CN1867840A - 用于使用双波来解译地震数据的方法 - Google Patents
用于使用双波来解译地震数据的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1867840A CN1867840A CNA2004800299963A CN200480029996A CN1867840A CN 1867840 A CN1867840 A CN 1867840A CN A2004800299963 A CNA2004800299963 A CN A2004800299963A CN 200480029996 A CN200480029996 A CN 200480029996A CN 1867840 A CN1867840 A CN 1867840A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- wave
- wave field
- cspg
- time
- 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 76
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 claims description 10
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 3
- 238000003672 processing method Methods 0.000 abstract 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 83
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 83
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 18
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 14
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 8
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 7
- FKOKUHFZNIUSLW-UHFFFAOYSA-N 2-Hydroxypropyl stearate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCC(C)O FKOKUHFZNIUSLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 6
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 3
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000013213 extrapolation Methods 0.000 description 3
- 230000000631 nonopiate Effects 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 2
- 238000001028 reflection method Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 2
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 238000004613 tight binding model Methods 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 240000007594 Oryza sativa Species 0.000 description 1
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 230000001915 proofreading effect Effects 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 230000011514 reflex Effects 0.000 description 1
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 1
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/301—Analysis for determining seismic cross-sections or geostructures
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)
- Measurement Of Velocity Or Position Using Acoustic Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
本发明说明了一种用于使用双波来解译地震数据的方法。虽然使用基于一次反射的传统处理方法容易识别基本上水平的边界，但是难于或不可能使用这样的方法来定位基本上垂直的事件或边界。本发明的方法通过聚集公共源或接收器轨迹用于处理而使用二次反射来定位基本上垂直的事件。这些聚集的波场被向下延续到基边界的级，然后在每个离散深度级，形成接近垂直的事件的地震图像。所述向下延续的聚集对应于从波离开源或接收器点、从基边界被反射并且到达波场延续的离散级的对应点的波的传播时间。为了提高目标接近垂直的事件的产生的图像的噪音容差，从所述公共源和接收器聚集获得的地震图像也可以被求和在一起或堆叠。
Description
相关申请
本发明要求2003年8月19日提交的美国临时申请第60/495,879号的优先权。
技术领域
本发明一般地涉及处理地震数据，具体涉及成像急剧倾斜的地质边界。
背景技术
传统的地震数据处理方法基于使用在所关心的地质区域的表面上或附近放置的接收器的线(二维)或网格(三维)来检测一次反射(primary reflection)。每个接收器的位置相对于地震能量的来源是已知的，所述地震能量当被触发时产生声机械波，所述声机械波继而启动作为每个接收器的一个元件的机电变换器。在从其源出来、然后再次从表面下的(subsurface)界面或边界(有时被称为“事件”)进行第一次反射、然后再次进行一个或多个二次或三次反射时，每个机械波可以启动一个或多个变换器。由变换器产生的电磁信号被记录或“聚集”(即产生地震波曲线来表示一次反射波)，然后位置被校正和“迁移”，再后在同一源的随后启动期间使用由同一接收器记录的同源(sibling)信号“堆叠”，以便降低瞬时噪音的影响。使用将从一次反射产生的这样的信号作为数据接受的若干可用算法的任何一个，聚集被处理以产生在不同深度基本上显示水平边界或界面的图像，所述图像表示事件或层，机械波相对于所述事件或层在不同时间被反射，并且那些波以不同的速度通过所述事件或层，所述不同的速度部分地依赖于那些事件的表面的特性和那些层的构成。
要明白，关于一次反射从接近水平(sub-horizontal)的事件在不同时间到达不同接收器的信息可以被整理和解译，以精确地识别那些改为在有限的角度范围内(通常不小于60度)略垂直(被称为接近垂直)定向的表面下反射器。对于这些
略微垂直的反射器，从一次反射的这样的外推法(extrapolation)已经被开发来滤除复杂的双反射，并且忽略作为噪音的、对产生的图像的其影响。但是，对于更为
陡峭的垂直反射器，从一次反射外推这样的技术不足以产生清楚的图像，以便在可接受的确定水平上显示这样的事件的存在、位置和定向。
当垂直定向的反射器足够大或清楚时(例如被用作用于测试和校准系统的基准反射器的公知断层)，传统的技术可以聚集对于经验多的用户足够强的信号，以成功地从水平信息外推所需要的垂直信息。但是，当急剧倾斜的反射器是更微细的断层(fault)时，甚至最具技能的用户也遇到为了确定何处花费数百万美元钻孔(drilling)到构成的不可接受地大的误差容限，这需要高度地自信所演绎出的图像是真实的并且位于所计算的位置。
在下文中说明了这样的传统地震数据处理方法的一个示例：Maramlevsky等人的乌克兰专利第42312号，G01V1/100，G01V1/40，2001年10月15日公告第9期公布(“312”)，关于用于研究急剧倾斜的(即接近垂直的)反射器的地震反射方法，由此，源的线性组被布置为与勘探目标的平面正交，并且接收器位于表面上和在钻孔内。通过多通道过滤来处理所述数据，以增强从接近垂直的倾斜和曲线的边界反射和散射的一次波。根据表面和表面下数据的同时分析来产生边界的地震图像，所述同时分析确定空间定位和测试所构造的图像的有效性。不利的是，312的方法
需要从钻孔中的深处的记录，降低了其实际应用，并且仅仅处理一次反射。
在下文中描述了传统的地震数据处理方法的另一个示例：Shalishov等人的苏联专利第894633号，M.K1.G01V1/100，1981年12月30日公告第48期公布(“633”)，关于用于急剧倾斜的反射器的地震反射方法，所述方法基于沿着几个源的线性轮廓的反射波的产生和记录，所述几个源位于急剧倾斜表面的倾斜侧上。将在源和接收器点之间的间隔选择为不小于在源点和目标表面的边缘在源轮廓的线上的投影之间的距离的两倍。从双反射——即“双”波——的公共点记录波，“双”波表示已经经历了双反射的那些波(通称为“在空间角的条件下形成的”)，从急剧倾斜的目标表面的第一或一次反射和从任何平面的二次反射。633的方法假定以一定的延迟来记录来自
公共双反射的点的波，这保证了同相求和、最小扭曲和最大的噪音抑制。不利的是，633的方法要求接收器和源相对于接近垂直的目标的倾斜表面的特殊定位，这导致不确定，除非具有关于事件的倾斜方向的先前数据。而且，633的方法仅对双波提供提高的信噪比，而不提供用于形成接近垂直的事件(“SVE”)的图像的方法。
近些年来的迁移过程的发展已经使得可以提高绘制复杂地质的地域的精度，所述区域包括具有盐丘的区域。但是，盐原料(salt stock)的精确描绘、断层的追溯和与接近盐的沉淀物连接的其他问题仍然经常导致不确定的方案，因为接近垂直的反射边界具有不规则的表面。仅仅从这样的边界反射一次的波趋向于不达到表面(至少在观察几何图中)，并且已经使用“垂直地震轮廓”(VSP)被研究，按照“垂直地震轮廓”(VSP)，使用特殊迁移变换来建立地震图像。但是，这样的方法的实际效率被限制，因为在钻孔中这样的反射仅仅可以比目标边界更深的深度间隔记录。但是，一些波可以被盐原料的接近垂直面、随后被在相邻的沉淀物中的接近水平的边界反射，如果它们具有足够的能量以相对于其他反射的背景而被识别，则使得它们可以被记录在表面上。在俄罗斯，这样的波被称为“双波”，已经在传播期间经历了两次反射。当断层(fault)的声音属性与主岩的声音属性对比大时，不仅在盐丘地质构造的条件下、而且在小位移的断层可以形成双波。这通常发生在所述断层是油气阱的地质构造元素时，因此，与沉淀相关联的表生蚀变导致跨越错位区域的大声音对比。因此，虽然难于使用相移分析(由于传统地震处理方法的低分辨能力)，但可以使用双波来识别和追踪具有小位移的断层。
通常，在“拍摄”新的一组原始数据后，将进行实质工作来建立用于与一次反射相关的信息的传统处理的基本地震数据。例如，如果在观察表面(三维)或观察断面(二维)内的土壤不均匀或由诸如表土层之类的可压缩材料组成，则原始数据通常被标准化或进行静态校正，或者被过滤以去除表面波的效应。如用于堆叠前迁移这样的工作产生容易用于未来处理的输出数据集。
所有这样的传统处理需要一个速度模型来定义在不同的深度通过主体地质介质(无论是三维立方或二维截面)的声音能量的传播速度。有时从实际的井日志得出所使用的速度模型，所述井日志直接地识别在那些不同的深度的每个存在什么种类的介质。知道或假定通过主体地质介质的声音能量的传播速度使得用户可以计算在波前上的每个点随时间的位置，这继而使得可以外推关于任何事件的位置的信息，相信所述波前已经从那个事件反射。如果速度模型不准确，则关于基边界的位置信息当根据从不同源始发的一次反射而被计算时将不同，这将使得基边界当调整被内置到速度模型的假设时“移动”。这些位置误差可以用于使得经验丰富的用户可以本能地调整位置或模型，以降低在不同组的假设之间的误差。但是，不利的是，对于包括接近水平的反射器的平面或立方的传统处理——仅仅每个水平反射器的一侧可以被访问，由此计算其位置，使得在速度模型中的误差导致在这样的水平反射器的所产生图像的位置相对于它们的真实位置的误差。因此，期望具有用于改善反射器的图像的速度模型和所计算的位置的部件和方法。
在地震数据处理产业中的现有技术已经集中在一次反射能量的教导变化和一次反射能量的使用的细化，经常将多次反射当作噪音。但是，甚至在考虑到从二次或随后的反射导致的双波的情形，现有技术也依赖于检测系统的特殊配置。因此，期望具有一种方法，其使用先前被当作噪音的信息，并且不需要特殊的设置使得可以重新处理预先存在的记录数据以获得新信息。
传统的地震获取和处理使用一次反射的波，其从表面源传播，然后从某表面下的事件反射(例如各个反射器、边界或在不同构成的层之间的界面)，然后传播回它们被观察的表面。不利的是，从急剧倾斜的边界的一次反射可以到达在观察几何图之外远处的观察表面或根本不到达它。可以主要使用一次反射而成像的事件统称为接近水平的边界，而难于仅仅使用一次反射来识别的急剧倾斜(dipping or inclined)的边界统称为接近垂直的边界或接近垂直的事件(“SVE”)。从主要接近水平的或“基”边界返回表面的波可以被反射和折射，这可具有实际的意义，因为高速度层(例如石灰岩)通常是最强的反射边界，其上可以形成明显的折射波。
按照定义，迁移是逆操作，其间，重新布置地震数据元素以便在它们的真实位置绘制反射器的图像，但是迁移包括二维情况所需要的数据处理和校正调整，以产生包括所校正的断层的位置的图像。建模是根据人工数据来产生地震环境。在更宽的含义上，成像用于包括建立“图像”所需要的数据处理。在建立用于在屏幕或打印输出上观看的输出的狭义上使用可视化。并且，点的几何位置(“GPP”)表示点相对于几何构造的位置。例如，球体是这样的GPP，它从其中心到在其表面上的每个点具有相同的距离。在观测几何图中的每个接收器记录作为时间(t)的函数的来自源的地震信号(的幅度)。通过源的信号产生的开始对应于t＝0。由一个接收器记录的地震信号被称为“轨迹”(作为时间的函数的幅度)。轨迹通常被组合在“聚集”中。可以以不同的方式来组合轨迹，例如，与一个源相关的轨迹表示公共源聚集(“CSG”)，而与来自不同源的一个接收器记录相关的轨迹被称为公共接收器聚集(“CRG”)。
发明内容
为了克服现有技术的缺陷，描述了一种方法和系统，所述方法和系统使用基于二次反射的信息(以前被当作噪音)，并且所述方法和系统不需要任何特殊设置，使得可以重新处理甚至预先存在的被记录地震数据以获得新信息。使用本发明导致适合于将急剧倾斜和反射的地质边界(例如含盐侵入岩、小位移断层、块边界的陡峭侧)的地震图像(迁移的地震部分)建模的输出，其急剧倾斜的角度(通常从水平看在60和90度之间)抑制了使用传统的地震方法的满意成像。使用本发明的双波的堆叠前迁移是一种用于识别和追踪各种接近垂直的事件的新颖方法和系统，所述方法和系统应用于合成和字段数据，用于绘制盐丘侧面和具有小位移的断层。有益的是，观看用于重新处理的归档数据不涉及评价在数据集中存在的二次反射量。不需要任何特定或新的网格配置。虽然在将接近垂直的事件的存在怀疑为重要之处可以调整各种观测系统参数，但不需要特殊的地震观测系统，以便受益于本发明的双波迁移(“DWM”)处理。DWM允许获得建立二次反射波的垂直事件的图像。使用给定的一组基本地震数据(从标准化或清除原始数据而产生)，按照本发明的方法方面，这样的基本地震数据集被装载，其中包括关于源和接收器的相对位置的信息以及主要结构地平线的位置，主要结构地平线是使用传统观测系统记录的一次反射的目标。那些主要结构地平线是“基边界”，由此(对于同一数据集)对于双波执行迁移处理，并且使用两种双波来构造接近垂直的事件的图像。
有益的是，基于双波的本发明的方法也允许访问接近垂直的反射器的两侧，使得用户可以根据单个速度模型来协调来自同一接近垂直的反射器的每侧的位置计算。如果所述模型不正确，则给定的接近垂直的反射器的所计算位置可能根据使用从对侧反射的能量的源和接收器而不同。当递增地调整速度模型时可能发生协调从每侧计算的位置。当从每侧计算的位置变得彼此接近在一起时(可能匹配薄的反射器)，则速度模型改进到更接近地匹配表面下的实际情况。在那个信息被用于处理关于双波的信息的本发明的方法和系统之前，所改进的速度模型然后用于重新计算在传统的地震处理下的“基边界”的位置。
有益的是，本发明的方法在应用本发明的迁移方法之前不需要在数据集中的二次反射的任何识别。初始速度模型(即关于土壤构成的假设)用于执行迁移和获得位置信息，其中的变化然后用于校正所述速度模型，并且重新迭代地运行迁移，到达在不同的源/接收器组合之间一致的图像。使用DWM滤除或衰减了不基于二次反射的所有波的效果。来自非双波的信号被不同相地堆叠，使得它们被抑制(在输出上)而不是被累加。有益的是，较清楚的图像导致在没有来自与水平事件相关的图像的干扰的情况下可以看见哪个接近垂直的事件。观察表面的大小的实际限制使得来自倾斜超过60度倾斜的接近垂直的事件的一次反射不到达在观察表面的边界中可记录的表面。为了实现这种不同相堆叠，使用DWM方法的技术人员可以利用用于延续波场的任何适当的数学技术。作为每个记录的一部分，捕获两种类型的双波(当进行传统的二维和三维地震观察时)。在被记录到观察表面或线上之前，类型I双波首先沿着主体波的传播路径而从接近垂直的事件、然后从接近水平的基边界被反射。类型II双波改为首先从接近水平的基边界、然后从接近垂直的事件被反射。不需要特殊的观察配置(诸如633的那些)，因为(基于二次反射的)类型I和II双波的矢端曲线(hodograph)与一次反射的不同。但是彼此互补，使得可以在堆叠之前或之后将它们求和，这降低了任何噪音的影响。是类型I和II双波的该特性使得可以从使用传统的观察系统而聚集的数据集提取所需要的信息——而不需要关于急剧倾斜的接近垂直的事件的位置和倾斜程度的预先信息。但是，如果从钻孔深处获得的记录(例如VSP方法)也可用，则在那些记录中捕获的双波也可以用于形成这样的接近垂直的事件的地震图像。
一旦双波数据准备好用于所述波方程中，则执行迁移以校正在结果中存在的任何误定位。因为类型I和II双波的每个按照定义是由从单个接近水平的基边界的(无论是第一或第二)反射产生的(以便有意义和一致)，因此成像结果适当地与那个接近水平的基边界相关联。建立了每个双波与在特定接近水平的基边界上的特定点的这种相关联的迁移是本发明的元素，其执行通常是通过按照有限差方法来在时域中应用波方程。为了精确优选堆叠前深度迁移，因为它考虑垂直和水平的波速度的变化。地震数据(通常被记录为到达时间的函数)由此被转换为产生它的表面下地质特征的几何的缩放版本——使得技术人员可以正确地定位事件，并且使事件终止锐化。一旦已经迁移了双波，则可以将它们堆叠以降低噪音对于从接近垂直的事件产生的结果图像的影响，可以使用若干建模技术来执行其可视化。所有用于迁移双波的现存公知方法需要作为被输入以形成接近垂直的事件的图像的信息的一部分的至少一个基边界的位置。按照本发明的方法方面，对于迁移处理的统一化，使用对于每个接收器公共的聚集来执行类型I波的迁移，同时使用对于每个源公共的聚集来完成类型II波的迁移。
为了克服全波向量深度迁移(理论上对接近垂直的事件是有用的)——对于它，所述算法当前也不足够——的缺点[例如使用较大的偏移是昂贵的，并且产生的二次波是弱的——有益的是，DWM聚焦在垂直事件(抑制关于水平事件的信息)，由此降低必须处理的数据的字节总数，以使处理很有效，使得即使使用超级计算机来执行全波向量深度迁移，甚至对于较小的计算机处理器容量，DWM也仍然执行得较快。
有益的是，DWM允许识别甚至很弱的接近垂直的事件，诸如在气和水或石油和水储藏之间的界面，所述界面的位置对确定在所关心的地质地区中的气和石油储藏的边界是有用的。
有益的是，DWM允许求和类型I或类型II波或者求和类型I和类型II波，但是，优选的是，将两种类型求和在一起，因为它产生较高的信噪比。
按照本发明的一个方面，提供了一种用于处理地震数据以定位基本上垂直的事件的方法，其使用在已知深度Zn的结构地平线、速度模型和非一次反射，其中，对于时间T，观察关系T0＞T1＞Ti，以及Z0＜Z1＜Zi＜Zn，所述方法包括以下步骤：使用所述地震数据来形成公共的接收器点聚集(“CRPG”)以便建立CRPG波场；对于每个CRPG和对于每个离散级Zi向下到Zn，使用所述速度模型延续所述CRPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；对于每个离散级Zi计算每个CRPG波场传播时间Ti；并且对于每个CRPG波场，求和对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)。
按照本发明的一个方面，还提供了一种用于处理地震数据以定位基本上垂直的事件的方法，其使用在已知深度Zn的结构地平线、速度模型和非一次反射，其中，对于时间T，观察关系T0＞T1＞Ti，以及Z0＜Z1＜Zi＜Zn，所述方法包括以下步骤：使用所述地震数据来形成公共的源点聚集(“CSPG”)以便建立CSPG波场；对于每个CSPG和对于每个离散级Zi向下到Zn，使用所述速度模型延续所述CSPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；对于每个离散级Zi计算每个CSPG波场传播时间Ti；并且对于每个CSPG波场，求和对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)。
按照本发明的一个方面，还提供了一种用于处理使用至少一个源和接收器记录的地震数据以成像急剧倾斜的垂直事件的方法，其使用在已知深度的至少一个结构地平线、速度模型和包括类型I和类型II双波的多个非一次反射，其中，观察关系T0＞T1＞Ti，以及Z0＜Z1＜Zi＜Zn，所述方法包括以下步骤：使用所述地震数据来形成多个公共的接收器点聚集(“CRPG”)以便建立CRPG波场；对于每个所述CRPG和对于每个离散级Zi向下到每个所述结构地平线，使用所述速度模型来延续类型I双波的所述CRPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；对于每个离散级Zi计算每个类型I双波传播时间Ti；对于类型I双波，使用对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)来形成地震图像；使用所述地震数据来形成多个公共源点聚集(“CSPG”)，以便建立CSPG波场；对于每个所述CSPG和对于每个离散级Zi向下到每个所述结构地平线，使用所述速度模型来延续类型II双波的所述CSPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；对于每个离散级Zi计算每个类型II双波传播时间Ti；对于类型II双波，使用对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)来形成地震图像；然后求和使用类型I双波的所述地震图像和使用类型II双波的所述地震图像，以形成目标事件的地震图像。
并入并且构成本说明书的一部分的附图图解了按照本发明的方法和系统的优选实施例，并且与说明一起用于描述本发明的原理。
附图说明
为了容易明白和实践，在下面的附图中所示的非限定性示例中陈述本发明，附图中：
图1是图解类型I双波的光线路径图。
图2是图解类型II双波的光线路径图。
图3是本发明的方法的一个实施例的流程图。
图4是来自实现本发明的方法的计算机软件的5个屏幕快照的系列，用于说明从垂直反射器的反射。
图5是示出与其观察断面垂直的目标接近垂直的事件的光线路径图(侧视图和等距视图或三向投影视图)，其中源在所述目标的两侧。
图6是示出与其观察断面不正交的目标接近垂直的事件的光线路径图(3个视图)，其中源在目标的两侧。
图7是用于计算非正交性校正角“NOCA”的侧视图。
图8是示出双波的轨迹和离散级Zi——其计算在支持迁移的情况下被延续——的观察几何的透视图。
图9是示出在速度上的误差的效果的迁移速度扫描(以6个屏幕快照)。
图10是用于图解双波迁移的新形式的速度扫描可视化的模型立方的水平切片的系列(以6个屏幕快照)。
图11是示出在非正交的各种角度下的接近垂直的反射器的真实和成像位置之间的位置移位的改变的12个屏幕快照的系列。
具体实施方式
将参见图1-11，其中，相同的附图标号表示类似的元件。
按照本发明，在其广义实施例之一中，提供了一种新颖的方法，用于使用非一次反射来精确地识别和表征急剧倾斜的接近垂直(sub-vertical)事件。按照本发明的方法的一个优选实施例，在抑制一次反射的效应的同时，迁移二次反射或双波。双波迁移使用在传播方向上不同的两种双波。第一种波首先从接近垂直的边界反射，然后从接近水平的边界反射。第二种波类型在到达表面之前从接近水平的事件反射，然后从接近垂直的事件反射。在双波迁移中，通过具有大入射角的波来作出主要能量贡献。
参见图1，它示出了类型I双波的光路的侧视图，其中，示出小断层事件111在观察表面112和接近水平的基边界110之间急剧倾斜。示出多个接收器150被配置在(2D)线相邻源140中，所述(2D)线相邻源140被触发来产生声扰动，它作为向下传播的波前(未示出)沿着光路115而传播，在点160它到达事件111，在此，它作为一次反射而沿着光路116向下反射，直到它在点170到达基边界110，由此产生沿着光路118而向上传播的类型I双波(未示出)形式的二次反射，直到它返回观察表面112，在观察表面112，使用在所述线上的至少一个接收器150记录它。从为了识别接近垂直的事件而进行的早期传统处理工作，基边界110的深浅和倾斜角度是已知的。
类似地，参见图2，它示出了类型II双波的光路的侧视图，其中，小断层事件111在观察表面112和接近水平的基边界110之间急剧倾斜。在此，声扰动作为沿着光路210向下传播的波前(未示出)而传播，在点270到达基边界110，在点270，它作为一次反射的波前(未示出)沿着光路211向上反射，直到它在点260到达事件111，由此产生沿着光路212向上传播的类型II双波(未示出)形式的二次反射，直到它返回观察表面112，在观察表面112，在所述线上的至少一个接收器150记录它。当观察线从急剧倾斜的事件111的两“侧”记录时，在事件111的相对侧上的接收器150可以接收相反的波类型。
参见图3、5、6和8，图解了本发明的方法，所述方法以至少一个二维或三维数据集的输入开始，所述输入包括足够的“双”内容，以使得其在商业上适用于按照本发明的方法的处理。虽然本发明的方法可以用于处理所有已知形式的地震数据，但本领域内的技术人员将会明白，由于多个原因——包括所需要的计算系统时间的消耗，评价关于其二次反射内容的预先存在的数据是有用的。按照一个替代实施例，可以以提高捕获更强的双波数据的似然性的方式(而不需要另外的花费或设备)来组织具体为了双处理而记录的地震数据。一旦已经选择或记录了主体数据集，在步骤300，它就被输入到本发明的系统(未示出)以处理。如果还没有处理一次反射，则在步骤310，确定接近水平的事件(例如接近水平的基边界110)的位置。在步骤320，在需要在接近水平的基边界110和观察表面112之间的距离的计算中使用至少一个主接近水平的事件的位置(也称为结构地平线)。
接着，或者串行或者按照一个优选实施例并行地，分别在步骤331和332形成公共接收器点(“CRP”)和公共源点(“CSP”)聚集。
在步骤333，对于每个CRP聚集，使用深度迁移速度模型来执行将与用于每个离散级的类型I双波相关联的波场(wave-field)延续(continuation)到每个基边界。并且，在步骤334，对于每个CSP聚集，使用同一深度迁移速度模型来执行将与用于每个离散级的类型II双波相关联的波场延续到每个基边界。然后，使用从所述延续操作产生的所延续的波场来确定传播时间如下。
在步骤335，对于每个CRP聚集，对于每个离散级，计算从每个基边界向每个点M反射的波的每个传播时间(T0)。并且，在步骤336，对于每个CSP聚集，对于每个离散级，计算从每个基边界向每个点M反射的波的每个传播时间(T0)。然后，使用每个产生的传播时间(T0)如下，其中每个被延续的波场的值对应于每个所述传播时间(T0)。
在步骤337，对于每个CRP聚集，对于每个离散级，使用对应于每个传播时间(T0)的延续的波场的值来形成地震图像。并且，在步骤338，对于每个CSP聚集，对于每个离散级，使用对应于每个传播时间(T0)的延续的波场的值来形成地震图像。
按照本发明的方法的一个优选实施例，在上述的处理中使用深度迁移速度模型(在步骤333和334)，以允许考虑嗓音信号的水平和垂直速度上的变化。并且，使用多于一个基边界来执行每个双波类型的迁移，以允许特定接近垂直的事件的产生的图像的相关。一旦已经如此处理了两种类型的双波，则在步骤390从步骤337和338产生的数据被求和(并且也可以被堆叠)，以产生适合于用作到用于这样的图像产生和可视化的几种已知软件应用的任何一个的输入的输出。
上述的双波的迁移(虽然可以使用其他种类的变换——包括光线追踪、有限差、频谱等——来实现它)通常基于Kirchoff变换(即，使用波方程的积分形式沿着衍射曲线积分，然后将结果置于衍射曲线的波峰)，其中，可以按照在被预期要存在于主体离散级的介质中的主体双波的运动学来沿着主体断层重复地重新计算Green函数(即使用脉冲来作为激发力，并且对主体介质获得源小波和Green函数的卷积)，同时，使用用于传统的迁移过程的速度模型。从用于说明所关心的部分的三维宏模型的那些中选择和指定如上所述的接近水平的基边界。一般，当追踪在目标深度范围中的接近垂直的事件时，一起地选择和解译几个接近水平的边界。当每个断层的位置根据其走向(strike)相对于观察断面的线的方向的方向来定期地校正时，双波的二维迁移改善，适当时根据双波的三维建模与其随后的二维迁移来计算所述校正。在双波的二维迁移的应用中的经验示出了这个校正的大小主要依赖于在观察线和断层的走向之间的角度，而不是依赖于所述介质的特性或基边界的深度。有益的是，本发明的双波迁移过程也是用于确定正确的迁移速度的方便工具。在断层——对于它，可以将源布置在目标事件的两侧(即分裂扩展)上——的情况下，当目标位于源的右面时形成的图像将与由具有在左面的源的同一目标形成的图像相符——
仅仅在真实的迁移速度(聚焦现象)。如果所使用的速度不正确，则产生的图像将在空间上分离。在图像位置上的差别越大，则速度误差越大。因此，在存在分裂扩展的情况下，更信赖地执行基于双波迁移的速度分析。
参见图4，图解了(使用组合图)根据合成数据和全波建模来成像接近垂直的事件的结果的示例，所述附图包括：
-屏幕快照410——图解了地质模型(有具有不同的传播速度的层)，其中，411、412和413是在X的表面下的垂直事件，140是源，并且其中435是水平基边界，并且431、432、433是分别具有2800米/秒、3500米/秒和4200米/秒的传播速度的物理层；
-屏幕快照415——图解了在时标上的如在表面观察的公共源聚集，其中，箭头416和418指向双波；
-屏幕快照420——图解了传播通过屏幕快照410的介质的波场的瞬时切片(在触发快照140后的t＝1.25秒)，其中，箭头422指向从垂直事件412反射的双波，同时所述波场的另一个部分仍然向下跳到垂直事件413；
-屏幕快照430——图解了屏幕快照420的波场的瞬时切片(在触发快照140后的t＝1.50秒)，其中，箭头422指向从垂直事件412反射的双波，但是在晚于在屏幕快照420中所示的时间0.25秒——并且箭头426指向从垂直事件413反射的新双波；以及
-屏幕快照440——分别图解了垂直事件412和413的地震图像443和444。
在图4中图解的模型基于网格布局，所述网格布局具有一个源(在X＝0米)和+/-3200米的对称扩展范围，接收器间隔是20米。当垂直事件411、412和413与基边界435正交时，类型I和II的双波表示相互的延续，并且在运动学上不可区别。在屏幕快照415的公共源聚集的计算期间，在屏幕快照420和430中示出的传播波场的瞬时状态被计算，并且用于预测双波的外观，并且用于改进观察布局。屏幕快照420和430显示出甚至相对于复杂背景也容易看见双波。在屏幕快照415中，双波相对于噪音大的背景被观察，但是由于其运动特性，可以高置信水平被识别。所有的迁移过程使用关于基边界的信息和机械波的速度在所研究的地质体积中的每个点的空间分布。双波迁移可以使用与用于传统深度迁移的相同的速度模型。有益的是，双波迁移使得可以通过迁移单个地震图(例如屏幕快照415)而不使用在传统的多重堪察中应用的堆叠来获得图像。
按照本发明的方法的一个实施例，为了成像在目标深度范围内的接近垂直的事件，一起解译几个基边界。对于三维双波迁移，接近垂直的事件的倾斜没有实际的意义。但是，对于二维双波迁移，接近垂直的事件的倾斜引起需要校正的扭曲。在断面平面外部的双波的传播引起扭曲，使得波到达断面点的真实时间小于当那个波在断面平面内传播时相对于相同点而计算的时间。因此，在迁移的截面中的边界向源移动一个量，所述量依赖于在观察平面中的接近垂直的事件的投影和所述断面线之间的角度。
参见图5，图解了当目标接近垂直的事件与所述观察断面正交时的光线路径图的示例(以两个视图)，所述观察断面使用在双波前上的点的、目标接近垂直的事件(“SVE”)111两侧的源，所述双波前形成在观察断面平面内(二维侧视图510)，然后在那个平面的外部(三维等距或三向投影视图530)。所示出的是：基边界110、SVE 111、在观察表面112上的断面线、左源511(目标SVE111的左侧)、右源513(目标SVE的右侧)、左接收器512和右接收器514(分别位于目标SVE 111的左和右)、和双波轨迹515和516(分别传播到目标SVE111外的左和右)。如图所示，从触发左源511和右源513产生的双波都是类型II。假定用于根据轨迹515和516来建立正交二维图像的精确速度模型，则SVE 111将出现在双波迁移截面中的其真实位置—并且从在SVE 111左和右的公共源聚集获得的其他接近垂直的事件的计算位置将重合。假定SVE 111与断面线正交，即使当接收器仅仅位于左或右时，仍然使用轨迹515或516来在其正确位置二维成像SVE 111。但是，当断面线不与SVE 111正交时，在所迁移的二维截面中的SVE 111的成像位置可能不与其真实位置重合。根据相关源的位置，移位可能出现在真实位置的任何一侧。为了获得未扭曲的迁移截面，引入校正，根据固定基边界的三维双波建模和二维双波迁移来计算所述校正。如使用图11所示，为了计算这样的校正，将二维迁移的结果与在观察断面平面内的接近垂直的事件的位置相比较。
参见图6，图解了(用于说明在图3的步骤335和337呈现的迁移原理)当接近垂直的事件SVE 111
不与断面截面
正交时与用于二维地震的双波相关的使用3个视图的光线路径图。视图610(在XY平面上)图解了断面截面，其中611是在SVE 111的投影612和与在观察表面112上的断面线垂直的线613(见下断面截面650)之间测量的非正交校正角(“NOCA”)。视图630图解了地震立方，它包括：线636(它是截面650到基边界110上的投影)和轨迹637与638，双波沿着轨迹637与638的每个传播而远离SVE 111。SVE 111的平面阴影出现在位置634，沿着轨迹637传播的双波看起来从位置634始发。类似地，SVE 111的平面阴影出现在位置633，沿着轨迹638传播的双波看起来从这个位置始发。结果，当SVE 111不与其断面线正交时，需要校正来避免由使SVE 111看起来从其真实位置位移的移位632和移位631引起的成像误差。视图650(在XZ平面中)图解了断面截面，它是视图630的XZ平面的侧视图。当断面截面650(或在视图610中的表面112上的断面线)不与SVE 111在观察表面112上的投影612正交时，使用二维双波迁移来计算轨迹651和652(对应于轨迹637和638)。假定基边界110与断面截面650正交，SVE 111的非正交在与线636偏移的点655和656产生从基边界110的反射。为了校正SVE 111的真实位置(在此是在左面的632和在右面的631)，考虑在断面截面650(与其线垂直的线613)和SVE 111之间的非正交的程度。为了获得未扭曲的迁移截面，对于使用二维双波迁移的NOCA的多个不同值，根据基边界110和SVE 111的三维双波建模来计算校正。所述校正值是当
将迁移位置与 在断面截面650中的SVE 111的模型位置相比较时的移位的幅度。在图11(前图8)中示出了上述的校正的一个示例。在这种情况下，通过下述方式来执行二维双波迁移：1)形成公共源聚集(“CSG”)；2)执行在固定离散级Z1、...、Zi、...、Zn上的CSG波场到基边界110的逆向下延续；并且3)在每个离散深度级形成SVE 111的地震图像，对于每个离散深度级重新计算对应的CSG的波场[其中，对应于时延而选择地震场F(X，Y，Z，T)的值，所述时延等于从始发源O开始、然后从基边界110反射、并且到达在重新计算的波场的对应离散级上的对应点的波传播时间]。
参见图7，图解了一种基于二维的系统，用于使用在目标地震地平线的级上的多个SVE目标点704、705和706来计算(非正交校正角)NOCA 708，所述目标地震地平线的级上的多个SVE目标点704、705和706沿着倾斜线707分别与观察断面701、702、703相交。对于有关同一断层(704、705和706)的每个断面(701，702和703)进行双波迁移(二维)，然后将其内插。NOCA 708可以对于系统的不同观察断面不同。有益的是，对于二维观察几何图，位于从源向外的两侧上的接收器允许独立地确定每个观察断面的NOCA。
参见图8，(在美国临时申请第60/495,879中的前面图6和7)，图解了如在图3的步骤332、334、336和338中开始的双波迁移的发明方法的元素。所示出的是：基边界110、目标接近垂直的事件111、源140、接收器150、地震信号811(被登记在观察断面点M0中)、地震信号812(作为在级Zi上的CSG波场延续的结果在轨迹Mi中被获得)、双波轨迹813(OABM0)、T0地震信号到达时间822、Ti双波到达时间826、表面幅度F0 820、表面下幅度Fi 824。
对于由源140在原点启动并且沿着光线路径813传播的波前(未示出)，在基边界110然后在SVE 111发生反射而到达点M0，在此，接收器150(任何适当的三维或二维观察系统的部分)在T0地震信号到达时间822记录表面幅度F0 820，并且在此，X0、Y0是观察表面点坐标。对于波场延续的过程，观察关系T0＞T1＞Ti、Z0＜Z1＜Zi＜Zn，其中Zn是向下到基边界110的最后的延续级。使用公共的源点聚集(步骤332)，在基边界110在离散级Z1、...、Zi、...(对于在每个级Zi的观察表面点坐标Xi、Yi)向下到Zn，从X0、Y0开始执行CSPG波场的逆向下延续(步骤334)。在表面112，幅度F0(X0，Y0，Z0＝0，T0)用于具有速度模型的每个CSPG，以确定每个Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)，并且在Mi的到达时间是Ti双波到达时间826(步骤336)。对于在每个离散级Zi的每个CSPG，使用Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)来形成地震图像，由此构造在每个离散深度级Zi的SVE 111的地震图像，对于每个离散深度级Zi，重新计算对应的CSG的波场。
参见图9，其中基于使用类似于图5中的那些的几何图的双波的迁移，(使用6个屏幕快照)图解了迁移速度扫描。这个系列的屏幕快照演示了当调整速度模型以提高精度时如何改善图像质量。
屏幕快照910使用不变的迁移速度V＝2600米/秒(
低于真实的介质速度)而描述了迁移的堆叠的片段，其中：CSG 913示出了位于目标边界的左面的接近垂直的事件(“SVE”)，CSG 915示出了位于目标边界的右面的SVE。
屏幕快照920使用不变的迁移速度V＝2700米/秒(
低于真实的介质速度)而描述了迁移的堆叠的片段，其中：CSG 923示出了位于目标边界的左面的SVE，CSG 925示出了位于目标边界的右面的SVE。
屏幕快照930使用不变的迁移速度V＝2800米/秒(
低于真实的介质速度)而描述了迁移的堆叠的片段，其中：使用位于SVE的左和右的每个的源来建立(从由目标边界对于地震图像的破坏性干扰产生的)CSG 933。
屏幕快照940使用不变的迁移速度V＝2900米/秒(
等于真实的介质速度)而描述了迁移的堆叠的片段，其中：(从由目标边界对于地震图像的破坏性干扰产生的)CSG 943示出了位于
目标边界的左和右的SVE。
屏幕快照950使用不变的迁移速度V＝3000米/秒(
大于真实的介质速度)而描述了迁移的堆叠的片段，其中：使用位于SVE的左和右的每个的源来建立(从由目标边界对于地震图像的破坏性干扰产生的)CSG 953。
屏幕快照960使用不变的迁移速度V＝3100米/秒(
大于真实的介质速度)而描述了迁移的堆叠的片段，其中：CSG 963示出了位于目标边界的左面的SVE，CSG 965示出了位于目标边界的右面的SVE。
有益的是，按照用于使用双波来定位急剧倾斜的接近垂直的事件(各个反射器或垂直边界层)的本发明的方法，特别是当倾斜角度超过60度时，由在目标边界的两侧上的源产生的信号可以被相关以校正所使用的速度模型。当应用非0偏移源-接收器距离时，低于真实介质速度的迁移速度的假设，引起SVE图像边界向通过其而产生反射信号的源的移位，同时，大于真实介质速度的迁移速度的假设会将那些图像边界从相关源移开。并且，所假设的模型的速度与真实的介质速度的差别越大，则那些移位将越大。因此，在源位于目标边界的两侧的情况下，不精确的迁移速度假设的使用引起了SVE图像的分叉(bifurcation)(见屏幕快照910、920和960)，因为由在目标边界的左和右侧上的独立源来形成图像。
但是，当在所使用的模型中假设迁移速度接近真实介质速度时，用于建立图像的信号彼此破坏地干扰(见屏幕快照930和950)，这大大地降低了在迁移的堆叠上的信号幅度，并且有效地“消除”图像而不是将它们分叉。
有益的是，当使用双波来定位急剧倾斜的接近垂直的事件、并且在模型中假设的迁移速度匹配真实介质速度时，用于建立图像的信号建设性地彼此干扰(见屏幕快照940)，这提高了在迁移的堆叠上的信号幅度，并且加强所述图像而不是消除它。而且，SVE的图像高度确定地被呈现在其真实的表面下位置。使用双波来定位急剧倾斜的接近垂直的事件的这个特征使得用户可以明确地确定介质的真实迁移速度——独立于目标SVE和所有参考边界的曲线和倾斜。有益的是，以这种方式而获得的速度模型校正对传统的地震处理以及本发明的双波迁移处理是有用的。并且，以循环和迭代方式，上述速度模型校正提高了用于定位被用作双波迁移的输入的基边界的传统处理的精度，由此进一步提高急剧倾斜的接近垂直的事件的成像的可靠性。
参见图10，图解了(使用6个屏幕快照，每个描述函数F＝f(X，V，T)的水平部分)使用下述而(对于函数F＝f(X，V，T＝常数))建模的立方的一系列水平切片：在目标SVE的两侧上具有源的对称观察几何图、分裂扩展拍摄和双波迁移速度扫描。根据这个模型的正确介质迁移速度V＝2900米/秒来全部地计算位置1013、1023、1033、1043、1053和1063。在指示点的几何位置(“GPP”)的所述屏幕快照中，1015、1025、1035、1045、1055和1065每个对应于对于它们所关联的屏幕快照指示的时间T的接近垂直的事件的图像，并且使用不同的迁移速度值——在SVE的右侧上有一个源——而被获得。而GPP1017、1027、1037、1047、1057和1067每个对应于在对于它们所关联的屏幕快照指示的时间T的接近垂直的事件的图像，并且使用不同的迁移速度值，在SVE的左侧上具有一个源。在时间T＝320毫秒获取屏幕快照1010；在时间T＝400毫秒获得屏幕快照1020；在时间T＝480毫秒获得屏幕快照1030；在时间T＝560毫秒获得屏幕快照1040；在时间T＝640毫秒获得屏幕快照1050；并且在时间T＝720毫秒获得屏幕快照1060。图10的可视化方法使得用户可以明确地确定所关心的界面的真实位置(例如SVE的位置)和在地震图像函数F＝f(X，V，T＝常数)的水平部分中形成的GPP之间的相交点的迁移速度，其中：X是沿着断面的距离，T是使用不同的迁移速度V而获得的地震图像的垂直时间坐标。
在假定的迁移速度小于真实的介质速度(在此V＝2900米/秒)的同时使用在SVE的
右侧上的源，导致使用小于所述界面的真实位置(1013...1063)的坐标的X坐标而形成地震图像(1015...1065)。并且，当假定的迁移速度大于真实的介质速度时，使用大于所述界面的真实位置(1013...1063)坐标的X坐标而形成地震图像。因此，对于在SVE的右侧上的源并且T＝常数、在V＝2700米/秒到3200米/秒的假定的迁移速度范围内获得的地震图像，将形成GPP(1015...1065)，使得这些点(1013...1063)之一对应于目标边界的真实速度和位置。类似地，使用在SVE的
左侧上的源和T＝常数，地震图像将形成GPP(1017...1067)，使得这些点(1013...1063)之一对应于目标边界的真实速度和位置。因此，目标SVE的真实速度和位置位于地震图像(1015...1065)和(1017...1067)的GPP的相交位置。
在本专利文件中，词“包括(comprising)”以其非限定性含义用于表示包括所述词后的项目，但是不排除未具体指出的项目。由不定冠词“一个(a)”对于一个元素的引用不排除存在多于一个所述元素的可能，除非上下文清楚地要求存在一个并且仅仅一个所述元素。
虽然本公开说明和图解了本发明的各种实施例，但是要明白，本发明不限于这些特定的实施例。许多改变和修改现在将会对地震数据解译领域中的技术人员发生。关于本发明的范围的完整限定，参见权利要求。
Claims (5)
1.一种用于处理地震数据以定位基本上垂直的事件的方法，其使用在已知深度Zn的结构地平线、速度模型和非一次反射，其中，对于时间T，观察关系T0＞T1＞Ti，以及Z0＜Z1＜Zi＜Zn，所述方法包括以下步骤：
i)使用所述地震数据来形成公共的接收器点聚集(“CRPG”)以便建立CRPG波场；
ii)对于每个CRPG和对于每个离散级Zi向下到Zn，使用所述速度模型延续所述CRPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；
iii)对于每个离散级Zi计算每个CRPG波场传播时间Ti；并且
iv)对于每个CRPG波场，求和对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)。
2.一种用于处理地震数据以定位基本上垂直的事件的方法，其使用在已知深度Zn的结构地平线、速度模型和非一次反射，其中，对于时间T，观察关系T0＞T1＞Ti，以及Z0＜Z1＜Zi＜Zn，所述方法包括以下步骤：
i)使用所述地震数据来形成公共的源点聚集(“CSPG”)以便建立CSPG波场；
ii)对于每个CSPG和对于每个离散级Zi向下到Zn，使用所述速度模型延续所述CSPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；
iii)对于每个离散级Zi计算每个CSPG波场传播时间Ti；并且
iv)对于每个CSPG波场，求和对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)。
3.一种用于处理使用至少一个源和接收器记录的地震数据以成像急剧倾斜的垂直事件的方法，其使用在已知深度的至少一个结构地平线、速度模型和包括类型I和类型II双波的多个非一次反射，其中，观察关系T0＞T1＞Ti，以及Z0＜Z1＜Zi＜Zn，所述方法包括以下步骤：
i)使用所述地震数据来形成多个公共的接收器点聚集(“CRPG”)以便建立CRPG波场；
ii)对于每个所述CRPG和对于每个离散级Zi向下到每个所述结构地平线，使用所述速度模型来延续类型I双波的所述CRPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；
iii)对于每个离散级Zi计算每个类型I双波传播时间Ti；
iv)对于类型I双波，使用对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)来形成地震图像；
v)使用所述地震数据来形成多个公共源点聚集(“CSPG”)，以便建立CSPG波场；
vi)对于每个所述CSPG和对于每个离散级Zi向下到每个所述结构地平线，使用所述速度模型来延续类型II双波的所述CSPG波场，以确定每个幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)；
vii)对于每个离散级Zi计算每个类型II双波传播时间Ti；
viii)对于类型II双波，使用对应于每个所述传播时间Ti的所述幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)来形成地震图像；然后
ix)求和使用类型I双波的所述地震图像和使用类型II双波的所述地震图像，以形成目标事件的地震图像。
4.按照权利要求3所述的方法，用于校正所述速度模型，还包括以下步骤：比较从在所述急剧倾斜的垂直事件的每侧上的源产生的CSPG波场产生的至少两个所述地震图像；并且调整所述速度模型，直到所有的所述地震图像看起来像单个地震图像。
5.按照权利要求3或4所述的方法，用于定位所关心的地质区域中的气和石油储藏的边界，还包括以下步骤：衰减大于A的幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)的波场，并且放大小于A的幅度Fi(Xi，Yi，Zi，Ti)的波场。
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US49587903P | 2003-08-19 | 2003-08-19 | |
| US60/495,879 | 2003-08-19 | ||
| PCT/CA2004/001522 WO2005017562A1 (en) | 2003-08-19 | 2004-08-18 | Method for interpreting seismic data using duplex waves |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1867840A true CN1867840A (zh) | 2006-11-22 |
| CN1867840B CN1867840B (zh) | 2010-04-28 |
Family
ID=34193351
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN2004800299963A Expired - Lifetime CN1867840B (zh) | 2003-08-19 | 2004-08-18 | 用于使用双波来解译地震数据的方法 |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7110323B2 (zh) |
| CN (1) | CN1867840B (zh) |
| CA (1) | CA2577128C (zh) |
| GB (1) | GB2421314A (zh) |
| RU (1) | RU2006104757A (zh) |
| WO (1) | WO2005017562A1 (zh) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2016011581A1 (zh) * | 2014-07-21 | 2016-01-28 | 杨顺伟 | 一种海上地震资料侧反射压制方法 |
| CN112368606A (zh) * | 2018-05-01 | 2021-02-12 | 沙特阿拉伯石油公司 | 评估对地震信号的处理印记 |
| CN112470040A (zh) * | 2018-05-16 | 2021-03-09 | 沙特阿拉伯石油公司 | 基于波动方程生成衍射图像 |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2868167B1 (fr) * | 2004-03-23 | 2006-05-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour imager dans une formation souterraine des interfaces geologiques fortement pentees, donnant lieu a des reflexions prismatiques |
| US20070104028A1 (en) * | 2005-11-04 | 2007-05-10 | Dirk-Jan Van Manen | Construction and removal of scattered ground roll using interferometric methods |
| US7751279B2 (en) * | 2006-05-03 | 2010-07-06 | Baker Hughes Incorporated | Sub-salt reflection tomography and imaging by walkaway VSP survey |
| CN100487488C (zh) * | 2006-05-11 | 2009-05-13 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 零井源距垂直地震剖面纵横波数据深度域走廊叠加剖面处理方法 |
| US8472674B2 (en) * | 2007-02-06 | 2013-06-25 | Naum Marmal Yevskyy | Method of surface seismic imaging using both reflected and transmitted waves |
| US7689949B1 (en) * | 2007-03-16 | 2010-03-30 | Cadence Design Systems, Inc. | Evaluating Green's functions for modeling multilayer integrated circuits |
| RU2497152C2 (ru) * | 2007-06-07 | 2013-10-27 | Пэредайм Джиофизикал Корпорейшн | Устройство и способ сейсмического исследования подземной структуры |
| US7791981B2 (en) * | 2008-05-15 | 2010-09-07 | Shell Oil Company | Velocity analysis for VSP data |
| GB2486877B (en) * | 2010-12-21 | 2018-02-07 | Statoil Petroleum As | Quality control of sub-surface and wellbore position data |
| US10977396B2 (en) * | 2012-01-13 | 2021-04-13 | Schlumberger Technology Corporation | Determining an elastic model for a geologic region |
| CN104570073B (zh) * | 2013-10-16 | 2017-12-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种适用于复杂高陡构造的双反射地震波成像方法 |
| US9726772B2 (en) * | 2013-10-17 | 2017-08-08 | Westerngeco L.L.C. | Iterative stacking of seismic image partitions |
| WO2015185991A2 (en) * | 2014-06-02 | 2015-12-10 | Cgg Services Sa | Spectral analysis and processing of seismic data using orthogonal image gathers |
| CN107861154B (zh) * | 2017-11-08 | 2018-11-20 | 中国矿业大学(北京) | 断层走向识别方法和装置 |
| CN109839661B (zh) * | 2019-01-18 | 2021-07-27 | 长江大学 | 确定走滑断层活动时间段和走滑位移的方法及设备 |
| CN112051609B (zh) * | 2020-08-21 | 2023-01-06 | 成都理工大学 | 地震波成像方法、系统、存储介质、计算机程序、终端 |
| CN112987088B (zh) * | 2021-02-22 | 2023-04-18 | 成都理工大学 | 一种渗流介质地震横波数值模拟和成像方法 |
| CN113466936B (zh) * | 2021-07-01 | 2023-07-18 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种断层阴影区crp道集获取方法、装置、设备及存储介质 |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2449921A (en) * | 1943-12-24 | 1948-09-21 | Texas Co | Seismic method of locating faults |
| US4849945A (en) * | 1986-12-08 | 1989-07-18 | Tomex Corporation | Seismic processing and imaging with a drill-bit source |
| US4849887A (en) * | 1987-08-28 | 1989-07-18 | Amoco Corporation | Horizon velocity analysis |
| US4987561A (en) * | 1988-12-19 | 1991-01-22 | Conoco Inc. | Seismic imaging of steeply dipping geologic interfaces |
| US4953142A (en) * | 1989-01-06 | 1990-08-28 | Marathon Oil Company | Model-based depth processing of seismic data |
| US4926393A (en) * | 1989-01-23 | 1990-05-15 | Conoco Inc. | Multifold vertical seismic profile acquisition method and technique for imaging the flank of a salt dome |
| US5012453A (en) * | 1990-04-27 | 1991-04-30 | Katz Lewis J | Inverse vertical seismic profiling while drilling |
| US5307268A (en) * | 1991-06-07 | 1994-04-26 | Conoco Inc. | Method for using P-S converted waves as a subsalt imaging tool |
| US5189643A (en) * | 1992-03-05 | 1993-02-23 | Conoco Inc. | Method of accurate fault location using common reflection point gathers |
| US5831935A (en) * | 1996-03-05 | 1998-11-03 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for geophysical processing and interpretation using seismic trace difference for analysis and display |
| GB2329043B (en) * | 1997-09-05 | 2000-04-26 | Geco As | Method of determining the response caused by model alterations in seismic simulations |
| US6223126B1 (en) * | 1999-10-20 | 2001-04-24 | Phillips Petroleum Company | Multi-attribute seismic waveform classification |
| US6546339B2 (en) * | 2000-08-07 | 2003-04-08 | 3D Geo Development, Inc. | Velocity analysis using angle-domain common image gathers |
| FR2831961B1 (fr) * | 2001-11-07 | 2004-07-23 | Inst Francais Du Petrole | Methode de traitement de donnees sismiques de puits en amplitude preservee absolue |
| US20030225523A1 (en) * | 2002-05-30 | 2003-12-04 | Vitaly Stepanovich Kozyrev | Delineation and compensation for near surface anomalies in the seismic CMP method (2-D and 3-D) using spatially fixed patterns |
-
2004
- 2004-08-18 US US10/920,753 patent/US7110323B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-08-18 RU RU2006104757/28A patent/RU2006104757A/ru unknown
- 2004-08-18 GB GB0605577A patent/GB2421314A/en not_active Withdrawn
- 2004-08-18 CN CN2004800299963A patent/CN1867840B/zh not_active Expired - Lifetime
- 2004-08-18 CA CA2577128A patent/CA2577128C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-08-18 WO PCT/CA2004/001522 patent/WO2005017562A1/en active Application Filing
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2016011581A1 (zh) * | 2014-07-21 | 2016-01-28 | 杨顺伟 | 一种海上地震资料侧反射压制方法 |
| CN112368606A (zh) * | 2018-05-01 | 2021-02-12 | 沙特阿拉伯石油公司 | 评估对地震信号的处理印记 |
| CN112470040A (zh) * | 2018-05-16 | 2021-03-09 | 沙特阿拉伯石油公司 | 基于波动方程生成衍射图像 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006104757A (ru) | 2006-07-27 |
| GB2421314A (en) | 2006-06-21 |
| US7110323B2 (en) | 2006-09-19 |
| US20050232077A1 (en) | 2005-10-20 |
| CA2577128C (en) | 2014-10-21 |
| WO2005017562A1 (en) | 2005-02-24 |
| CN1867840B (zh) | 2010-04-28 |
| GB0605577D0 (en) | 2006-04-26 |
| CA2577128A1 (en) | 2005-02-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN1867840B (zh) | 用于使用双波来解译地震数据的方法 | |
| US9025414B2 (en) | Reciprocal method two-way wave equation targeted data selection for seismic acquisition of complex geologic structures | |
| US7355923B2 (en) | Seismic analysis using post-imaging seismic anisotropy corrections | |
| US9632192B2 (en) | Method of processing seismic data by providing surface offset common image gathers | |
| US9164184B2 (en) | Reciprocal method two-way wave equation targeted data selection for seismic acquisition of complex geologic structures | |
| US9279896B2 (en) | Reciprocal method two-way wave equation targeted data selection for improved imaging of complex geologic structures | |
| EA023351B1 (ru) | Способ и система для построения сейсмических изображений и моделей геологической среды путем томографии с использованием пучков | |
| EP3259619A1 (en) | Method and system of processing seismic data by providing surface aperture common image gathers | |
| EA032186B1 (ru) | Сейсмическая адаптивная фокусировка | |
| RU2255355C2 (ru) | Способ обработки сейсмических данных для повышения пространственного разрешения | |
| Lu et al. | Redatuming through a salt canopy and target-oriented salt-flank imaging | |
| CN107422375B (zh) | 海底节点的共反射点道集的确定方法和装置 | |
| EP2715404A2 (en) | Two-way wave equation targeted data selection for seismic acquisition of complex geologic structures | |
| CN103424775B (zh) | 基于地震波深度偏移理论的近地表多震源点位置定位方法 | |
| CN113614578A (zh) | 使用双向虚拟源重建的地震勘测 | |
| EP2715403A1 (en) | Two-way wave equation targeted data selection for improved imaging of prospects among complex geologic structures | |
| Petukhin et al. | Validation of the Osaka basin model by reciprocal waveform simulation | |
| Rouzo et al. | 2-D and 3-D modelling of wide-angle seismic data: an example from the Vøring volcanic passive margin | |
| Lee et al. | Fracture imaging using Image Point transform and midpoint imaging of RVSP data | |
| CN115184987A (zh) | 地层倾角信息的提取方法、装置、服务器及存储介质 | |
| Müller et al. | How advanced processing and interpretation added value to major 3D VSP pilot studies in Abu Dhabi | |
| Symes | Scattering and dip angle decomposition in relation with subsurface offset extended wave-equation migration |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CX01 | Expiry of patent term | ||
| CX01 | Expiry of patent term |
Granted publication date: 20100428 |