序后的4个目标地层反射系数分别对应的目标反射源界面的时间层位，分别为T1、T2、T3和T4，以及多次波发育顶面的时间层位为Ts，即寒武系沧浪铺界E1c。在本实施例中，所述目标多次波压制时窗范围的终止采样时间为6000毫秒，并将其作为多次波发育底界，该多次波发育底界的时间层位为Te＝6000毫秒。
步骤S103：根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理。
在本实施方式中，根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理，具体可以包括，可以根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据；并将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据。可以按照所述指定数量的目标地层反射系数由大到小的排列顺序，依次迭代根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，并对所述待处理地震数据进行多次波压制处理的步骤，直至多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值；其中，所述多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震子数据表示所述多次波压制后的待处理地震数据中在所述目的工区的钻井位置处对应的井旁地震道子数据。
在本实施方式中，根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理，具体可以包括，可以将所述地震子数据和所述待处理地震数据分别转换为频率域的地震子数据和频率域的待处理地震数据。可以根据所述频率域的地震子数据，确定谱矩阵。可以确定所述谱矩阵对应的特征向量。基于所述特征向量，可以对所述频率域的待处理地震数据进行多次波压制处理，得到频率域的多次波压制后的待处理地震数据。可以将所述频率域的多次波压制后的待处理地震数据转换为时间域的多次波压制后的待处理地震数据。
在本实施方式中，可以采用下述公式确定所述谱矩阵：
其中，Gi(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵，Xi(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的频率域的地震子数据，表示Xi(f)的共轭矩阵。
在本实施方式中，可以采用下述公式对所述频率域的待处理地震数据进行多次波压制处理：
其中，X'(f)表示频率域的多次波压制后的待处理地震数据，X(f)表示所述频率域的待处理地震数据，Vij(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵对应的第j个特征向量，表示Vij(f)的共轭矩阵，k表示第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵对应的特征向量的数量。其中，表示根据第i个目标反射源界面对应的地震子数据预测的多次波数据。
在本实施方式中，迭代根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，并对所述待处理地震数据进行多次波压制处理的步骤，直至多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值，具体可以包括：当所述多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数小于预设相关系数阈值，将所述多次波压制后的待处理地震数据作为新的待处理地震数据，并得到新的多次波压制后的待处理地震数据，以使得所述新的多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值。
例如，图5是本申请实施例中根据目标反射源界面对应的地震子数据预测和压制的多次波数据的剖面示意图。图5中a、b和c分别表示依次根据图4中的层位T1、T2和T3对应的地震子数据预测和压制的多次波数据的剖面示意图，即源于T1层的多次波压制、源于T2层的多次波压制和源于T3层的多次波压制。如图5所示，压制的地震信号能量倾角小、纵向上具有条带状特征，表明所压制的地震信号主要为多次波，进而表明本申请实施例提供的多次波压制方法的压制效果较好。
图6是本申请实施例中多次波压制后的叠后地震数据的剖面示意图。图6是采用本申请实施例提供的多次波压制方法对图1中的叠后地震数据进行压制处理后的地震数据的剖面示意图。如图6所示，该工区采样时间为大于2.5s的地震数据中大部分近水平多次波被较好地压制，地震信噪比和地震成像质量得到大幅度提高，深层整体表现为不连续弱反射的特征，符合目前结晶基底的地质认识，内部高度倾斜反射成像更加清晰。
所述多次波压制方法实施例，通过测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据计算的地层反射系数，来分析产生层间多次波的来源，确定包含多次波的待处理地震数据，以便对多次波的压制的针对性更强，可以在一定程度上减少了压力多次波的不确定性，更易分离和消除多次波干扰。通过地层反射系数数据确定的多个产生层间多次波的目标反射源界面对应的地震子数据，逐级对待处理地震数据进行多次波压制，可以实现对不同来源的层间多次波的有效压制。
图7是本申请多次波压制装置实施例的组成结构示意图。所述多次波压制装置提供目的工区的测井数据和时间域的叠后地震数据。如图7所示，所述多次波压制装置可以包括：地层反射系数确定模块100、地震数据确定模块200和压制处理模块300。
所述地层反射系数确定模块100，可以用于根据所述测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据。
所述地震数据确定模块200，可以用于基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，以及确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据；其中，所述待处理地震数据用于表征所述时间域的叠后地震数据中包含多次波的地震数据；所述目标反射源界面表示产生多次波的反射界面。
所述压制处理模块300，可以用于根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理。
在本实施方式中，所述地震数据确定模块200，具体可以用于根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据；从所述时间域的叠后地震数据中获取所述目的工区的钻井位置处对应的时间域的井旁地震道数据；基于所述深度域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据，确定所述时间域的叠后地震数据中的目标多次波压制时窗范围，并将所述时间域的叠后地震数据中目标多次波压制时窗范围内的地震数据作为所述待处理地震数据。
在本实施方式中，所述地震数据确定模块200，具体可以用于确定所述地层反射系数曲线数据中地层反射系数对应的采样时间；对所述地层反射系数曲线数据中的地层反射系数按照由大到小的顺序进行排序，并将排序后的地层反射系数中前指定数量的地层反射系数作为所述指定数量的目标地层反射系数，并将所述目标地层反射系数对应的采样时间作为所述目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点；其中，所述地层反射系数与所述目标反射源界面一一对应；将所述指定数量的目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点分别标定于所述叠后地震数据上，并对标定后的叠后地震数据进行层位追踪和解释，得到所述目标反射源界面的时间层位；将所述时间域的叠后地震数据中与所述目标反射源界面的时间层位相邻的指定时窗范围内的地震数据作为所述目标反射源界面对应的地震子数据。
在本实施方式中，所述压制处理模块300，具体可以用于根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据；并将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据；按照所述指定数量的目标地层反射系数由大到小的排列顺序，依次迭代根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，并对所述待处理地震数据进行多次波压制处理的步骤，直至多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值；其中，所述多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震子数据表示所述多次波压制后的待处理地震数据中在所述目的工区的钻井位置处对应的井旁地震道子数据。
所述多次波压制装置实施例与所述多次波压制方法实施例相对应，可以实现多次波压制方法实施例的技术方案，并取得方法实施例的技术效果。
在20世纪90年代，对于一个技术的改进可以很明显地区分是硬件上的改进(例如，对二极管、晶体管、开关等电路结构的改进)还是软件上的改进(对于方法流程的改进)。然而，随着技术的发展，当今的很多方法流程的改进已经可以视为硬件电路结构的直接改进。设计人员几乎都通过将改进的方法流程编程到硬件电路中来得到相应的硬件电路结构。因此，不能说一个方法流程的改进就不能用硬件实体模块来实现。例如，可编程逻辑器件(Programmable Logic Device,PLD)(例如现场可编程门阵列(Field Programmable GateArray，FPGA))就是这样一种集成电路，其逻辑功能由用户对器件编程来确定。由设计人员自行编程来把一个数字系统“集成”在一片PLD上，而不需要请芯片制造厂商来设计和制作专用的集成电路芯片。而且，如今，取代手工地制作集成电路芯片，这种编程也多半改用“逻辑编译器(logic compiler)”软件来实现，它与程序开发撰写时所用的软件编译器相类似，而要编译之前的原始代码也得用特定的编程语言来撰写，此称之为硬件描述语言(Hardware Description Language，HDL)，而HDL也并非仅有一种，而是有许多种，如ABEL(Advanced Boolean Expression Language)、AHDL(Altera Hardware DescriptionLanguage)、Confluence、CUPL(Cornell University Programming Language)、HDCal、JHDL(Java Hardware Description Language)、Lava、Lola、MyHDL、PALASM、RHDL(RubyHardware Description Language)等，目前最普遍使用的是VHDL(Very-High-SpeedIntegrated Circuit Hardware Description Language)与Verilog2。本领域技术人员也应该清楚，只需要将方法流程用上述几种硬件描述语言稍作逻辑编程并编程到集成电路中，就可以很容易得到实现该逻辑方法流程的硬件电路。
本领域技术人员也知道，除了以纯计算机可读程序代码方式实现控制器以外，完全可以通过将方法步骤进行逻辑编程来使得控制器以逻辑门、开关、专用集成电路、可编程逻辑控制器和嵌入微控制器等的形式来实现相同功能。因此这种控制器可以被认为是一种硬件部件，而对其内包括的用于实现各种功能的装置也可以视为硬件部件内的结构。或者甚至，可以将用于实现各种功能的装置视为既可以是实现方法的软件模块又可以是硬件部件内的结构。
上述实施例阐明的装置、模块，具体可以由计算机芯片或实体实现，或者由具有某种功能的产品来实现。
为了描述的方便，描述以上装置时以功能分为各种模块分别描述。当然，在实施本申请时可以把各模块的功能在同一个或多个软件和/或硬件中实现。
通过以上的实施方式的描述可知，本领域的技术人员可以清楚地了解到本申请可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。该计算机软件产品可以包括若干指令用以使得一台计算机设备(可以是个人计算机，服务器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例或者实施例的某些部分所述的方法。该计算机软件产品可以存储在内存中，内存可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。内存是计算机可读介质的示例。计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括短暂电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
本说明书中的各个实施例均采用递进的方式描述，各个实施例之间相同相似的部分互相参见即可，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处。尤其，对于装置实施例而言，由于其基本相似于方法实施例，所以描述的比较简单，相关之处参见方法实施例的部分说明即可。
本申请可用于众多通用或专用的计算机系统环境或配置中。例如：个人计算机、服务器计算机、手持设备或便携式设备、平板型设备、多处理器系统、基于微处理器的系统、置顶盒、可编程的消费电子设备、网络PC、小型计算机、大型计算机、包括以上任何系统或设备的分布式计算环境等等。
本申请可以在由计算机执行的计算机可执行指令的一般上下文中描述，例如程序模块。一般地，程序模块包括执行特定任务或实现特定抽象数据类型的例程、程序、对象、组件、数据结构等等。也可以在分布式计算环境中实践本申请，在这些分布式计算环境中，由通过通信网络而被连接的远程处理设备来执行任务。在分布式计算环境中，程序模块可以位于包括存储设备在内的本地和远程计算机存储介质中。
虽然通过实施例描绘了本申请，本领域普通技术人员知道，本申请有许多变形和变化而不脱离本申请的精神，希望所附的权利要求包括这些变形和变化而不脱离本申请的精神。
Claims (13)
1.一种多次波压制方法，其特征在于，提供有目的工区的测井数据以及所述目的工区的时间域的叠后地震数据；所述方法包括：
根据所述测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据；
基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，以及确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据；其中，所述待处理地震数据用于表征所述时间域的叠后地震数据中包含多次波的地震数据；所述目标反射源界面表示产生多次波的反射界面；
根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述声波时差测井曲线数据和所述密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据，包括：
根据所述声波时差测井曲线数据和所述密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的波阻抗曲线数据；
根据所述波阻抗曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述波阻抗曲线数据：
其中，PI表示所述波阻抗曲线数据中指定连续排列的N个采样点对应的波阻抗平均值，其中，所述波阻抗平均值用于分配给所述N个采样点中的任意一个采样点；N表示指定采样点数量，ρi表示所述密度测井曲线数据中指定连续排列的N个采样点中第i个采样点的密度，dti表示所述声波时差测井曲线数据中指定连续排列的N个采样点中第i个采样点的声波时差。
4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述地层反射系数曲线数据：
其中，rj表示所述地层反射系数曲线数据中第j个采样点的地层反射系数，PIj和PIj-1分别表示所述波阻抗曲线数据中第j个采样点和第j-1个采样点的波阻抗。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，包括：
根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据；
从所述时间域的叠后地震数据中获取所述目的工区的钻井位置处对应的时间域的井旁地震道数据；
基于所述深度域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据，确定所述时间域的叠后地震数据中的目标多次波压制时窗范围，并将所述时间域的叠后地震数据中目标多次波压制时窗范围内的地震数据作为所述待处理地震数据。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述基于所述深度域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据，确定所述时间域的叠后地震数据中的目标多次波压制时窗范围，包括：
将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据；
在所述时间域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据的时窗范围内，移动预设窗长的时窗，并计算所述时间域的测井合成地震道数据和所述时间域的井旁地震道数据分别在当前时窗位置处的测井合成地震道子数据和井旁地震道子数据之间的相关性系数；
确定小于预设相关性系数阈值的相关性系数对应的目标时窗位置，并基于所述目标时窗位置构成所述目标多次波压制时窗范围。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述地层反射系数曲线数据，确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据，包括：
确定所述地层反射系数曲线数据中地层反射系数对应的采样时间；
对所述地层反射系数曲线数据中的地层反射系数按照由大到小的顺序进行排序，并将排序后的地层反射系数中前指定数量的地层反射系数作为所述指定数量的目标地层反射系数，并将所述目标地层反射系数对应的采样时间作为所述目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点；其中，所述地层反射系数与所述目标反射源界面一一对应；
将所述指定数量的目标反射源界面在所述钻井位置处的界面时间点分别标定于所述叠后地震数据上，并对标定后的叠后地震数据进行层位追踪和解释，得到所述目标反射源界面的时间层位；
将所述时间域的叠后地震数据中与所述目标反射源界面的时间层位相邻的指定时窗范围内的地震数据作为所述目标反射源界面对应的地震子数据。
8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理，包括：
根据指定地震子波数据和所述地层反射系数曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的深度域的测井合成地震道数据；并将所述深度域的测井合成地震道数据转换为时间域的测井合成地震道数据；
按照所述指定数量的目标地层反射系数由大到小的排列顺序，依次迭代根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，并对所述待处理地震数据进行多次波压制处理的步骤，直至多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值；其中，所述多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震子数据表示所述多次波压制后的待处理地震数据中在所述目的工区的钻井位置处对应的井旁地震道子数据。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理，包括：
将所述地震子数据和所述待处理地震数据分别转换为频率域的地震子数据和频率域的待处理地震数据；
根据所述频率域的地震子数据，确定谱矩阵；
确定所述谱矩阵对应的特征向量；
基于所述特征向量，对所述频率域的待处理地震数据进行多次波压制处理，得到频率域的多次波压制后的待处理地震数据；
将所述频率域的多次波压制后的待处理地震数据转换为时间域的多次波压制后的待处理地震数据。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，采用下述公式确定所述谱矩阵：
其中，Gi(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵，Xi(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的频率域的地震子数据，表示Xi(f)的共轭矩阵。
11.根据权利要求10所述的方法，其特征在于，采用下述公式对所述频率域的待处理地震数据进行多次波压制处理：
其中，X'(f)表示频率域的多次波压制后的待处理地震数据，X(f)表示所述频率域的待处理地震数据，Vij(f)表示与第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵对应的第j个特征向量，表示Vij(f)的共轭矩阵，k表示第i个目标反射系数相关联的第i个目标反射源界面对应的谱矩阵对应的特征向量的数量。
12.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述迭代根据与所述目标地层反射系数相关联的目标反射源界面对应的地震子数据，并对所述待处理地震数据进行多次波压制处理的步骤，直至多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值，包括：
当所述多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数小于预设相关系数阈值，将所述多次波压制后的待处理地震数据作为新的待处理地震数据，并得到新的多次波压制后的待处理地震数据，以使得所述新的多次波压制后的待处理地震数据中的井旁地震道子数据与所述测井合成地震道数据在所述目标多次波压制时窗范围内的测井合成地震道子数据之间的相关系数大于或等于预设相关系数阈值。
13.一种多次波压制装置，其特征在于，所述装置提供目的工区的测井数据和时间域的叠后地震数据；所述装置包括：地层反射系数确定模块、地震数据确定模块和压制处理模块；其中，
所述地层反射系数确定模块，用于根据所述测井数据中的声波时差测井曲线数据和密度测井曲线数据，确定所述目的工区的钻井位置处的地层反射系数曲线数据；
所述地震数据确定模块，用于基于所述地层反射系数曲线数据，确定待处理地震数据，以及确定所述时间域的叠后地震数据中目标反射源界面对应的地震子数据；其中，所述待处理地震数据用于表征所述时间域的叠后地震数据中包含多次波的地震数据；所述目标反射源界面表示产生多次波的反射界面；
所述压制处理模块，用于根据所述地震子数据，对所述待处理地震数据进行多次波压制处理。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810018424.9A CN108196304B (zh) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | 一种多次波压制方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810018424.9A CN108196304B (zh) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | 一种多次波压制方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108196304A true CN108196304A (zh) | 2018-06-22 |
| CN108196304B CN108196304B (zh) | 2019-07-09 |
Family
ID=62588834
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810018424.9A Active CN108196304B (zh) | 2018-01-09 | 2018-01-09 | 一种多次波压制方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108196304B (zh) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109239772A (zh) * | 2018-08-31 | 2019-01-18 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种特征波域的浅水多次波模型指向性预测方法 |
| CN111352156A (zh) * | 2020-03-09 | 2020-06-30 | 吉林大学 | 多次波无关的地震资料自动速度分析方法 |
| CN111751870A (zh) * | 2019-03-26 | 2020-10-09 | 中国石油天然气集团有限公司 | 叠后层间多次波压制方法及装置 |
| CN111781642A (zh) * | 2019-04-03 | 2020-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 地震数据层间多次波衰减方法及装置 |
| US11536865B1 (en) | 2021-11-30 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for target oriented interbed seismic multiple prediction and subtraction |
| US11906680B2 (en) | 2021-11-30 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Generalized internal multiple prediction |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101598809A (zh) * | 2008-06-04 | 2009-12-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种自适应消除线性规则噪声以及多次波干扰的方法 |
| CN103308943A (zh) * | 2013-05-10 | 2013-09-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海洋地震资料处理中层间多次波衰减的方法及装置 |
| US20160116620A1 (en) * | 2014-10-24 | 2016-04-28 | Ion Geophysical Corporation | Methods and systems for seismic inversion and related seismic data processing |
| CN106772616A (zh) * | 2016-12-20 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地震成像的处理方法及装置 |
-
2018
- 2018-01-09 CN CN201810018424.9A patent/CN108196304B/zh active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101598809A (zh) * | 2008-06-04 | 2009-12-09 | 中国石油天然气集团公司 | 一种自适应消除线性规则噪声以及多次波干扰的方法 |
| CN103308943A (zh) * | 2013-05-10 | 2013-09-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种海洋地震资料处理中层间多次波衰减的方法及装置 |
| US20160116620A1 (en) * | 2014-10-24 | 2016-04-28 | Ion Geophysical Corporation | Methods and systems for seismic inversion and related seismic data processing |
| CN106772616A (zh) * | 2016-12-20 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地震成像的处理方法及装置 |
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| CHRISTOPHER GANTELA,ET AL: "Demasking Multiple Artifact in Crustal Seismic Images from Marine Reflection Data in the Southern California Borderland", 《JOURNAL OF EARTH SCIENCE》 * |
| 戴晓峰，等: "川中中新元古代深层多次波压制技术研究", 《工程地球物理学报》 * |
| 施剑，等: "陆架浅水区自由表面多次波压制方法", 《地球物理学进展》 * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109239772A (zh) * | 2018-08-31 | 2019-01-18 | 中海石油(中国)有限公司湛江分公司 | 一种特征波域的浅水多次波模型指向性预测方法 |
| CN111751870A (zh) * | 2019-03-26 | 2020-10-09 | 中国石油天然气集团有限公司 | 叠后层间多次波压制方法及装置 |
| CN111751870B (zh) * | 2019-03-26 | 2023-02-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 叠后层间多次波压制方法及装置 |
| CN111781642A (zh) * | 2019-04-03 | 2020-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 地震数据层间多次波衰减方法及装置 |
| CN111352156A (zh) * | 2020-03-09 | 2020-06-30 | 吉林大学 | 多次波无关的地震资料自动速度分析方法 |
| CN111352156B (zh) * | 2020-03-09 | 2021-09-17 | 吉林大学 | 多次波无关的地震资料自动速度分析方法 |
| US11536865B1 (en) | 2021-11-30 | 2022-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for target oriented interbed seismic multiple prediction and subtraction |
| US11906680B2 (en) | 2021-11-30 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Generalized internal multiple prediction |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108196304B (zh) | 2019-07-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108196304B (zh) | 一种多次波压制方法及装置 | |
| US10295683B2 (en) | Amplitude inversion on partitioned depth image gathers using point spread functions | |
| US8352190B2 (en) | Method for analyzing multiple geophysical data sets | |
| US9075163B2 (en) | Interferometric seismic data processing | |
| CN104375188B (zh) | 一种地震波透射衰减补偿方法及装置 | |
| US20160320509A1 (en) | Suppressing near-surface scattered surface waves | |
| US10324211B2 (en) | Seismic spectral balancing | |
| CN106249299B (zh) | 强反射屏蔽下薄层弱反射地震能量恢复方法及装置 | |
| CN106932824B (zh) | 陆地地震勘探资料的降维自适应层间多次波压制方法 | |
| CN108535775B (zh) | 非平稳地震资料声波阻抗反演方法及装置 | |
| US10295687B2 (en) | Attenuation of multiple reflections | |
| CN106772589B (zh) | 一种叠前地震反演方法及装置 | |
| US20150032379A1 (en) | Attenuation of multiple reflections | |
| CN113945982B (zh) | 用于去除低频和低波数噪声以生成增强图像的方法和系统 | |
| CN104375178B (zh) | 一种碳酸盐岩缝洞储层预测方法和装置 | |
| CN107193045A (zh) | 一种地震数据处理方法及装置 | |
| CN109188520A (zh) | 薄储层厚度预测方法及装置 | |
| CN107179546B (zh) | 一种确定速度场的方法及装置 | |
| CN106772599B (zh) | 一种计算地层横波速度的方法及装置 | |
| CN108897040A (zh) | 一种确定陆检与海底之间的耦合性的方法及装置 | |
| CN111736214B (zh) | 矿物基质模量计算方法、建立地震响应模型的方法和装置 | |
| US20230125277A1 (en) | Integration of upholes with inversion-based velocity modeling | |
| US11531129B2 (en) | Picking seismic stacking velocity based on structures in a subterranean formation | |
| CN106772596A (zh) | 一种确定叠前时间偏移速度场的方法及装置 | |
| US11255993B2 (en) | Variable aperture estimation using bottom-up ray tracing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |