EA003494B1 - Усовершенствованный способ сейсмической разведки - Google Patents

Усовершенствованный способ сейсмической разведки Download PDF

Info

Publication number
EA003494B1
EA003494B1 EA200101215A EA200101215A EA003494B1 EA 003494 B1 EA003494 B1 EA 003494B1 EA 200101215 A EA200101215 A EA 200101215A EA 200101215 A EA200101215 A EA 200101215A EA 003494 B1 EA003494 B1 EA 003494B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
seismic
sources
source
seismic sources
frequency range
Prior art date
Application number
EA200101215A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200101215A1 (ru
Inventor
Николае Молдовеану
Original Assignee
Шлюмбергер Холдингз Лимитед
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 Шлюмбергер Холдингз Лимитед filed Critical Шлюмбергер Холдингз Лимитед
Publication of EA200101215A1 publication Critical patent/EA200101215A1/ru
Publication of EA003494B1 publication Critical patent/EA003494B1/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
    • G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G01V1/006—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design generating single signals by using more than one generator, e.g. beam steering or focusing arrays
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G01V1/005—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design with exploration systems emitting special signals, e.g. frequency swept signals, pulse sequences or slip sweep arrangements

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

Усовершенствованный способ сбора сейсмических данных с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников заключается в том, что развертывают сейсмический датчик и множество вибрационных сейсмических источников в различных пунктах возбуждения. Одновременно возбуждают сейсмические источники и осуществляют сбор сейсмических данных, приписываемых сейсмическим источникам, с использованием сейсмического датчика. Перегруппировывают, по меньшей мере, два сейсмических источника, в результате чего один сейсмический источник располагается в пункте возбуждения, ранее занятом другим сейсмическим источником. Одновременно возбуждают перегруппированные сейсмические источники и осуществляют сбор сейсмических данных, приписываемых перегруппированным сейсмическим источникам, с использованием сейсмического датчика. Кроме того, изобретение касается усовершенствованного способа сбора сейсмических данных с использованием множества вибрационных сейсмических источников, каждый из которых способен генерировать сейсмическую энергию в пределах заданного частотного диапазона, заключающегося в том, что развертывают сейсмический датчик и несколько вибрационных сейсмических источников в различных пунктах возбуждения. Одновременно возбуждают сейсмические источники таким образом, чтобы частотный диапазон сейсмической энергии, генерируемой одним сейсмическим источником, находился, по существу, за пределами частотного диапазона сейсмической энергии, генерируемой другим сейсмическим источником. Осуществляют сбор сейсмических данных, приписываемых сейсмическим источникам, с использованием

Description

Настоящее изобретение относится к способам сейсмической разведки, а более точно - к усовершенствованному способу сейсмической разведки с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников.
Предшествующий уровень техники
В течение многих лет сейсмические вибраторы используют на суше для сбора сейсмических данных, а многие компании постоянно пытаются использовать подобные источники в морских условиях. Хорошо известны преимущества от использования указанных сейсмических источников для геофизики и окружающей среды.
Когда сейсмические данные собирают, используя несколько вибрационных сейсмических источников, то из вибраторов обычно формируют перемещаемую группу источников. Обычно вибраторы располагают вокруг или вдоль участка возбуждения (называемого «пунктом вибрации» или «вибропунктом») с разнесением на определенное расстояние, например на 40 м. После этого посредством вибраторов генерируют определенное число свип-сигналов, которые принимают посредством многочисленных сейсмических датчиков, записывают и суммируют (т.е. объединяют), чтобы получить сейсмические данные для каждой отдельной пары, включающей пункт возбуждения и пункт приема. Затем вибраторы перемещают группой в следующий пункт возбуждения, где их используют аналогичным образом.
Однако существуют несколько проблем, связанных со сбором сейсмических данных при использовании сейсмических вибраторов, включая необходимость получения большого числа относительно продолжительных записей для каждой пары, включающей пункт возбуждения и пункт приема, чтобы получить сейсмические данные, имеющие достаточно высокое отношение сигнал/помеха. Другие известные проблемы, возникающие при сборе сейсмических данных с использованием сейсмических вибраторов, связаны с гармониками, различиями контактов с грунтом, прогибами плиты основания и эффектами группирования источников.
Делались попытки разрешить эти проблемы, и один многообещающий подход заключается в одновременном использовании большого количества вибраторов в различных пунктах возбуждения, при этом каждый вибратор генерирует раздельные кодированные свип-сигналы. Один способ с использованием этого подхода, названный высокоточным вибросейсмическим способом, разработан МоЫ1 Ой Со грога! ίο η апб ЛбапДс Кю11Пс1б Сотрапу и описан в патентах США №№ 5550786 (27 августа 1996 г.); 5570833 (30 декабря 1997 г.); 5715213 (3 февраля 1998 г.); и 5721710 (24 февраля 1998 г.). Высокоточный вибросейсмический способ был разработан, главным образом, для повышения точности вибросейсмических данных.
Высокоточный вибросейсмический способ осуществляют следующим образом.
Измеряют перемещения 8 каждого вибратора и каждого свип-сигнала обычно с использованием акселерометра, установленного на плите основания вибратора. Измеренный сигнал 8 связан с истинным выходным сигналом и вибратора и с минимально-фазовой передаточной функцией Т1. В частотной области измеренный сигнал 8 описывается уравнением: 8 = ϋ·Τ1.
Записывают сейсмические данные Я, которые в частотной области представляют произведение отражательной способности Е грунта, выходного сигнала и вибратора и минимальнофазовой передаточной функции Т2, т.е. Я = υ·Τ2·Ε.
Получают отражательную способность грунта в месте расположения вибратора путем перемножения записи Я и обратной величины перемещения υ вибратора, т.е. Я/υ = Τ1/Τ2·Ε.
Для группы, состоящей из 4 вибраторов V), ν2, ν3 и ν4, одновременно излучающих свип-сигналы, выходной сигнал Я геофона описывается в частотной области следующим линейным уравнением: Я = т11^й1 + т12Ж2 + т13Ъ3 + т14^й4. Это уравнение содержит 4 неизвестные величины, Ь1, 12, 13 и 14 (отклики грунта в местах расположения вибраторов ν1, ν2, ν3 и ν4), и включает известные значения Я (выходные сигналы геофонов) и тп, т12, т13 и т14 (измеренные сигналы).
Неизвестные величины 11, 12, 13 и 14 можно определить, если другие 3 свип-сигнала генерировать в тех же самых местах и если свипсигналы кодировать так, чтобы матрица измеренных сигналов была обращаемой. Система линейных уравнений следующая:
Я1 = т11 •11+т12 •12+т13 •13+т14 ·14
Я2 = т21 •11+т22 •й2+т23Ж3+т24 ·14 Я3 = т31 •11+т32 -12+т33 -13+т34 •14 Я4 = т41 •11+т42 •12+т43 •13+т44 ·14
В матричном представлении это можно записать как
Я = т х 1, где
я,' тп т12 т,3
к = «2 ™22 т24 кг
я, ’ т = и Н =
/и32 т33 т34 ’ к,
Ад. т4. т42 т43 Идд.
Типичная реализация высокоточного вибросейсмического способа в полевых условиях включает расстановку решетки или группы вибраторов, часто четырех, на эквивалентном количестве последовательных позиций или пунктов возбуждения. Вибраторы излучают определенное число свип-сигналов, например N (Ν больше или равно числу вибраторов), в одних тех же местах. Свип-сигналы имеют одинаковые спектры частот, но фазы кодированы различным образом, чтобы обеспечить обращаемость мат рицы М. После излучения N свип-сигналов вибраторы перемещают на ряд позиций, число которых равно числу вибраторов, и повторяют последовательность операций.
Этот высокоточный вибросейсмический способ обычно успешно осуществляют в районах с мелкозалегающими объектами разведки и при высоких отношениях сигнал/помеха. Для районов с более глубоким залеганием объектов разведки и при плохих отношениях сигнал/помеха высокоточный вибросейсмический способ выполнить удовлетворительно невозможно. Кроме того, число трасс, необходимых для каждой пары источник/приемник («кратность»), становится слишком большим, что делает относительно дорогим сбор сейсмических данных с использованием этого способа.
Поэтому желательно разработать усовершенствованный способ сбора сейсмических данных с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников, в которой исключены проблемы, обнаруженные в известных способах сбора сейсмических данных.
Краткое изложение существа изобретения
Задача настоящего изобретения заключается в создании усовершенствованного способа сбора сейсмических данных с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников.
Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что при тех же самых усилиях и затратах на сбор данных, можно получить сейсмические данные, имеющие более высокое отношение сигнал/помеха.
Еще одно преимущество настоящего изобретения заключается в том, что, если когерентная помеха в сейсмических данных ограничена по полосе, то ее можно ослаблять только в отдельном частотном диапазоне, оставляя прежними остальные частотные составляющие сейсмических данных.
Настоящее изобретение предоставляет усовершенствованный способ сбора сейсмических данных с использованием нескольких вибрационных сейсмических источников, который заключается в том, что развертывают, по меньшей мере, где один сейсмический датчик, развертывают несколько вибрационных сейсмических источников в различных пунктах возбуждения, одновременно возбуждают указанные сейсмические источники, осуществляют сбор сейсмических данных, приписываемых указанным сейсмическим источникам, с использованием сейсмического датчика, осуществляют перегруппировку сейсмических источников так, чтобы, по меньшей мере, один из них находился в пункте возбуждения, занятом ранее другим из них, одновременно возбуждают указанные перегруппированные сейсмические источники, осуществляют сбор сейсмических данных, приписываемых перегруппированным сейсмическим источникам, с использованием сейсмиче ского датчика, осуществляют разложение собранных сейсмических данных на составляющие, приписываемые каждому сейсмическому источнику, суммируют друг с другом составляющие, приписываемые сейсмическим источникам, расположенным в общем пункте возбуждения.
Краткое описание чертежей
Изобретение и его преимущества станут более понятными при ознакомлении с приведенным ниже описанием со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых фиг. 1 изображает блок-схему этапов способа согласно изобретению;
фиг. 2 - схему примерного расположения оборудования для сбора сейсмических данных согласно изобретению;
фиг. 3 - диаграмму зависимости амплитуды от частоты для нескольких вибраторов согласно изобретению;
фиг. 4 - диаграмму распределения показателя кратности и разрез сейсмических данных, полученных при использовании известного способа сбора сейсмических данных;
фиг. 5 - разрез сейсмических данных, полученный при использовании заявленного способа с перемещением позиций согласно изобретению; и фиг. 6 - разрез сейсмических данных, полученный с использованием заявленного способа с перемещением позиций и разделением частот согласно изобретению.
Подробное описание предпочтительных вариантов воплощения изобретения
На фиг. 1 представлена последовательность этапов способа согласно изобретению.
Первым этапом способа является этап 12 «развертывания сейсмического датчика». Многочисленные сейсмические датчики 40 (фиг. 2) большей частью геофоны развернуты в направлении многочисленных параллельных линий и подключены к кабелю 42 для передачи телеметрических данных. По кабелю 42 выходные сигналы датчиков передаются к регистрирующей сейсмической станции 44 на грузовом автомобиле, где собранные сейсмические данные регистрируют и часто подвергают первичной обработке. На фиг. 2 показана типичная схема расположения датчиков при сейсмической разведке на суше, но это только одна из очень большого числа альтернативных схем развертывания сейсмических датчиков, которые можно использовать в заявленном способе.
Вторым этапом последовательности 10 операций способа является этап 14 «развертывания сейсмических источников». Пункты 46 возбуждения на фиг. 2 обозначены треугольниками, и при такой сейсмической разведке использованы четыре вибратора Уь У2, У3 и У4. Исходно в этом примере вибратор У1 расположен в пункте 48 возбуждения, вибратор У2 расположен в пункте 50 возбуждения, вибратор У3 расположен в пункте 52 возбуждения и вибратор ν4 расположен в пункте 54 возбуждения.
Третьим этапом последовательности 10 операций способа является этап 14 «одновременного возбуждения сейсмических источников», на котором все четыре вибратора одновременно возбуждают так, чтобы каждый генерировал четыре последовательных свипсигнала. В общем случае, если имеются N вибраторов, то каждый возбуждают так, чтобы получить М последовательных свип-сигналов, где М не меньше N. Чтобы обеспечить повышенную возможность разделения сигналов, фазу и частоту сигналов вибраторов кодируют. Например, схема фазового кодирования может быть следующей:
Υ1 ¥2 Υ3 ν4
Свип- сигнал 1 90 0 0 0
Свип- сигнал 2 0 90 0 0
Свип-сигнал 3 0 0 90 0
Свип-сигнал 4 0 0 0 90
Фазовое кодирование гарантирует обратимость матрицы перемещения вибратора.
Для повышения возможности разделения сигналов полосу частот свип-сигналов разделяют между вибраторами, используя метод частотного разделения, чтобы получить дополнительную степень ортогональности для сигналов источников. Если полоса частот свип-сигналов, необходимая в определенном геологическом районе, находится между Г1 и Г2, а для сбора сейсмических данных используют группу из четырех вибраторов, то полосу частот можно разделить следующим образом.
νι:[ί1, ίί + (ί2 - ίι)/4];
ν2:[ί1 + (ί2 - ί1)/4, ί1 + (ί2 - ί1)/2]; ν3:[ί1 + (ί2 - ί1)/2, ί1 + (ί2 - ί1)·3/4] и ν4: [ί1 + (ί2 - ί1)·3/4, ί2].
Однако сейсмические вибраторы обычно являются механическими устройствами с гидравлическим приводом, которые не обладаютспособностью резко прекращать генерацию сейсмической энергии на какой-либо конкретной частоте. Обычно энергия, генерируемая на самых высоких и на самых низких частотах, плавно или линейно спадает. Чтобы учесть эту характеристику, известную как «спад свипсигнала», для каждого вибратора может быть желательным небольшое перекрытие между полосами частот, что показано на фиг. 3.
Как указано выше, требуемый диапазон частот разделяют между рядом вибраторов (в описываемом варианте четырьмя) и, кроме того, каждому из вибраторов может быть задан отличающийся или частично совпадающий частотный диапазон. На фиг. 3 требуемый диапазон частот указан от 8 до 97 Гц. Благодаря схеме частотного разделения, вибратор ν1 генерирует сейсмическую энергию, соответствующую первой кривой 60 (8-31 Гц), вибратор ν2 генерирует сейсмическую энергию, соответствующую второй кривой 62 (30-53 Гц), вибратор ν3 генерирует сейсмическую энергию, соответствующую третьей кривой 64 (52-75 Гц) , и вибратор ν4, генерирует сейсмическую энергию, соответствующую четвертой кривой 66 (74-97 Гц). Первая область 68 спада первого свип-сигнала частично совпадает с областью 70 спада второго свип-сигнала между 30 и 31 Гц. Подобное частичное совпадение спадов свип-сигналов наблюдается между 52 и 53 Гц и между 74 и 75 Гц.
С учетом возможности разделения принятых сигналов предпочтительно исключать любое частичное совпадение зон спада. Однако во многих случаях желательно получать сигнал источника, который имеет равномерный спектр, т. е. который имеет, по существу, одинаковую амплитуду во всем частотном диапазоне. Если сигнал кодирован по фазе (а также по частоте), выгоды от равномерности спектральной характеристики могут перевешивать снижение возможности разделения небольшого частичного совпадения полученных частотных спектров. Однако для заявленного способа не требуется формирования сигнала с равномерным спектром. В некоторых случаях может оказаться предпочтительным взвешивать или концентрировать сейсмическую энергию относительно отдельного частотного диапазона или диапазонов, особенно если геологические условия в конкретном районе способствуют существенному ослаблению отраженной сейсмической энергии за пределами некоторого узкого частотного диапазона или диапазонов.
В продолжение действия каждого из четырех свип-сигналов, генерируемых при одновременном возбуждении сейсмических источников с ν1 по ν4, сейсмические датчики 40 принимают сейсмические данные на этапе 18 «сбора сейсмических данных». Обычно сейсмические данные передают к устройству записи сейсмической станции 44 на грузовом автомобиле, где их записывают наряду с сигналами от соответствующих акселерометров, установленных на каждом вибраторе и отражающих движение вибратора.
Когда необходимое количество записей получено, сейсмические источники перегруппировывают на этапе 20 «перемещения сейсмических источников». Согласно одному варианту воплощения способа вибратор ν4 перемещают в пункт 56 возбуждения, вибратор ν3 перемещают в пункт 54 возбуждения, вибратор ν2 перемещают в пункт 52 возбуждения, а вибратор ν1 перемещают в пункт 50 возбуждения. Затем для этого конкретного расположения оборудования повторяют нужное число раз этап 22 «одновременного возбуждения сейсмических источников» и этап 24 «сбора сейсмических данных».
Как указано выше, обычно вибраторы без пауз генерируют энергию в пределах присвоенных им разделенных частотных диапазонов, но
Ί можно без труда предусмотреть схемы присвоения других частотных диапазонов. Из соображений возможности разделения важно, чтобы частотный диапазон сейсмической энергии, генерируемой одним одновременно возбуждаемым сейсмическим источником, находился, по существу, за пределами частотного диапазона сейсмической энергии, генерируемой другим одновременно возбуждаемым сейсмическим источником. Предпочтительно, когда, по меньшей мере, половина сейсмической энергии, генерируемой одним сейсмическим источником, занимает иной частотный спектр, чем половина сейсмической энергии, генерируемой другим одновременно возбуждаемым сейсмическим источником. Как отмечено выше, на самом деле может быть желательным некоторое перекрытие частотных диапазонов, но целью частотного разделения является обеспечение возможности разложения принятых сейсмических данных на составляющие, приписываемые различным пунктам возбуждения на основании разных спектров частот.
По линии 26 видно, что процесс повторяют до тех пор, пока не получат необходимое число записей для каждого вибратора в каждом пункте возбуждения. В последующий промежуток времени сейсмические источники перемещают, при этом вибратор ν4 перемещают в пункт 58 возбуждения, вибратор ν3 перемещают в пункт 56 возбуждения, вибратор ν2 перемещают в пункт 54 возбуждения, а вибратор VI перемещают в пункт 52 возбуждения. После того, как при этой схеме размещения получают необходимое число трасс, вибраторы перемещают еще на одну позицию по направлению к верхней части на фиг. 2, и при новой схеме размещения получают необходимое число трасс. После завершения четвертого этапа сбора сейсмических данных можно заметить, что каждый из вибраторов (VI, ν2, ν3 и ν4) оказывается размещенным в пункте 54 возбуждения.
Каждую из трасс, полученных с помощью отдельного сейсмического датчика в то время, когда вибратор находился в пункте 54 возбуждения, затем раскладывают или отделяют на этапе 28 «разложения собранных сейсмических данных». Обычно в результате этого процесса разложения получают отдельные трассы для каждого свип-сигнала каждого вибратора, излучавшегося в конкретном пункте возбуждения. Если используют четыре вибратора, и каждый из них генерирует четыре свип-сигнала в пункте возбуждения, то получают 16 выходных трасс, по четыре в каждой из четырех отдельных групп частотных диапазонов. Совместно эти четыре отдельные группы частотных диапазонов перекрывают весь сейсмический диапазон частот, необходимый для сейсмической разведки.
Чтобы повысить отношение сигнал/помеха в сейсмических данных, эти трассы объединяют («суммируют по вертикали») на этапе 30 «сум мирования разложенных сейсмических данных». Кроме того, до этой стадии суммирования трассы можно подвергнуть фильтрации. В некоторых районах помеха, например помеха, связанная с поверхностной волной, или помеха, создаваемая линией энергоснабжения, имеет ограниченную полосу частот. В этих случаях может оказаться желательной, например, фильтрация ограниченных по частоте трасс, содержащих эту помеху, до их суммирования. Это может быть выгодным, поскольку способы подавления помех можно использовать для искаженных помехами данных без опасения, что способы подавления помех могут разрушить сейсмические сигналы в других частотных диапазонах свип-сигналов. Процесс суммирования может включать только усреднение всех сигналов, или можно использовать более усложненные способы суммирования, например способ разновременного суммирования, раскрытый в патенте США № 3398396 или ковариационный способ суммирования, который раскрыт в заявке РСТ/СВ 98/03819. Следует отметить, что «суммирование», используемое в описании, означает объединение, при этом не подразумевается поправка на нормальное приращение или приведение к нулю удаления.
Существенное преимущество способа по сравнению с известными способами сбора сейсмических данных заключается в том, что в сейсмических данных можно значительно повысить отношение сигнал/помеха, создаваемое средой. В сейсмических данных отношение сигнал/помеха можно рассчитать согласно уравнению:
Сигнал/помеха = Νν·^(Ν8·Ε·Α), где
Νν - число вибраторов;
N8 - число свип-сигналов;
Ь - длительность свип-сигналов и А - полоса частот свип-сигналов.
При увеличении числа вибраторов, развертываемых в каждом пункте возбуждения (последовательно, а не одновременно), можно уменьшить число свип-сигналов и длительность свип-сигналов при одновременном повышении отношения сигнал/помеха в собранных сейсмических данных.
Возможность разделения источников повышается при использовании способа разделения полосы частот, поскольку основная частота для каждого свип-сигнала является иной, и гармоники первого порядка, генерируемые третьим и четвертым вибраторами, не накладываются на частоты первого и второго свип-сигналов. Заявленный способ позволяет ослабить не только гармоники, вводимые пневматическим путем, но также и гармоники, вводимые на границе раздела плиты основания вибратора и грунта.
Кроме того, амплитудный спектр, создаваемый вибраторами, имеет более высокие зна9 чения в случае узких полос частот и одинаковых длительностей свип-сигналов.
Амплитудный спектр = ЛГ-Ат/4-\У). где
АГ - амплитуда основной частоты;
Т - длительность свип-сигнала и
- полоса частот свип-сигнала.
Поэтому при ограничении полосы частот свип-сигнала каждый из вибраторов может передавать в грунт большее количество сейсмической энергии за единицу времени.
Даже если для каждого вибратора используют одну и ту же полосу частот свип-сигнала (т.е. способ частотного разделения не используют), то применение способа вертикального суммирования и перемещения позиций все же будет повышать отношение сигнала к помехе, создаваемой средой, в собранных сейсмических данных. При использовании способа вертикального суммирования и перемещения позиций коррелированный шум любого отдельного вибратора будет ослабляться, поскольку сейсмические данные, соответствующие отдельной паре источник-приемник, состоят из данных, связанных с каждым из вибраторов. Кроме того, данные, соответствующие любой отдельной паре источник-приемник, обычно собирают в пределах более широкого временного окна, что способствует ослаблению любой помехи, создаваемой средой, которая вариантна ко времени.
Затем сейсмические данные, полученные заявленным способом, подвергают обработке, например, фильтрации, миграции и т.д., которые хорошо известны в области обработки сейсмических данных.
Преимущества, представленные указанным способом, были подтверждены как данными моделирования, так и полевым экспериментом. Результаты полевого эксперимента, который проводили в бассейне Делавэр, УордКантри, Западный Техас, представлены на фиг. 4, 5 и 6. Следует заметить, что в противоположность трехмерной геометрии сбора данных, полевые эксперименты проводили при использовании двумерной геометрии сбора данных, когда источники (вибраторы) и приемники (геофоны) развертывали вдоль общей линии.
На фиг. 4 показаны результаты известной обычной двухмерной высокоточной вибросейсмической разведки. В этом эксперименте использовали четыре вибратора, частоту свипсигналов от 8 до 96 Гц, длительность свипсигналов 10 с, число свип-сигналов, генерируемых в каждом пункте возбуждения, было 8, расстояние между приемниками составляло 200 футов, взрывной интервал 50 футов, время прослушивания после каждого свип-сигнала 5 с, а число позиций, на которые каждый вибратор перемещали после окончания его свип-сигнала, было 4 (200 футов). Как можно видеть на линейчатой диаграмме 80 кратности в верхней части на фиг. 4, показатель кратности, обеспе чиваемый этими параметрами сбора данных, составляет около 60. Затем сейсмические данные обрабатывали, используя стандартную последовательность операций обработки высокоточного вибросейсмического способа (разделение, обратную фильтрацию сжатия, коррекцию нормального приращения, вывод и применение статических поправок, сортировку общей средней точки и суммирование), чтобы получить контрольный разрез 82 сейсмических данных (фиг. 4).
Контрольный разрез 82 сейсмических данных можно сравнить с уточненным разрезом 86 сейсмических данных (фиг. 5). В этом эксперименте многие параметры были идентичны параметрам, использованным в предыдущем эксперименте: использовали 4 вибратора, частоту свип-сигналов от 8 до 96 Гц; расстояние между приемниками составляло 200 футов, взрывной интервал 50 футов, а время прослушивания после каждого свип-сигнала 5 с. Для этого эксперимента использовали те же самые вибраторы, датчики и записывающее оборудование, а сам эксперимент проводили в том же районе, что и первый эксперимент. Однако длительность свип-сигналов уменьшили с 10 с до 4 с, число свип-сигналов в каждом пункте возбуждения сигналов уменьшили с 8 до 4, а число позиций, на которые перемещали каждый вибратор после окончания его свип-сигнала, было 1 (50 футов). Как можно видеть из линейчатой диаграммы 84 кратности в верхней части на фиг. 5, показатель кратности, обеспечиваемый этими параметрами сбора данных, составляет примерно 15 (четырехкратное снижение в отличие от предыдущего эксперимента). Затем собранные сейсмические данные обрабатывали, используя ту же самую последовательность операций обработки, чтобы получить уточненный разрез 86 сейсмических данных. На уточненном разрезе 86 сейсмических данных можно заметить намного больше когерентных отражающих поверхностей, чем на контрольном разрезе 82 сейсмических данных.
Кроме того, был выполнен эксперимент с использованием как способа перемещения позиции на одно место, так и способа частотного разделения. Результаты этого эксперимента представлены на фиг. 6. Различие между этим экспериментом и предыдущим экспериментом, результаты которого показаны на фиг. 5, заключается только в том, что для четырех вибраторов использовали отдельные частоты свипсигналов - 8-31, 30-53, 52-75 и 74-97 Гц. Поэтому показатель кратности не изменился, оставшись равным около 15, что показано на линейчатой диаграмме 88 кратности в верхней части на фиг. 6. Следует отметить, что разрез 90 сейсмических данных формировали, используя данные полосы частот только от 8 до 31 Гц, поскольку частотный отклик в исследовавшемся районе был очень узким. Представляется, что более качественный разрез 90 сейсмических данных обеспечивает даже более отчетливое изображение геологического строения под поверхностью, чем уточненный разрез 86 сейсмических данных.
В описанных экспериментах отображалась сейсмическая энергия при падении продольной волны и распространении продольной волны, но способ не ограничен этим конкретным видом распространения сейсмической энергии, и можно, например, получать изображения при падении продольной волны и распространении обменной поперечной волны, при падении и распространении поперечной волны или изображения многокомпонентных сейсмических данных. Полученные сейсмические данные можно обращать, используя записанные выходные сигналы вибраторов (применяя способ, подобный высокоточному вибросейсмическому способу), можно обращать на основе теоретических или оптимальных выходных сигналов вибраторов или можно обрабатывать, используя алгоритмы обработки других видов.

Claims (9)

1. Способ сейсмической разведки с использованием множества вибрационных сейсмических источников, заключающийся в том, что развертывают, по меньшей мере, один сейсмический датчик, развертывают несколько вибрационных сейсмических источников в различных пунктах возбуждения, одновременно возбуждают указанные сейсмические источники, собирают сейсмические данные от сейсмических источников посредством сейсмического датчика, перегруппировывают сейсмические источники так, чтобы, по меньшей мере, один из них расположился в пункте возбуждения, ранее занятом другим из них, одновременно возбуждают перегруппированные сейсмические источники, собирают сейсмические данные от перегруппированных сейсмических источников посредством сейсмического датчика, раскладывают собранные сейсмические данные на составляющие от каждого сейсмического источника, суммируют друг с другом компоненты от сейсмических источников, расположенных в общем пункте возбуждения.
2. Способ по п.1, в котором на каждом из этапов возбуждения одновременно возбуждают каждый из сейсмических источников М раз в каждом пункте возбуждения, где М не меньше числа сейсмических источников.
3. Способ по любому из пп.1 или 2, в котором дополнительно ослабляют помеху, по меньшей мере, одной из составляющих до суммирования составляющих друг с другом.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором соответствующие выходные сигналы от сейсмических источников записывают и используют при обработке собранных сейсмических данных.
5. Способ по любому из пп.1-4, в котором сейсмические данные обращают, используя теоретический или оптимальный выходной сигнал сейсмического источника.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором каждый сейсмический источник выполняют с возможностью генерирования сейсмической энергии в пределах соответствующего частотного диапазона, а частотный диапазон сейсмической энергии, генерируемой одним сейсмическим источником, устанавливают за пределами частотного диапазона сейсмической энергии, генерируемой другим сейсмическим источником, при одновременном возбуждении сейсмических источников.
7. Способ по п.6, в котором используют сейсмические источники со спадами свипсигналов, а спад свип-сигнала одного сейсмического источника задают частично совпадающим со спадом свип-сигнала другого сейсмического источника.
8. Способ по любому из пп.6 или 7, в котором частотный диапазон одного сейсмического источника задают так, что он имеет гармоники первого порядка, которые не совпадают с частотным диапазоном другого сейсмического источника.
9. Способ по любому из пп.1-8, в котором на этапе перегруппировки перемещают сейсмические источники одного пункта возбуждения в общем направлении вдоль общей линии.
EA200101215A 1999-05-19 2000-05-16 Усовершенствованный способ сейсмической разведки EA003494B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13490599P 1999-05-19 1999-05-19
PCT/IB2000/000654 WO2000072049A1 (en) 1999-05-19 2000-05-16 Improved seismic surveying method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200101215A1 EA200101215A1 (ru) 2002-04-25
EA003494B1 true EA003494B1 (ru) 2003-06-26

Family

ID=22465539

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200101215A EA003494B1 (ru) 1999-05-19 2000-05-16 Усовершенствованный способ сейсмической разведки

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6754590B1 (ru)
EP (1) EP1192480A1 (ru)
CN (1) CN1196944C (ru)
AU (1) AU772469B2 (ru)
CA (1) CA2374032A1 (ru)
EA (1) EA003494B1 (ru)
GB (1) GB9927395D0 (ru)
WO (1) WO2000072049A1 (ru)

Families Citing this family (76)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2805051B1 (fr) * 2000-02-14 2002-12-06 Geophysique Cie Gle Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine par utilisation simultanee de plusieurs sources vibrosismiques
GB2387225B (en) * 2001-12-22 2005-06-15 Westerngeco As A method of seismic surveying and a seismic surveying arrangement
GB2387226C (en) * 2002-04-06 2008-05-12 Westerngeco Ltd A method of seismic surveying
US7248052B2 (en) * 2003-05-28 2007-07-24 Weaver W Barry Electric power grid induced geophysical prospecting method and apparatus
US7310287B2 (en) 2003-05-30 2007-12-18 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for seismic data acquisition
US7561493B2 (en) * 2003-05-30 2009-07-14 Fairfield Industries, Inc. Method and apparatus for land based seismic data acquisition
WO2005019865A2 (en) * 2003-08-11 2005-03-03 Exxonmobil Upstream Research Company Method for continuous sweeping and separation of multiple seismic vibrators
US7295410B1 (en) * 2004-10-13 2007-11-13 Pass & Seymour, Inc. Protective device with miswire protection
AU2007302695B2 (en) 2006-09-28 2011-05-26 Exxonmobil Upstream Research Company Iterative inversion of data from simultaneous geophysical sources
WO2008042801A2 (en) * 2006-09-29 2008-04-10 Ion Geophysical Corporation Configuration tool and methods for seismic data acquisition
US8000168B2 (en) * 2006-12-08 2011-08-16 Conocophillips Company Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition
US7859945B2 (en) * 2007-07-06 2010-12-28 Cggveritas Services Inc. Efficient seismic data acquisition with source separation
GB2451630B (en) 2007-08-04 2009-12-09 Westerngeco Seismic Holdings Composite sweeps of high and low frequency part
GB2468446B (en) * 2007-12-12 2011-09-21 Exxonmobil Upstream Res Co Method and apparatus for evaluating submarine formations
ES2651923T3 (es) 2008-03-21 2018-01-30 Exxonmobil Upstream Research Company Un método eficiente para la inversión de datos geofísicos
US8892410B2 (en) * 2008-08-11 2014-11-18 Exxonmobil Upstream Research Company Estimation of soil properties using waveforms of seismic surface waves
US8077547B2 (en) * 2008-09-26 2011-12-13 Providence technologies, Inc. Method and apparatus for seismic exploration
US9052410B2 (en) 2009-02-12 2015-06-09 Conocophillips Company Multiple seismic signal inversion
FR2955397B1 (fr) 2010-01-15 2012-03-02 Cggveritas Services Sa Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques marines
FR2955396B1 (fr) * 2010-01-15 2013-03-01 Cggveritas Services Sa Dispositif de traitement de donnees sismiques marines
US8537638B2 (en) * 2010-02-10 2013-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for subsurface parameter estimation in full wavefield inversion and reverse-time migration
US8223587B2 (en) * 2010-03-29 2012-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Full wavefield inversion using time varying filters
US9529102B2 (en) 2010-04-30 2016-12-27 Conocophillips Company Caterpillar-style seismic data acquisition using autonomous, continuously recording seismic data recorders
US8694299B2 (en) 2010-05-07 2014-04-08 Exxonmobil Upstream Research Company Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data
US8756042B2 (en) 2010-05-19 2014-06-17 Exxonmobile Upstream Research Company Method and system for checkpointing during simulations
FR2961316A1 (fr) * 2010-06-10 2011-12-16 Cggveritas Services Sa Procede de traitement de donnees sismiques marines
US8767508B2 (en) 2010-08-18 2014-07-01 Exxonmobil Upstream Research Company Using seismic P and S arrivals to determine shallow velocity structure
US8437998B2 (en) 2010-09-27 2013-05-07 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method
EP2622457A4 (en) 2010-09-27 2018-02-21 Exxonmobil Upstream Research Company Simultaneous source encoding and source separation as a practical solution for full wavefield inversion
US20120075955A1 (en) * 2010-09-28 2012-03-29 Timothy Dean Efficient seismic source operation in connection with a seismic survey
AU2011232767B2 (en) 2010-10-14 2014-05-08 Cggveritas Services Sa Method and device to acquire seismic data
CN103238158B (zh) 2010-12-01 2016-08-17 埃克森美孚上游研究公司 利用互相关目标函数进行的海洋拖缆数据同时源反演
MX2013006453A (es) * 2010-12-10 2013-12-06 Bp Corp North America Inc Fuentes sismicas de frecuencia barrida separadas en distancia y en frecuencia.
CA2825395A1 (en) 2011-03-30 2012-10-04 Partha S. Routh Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping
WO2012134609A1 (en) 2011-03-31 2012-10-04 Exxonmobil Upstream Research Company Method of wavelet estimation and multiple prediction in full wavefield inversion
US9140812B2 (en) 2011-09-02 2015-09-22 Exxonmobil Upstream Research Company Using projection onto convex sets to constrain full-wavefield inversion
FR2981759B1 (fr) 2011-10-19 2014-07-18 Cggveritas Services Sa Procede et dispositif pour determiner un signal de commande pour des sources marines vibrosismiques
FR2981758B1 (fr) 2011-10-19 2013-12-06 Cggveritas Services Sa .
FR2981746B1 (fr) 2011-10-19 2014-11-21 Cggveritas Services Sa Source et procede d'acquisition sismique marine
US9075162B2 (en) * 2011-11-10 2015-07-07 Pgs Geophysical As Method and system for separating seismic sources in marine simultaneous shooting acquisition
US9176930B2 (en) 2011-11-29 2015-11-03 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion
US9453928B2 (en) 2012-03-06 2016-09-27 Westerngeco L.L.C. Methods and computing systems for processing data
RU2612896C2 (ru) 2012-03-08 2017-03-13 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Ортогональное кодирование источника и приемника
US9348050B2 (en) 2012-05-23 2016-05-24 Exxonmobil Upstream Research Company Near-surface noise prediction and removal for data recorded with simultaneous seismic sources
US8619497B1 (en) 2012-11-15 2013-12-31 Cggveritas Services Sa Device and method for continuous data acquisition
US8724428B1 (en) 2012-11-15 2014-05-13 Cggveritas Services Sa Process for separating data recorded during a continuous data acquisition seismic survey
SG11201503218RA (en) 2012-11-28 2015-06-29 Exxonmobil Upstream Resarch Company Reflection seismic data q tomography
CN103091703B (zh) * 2013-01-17 2015-09-09 中国石油天然气股份有限公司 一种用于地震勘探的三维地震激发点优化方法
US10168440B2 (en) 2013-04-04 2019-01-01 Apache Corporation Method to determine optimal spacing between seismic energy sources utilizing mutual admittance
US9217797B2 (en) * 2013-04-11 2015-12-22 Schlumberger Technology Corporation High-speed image monitoring of baseplate movement in a vibrator
BR112015025516A2 (pt) 2013-05-24 2017-07-18 Exxonmobil Upstream Res Co inversão de multiparâmetros através de fwi elástica dependente de deslocamento
US10459117B2 (en) 2013-06-03 2019-10-29 Exxonmobil Upstream Research Company Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion
US9702998B2 (en) 2013-07-08 2017-07-11 Exxonmobil Upstream Research Company Full-wavefield inversion of primaries and multiples in marine environment
CN104375165B (zh) * 2013-08-15 2017-02-15 中国石油天然气集团公司 一种可控震源分区同时扫描激发方法
US9772413B2 (en) 2013-08-23 2017-09-26 Exxonmobil Upstream Research Company Simultaneous sourcing during both seismic acquisition and seismic inversion
US10036818B2 (en) 2013-09-06 2018-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions
CN103592676A (zh) * 2013-10-24 2014-02-19 中国石油天然气集团公司 一种基于地形因子的炮点偏移方法
US9910189B2 (en) 2014-04-09 2018-03-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method for fast line search in frequency domain FWI
EP3140675A1 (en) 2014-05-09 2017-03-15 Exxonmobil Upstream Research Company Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion
CN103984025B (zh) * 2014-06-03 2017-01-11 吉林大学 电磁式可控震源并行激发采集与混合记录分离方法
US10185046B2 (en) 2014-06-09 2019-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI
EP3158367A1 (en) 2014-06-17 2017-04-26 Exxonmobil Upstream Research Company Fast viscoacoustic and viscoelastic full-wavefield inversion
US10838092B2 (en) 2014-07-24 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield components
US10422899B2 (en) 2014-07-30 2019-09-24 Exxonmobil Upstream Research Company Harmonic encoding for FWI
CN104181581B (zh) * 2014-08-26 2017-05-10 北京市市政工程研究院 基于任意排布的地震波地下工程空间观测的系统及方法
US10386511B2 (en) 2014-10-03 2019-08-20 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic survey design using full wavefield inversion
EP3210050A1 (en) 2014-10-20 2017-08-30 Exxonmobil Upstream Research Company Velocity tomography using property scans
AU2015363241A1 (en) 2014-12-18 2017-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable scheduling of parallel iterative seismic jobs
US10520618B2 (en) 2015-02-04 2019-12-31 ExxohnMobil Upstream Research Company Poynting vector minimal reflection boundary conditions
US10317546B2 (en) 2015-02-13 2019-06-11 Exxonmobil Upstream Research Company Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations
SG11201704623RA (en) 2015-02-17 2017-09-28 Exxonmobil Upstream Res Co Multistage full wavefield inversion process that generates a multiple free data set
AU2016270000B2 (en) 2015-06-04 2019-05-16 Exxonmobil Upstream Research Company Method for generating multiple free seismic images
US10838093B2 (en) 2015-07-02 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion
US10310113B2 (en) 2015-10-02 2019-06-04 Exxonmobil Upstream Research Company Q-compensated full wavefield inversion
US10520619B2 (en) 2015-10-15 2019-12-31 Exxonmobil Upstream Research Company FWI model domain angle stacks with amplitude preservation
US10768324B2 (en) 2016-05-19 2020-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method to predict pore pressure and seal integrity using full wavefield inversion

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1423366A (en) * 1972-07-21 1976-02-04 Seiscom Ltd Broad line seismic profiling using simultaneously radiating sources
US4037190A (en) * 1975-09-29 1977-07-19 Geophysical Systems Corporation Method of vibratory seismic prospecting for minimum correlation noise
FR2338499A1 (fr) * 1976-01-19 1977-08-12 Barbier Maurice Methode d'exploration sismique d'un milieu
US4405999A (en) 1980-12-31 1983-09-20 Mobil Oil Corporation Method for collecting and generating composite trace signals with improved signal to noise ratios
US4715020A (en) * 1986-10-29 1987-12-22 Western Atlas International, Inc. Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys
US4823326A (en) * 1986-07-21 1989-04-18 The Standard Oil Company Seismic data acquisition technique having superposed signals
FR2622022B1 (fr) * 1987-10-20 1990-03-09 Geophysique Cie Gle Procede d'acquisition de donnees sismiques et dispositif de mise en oeuvre du procede
US4982374A (en) * 1989-10-23 1991-01-01 Halliburton Geophysical Services, Inc. Method of source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources
US5721710A (en) * 1995-09-29 1998-02-24 Atlantic Richfield Company High fidelity vibratory source seismic method with source separation
US5703833A (en) * 1995-11-13 1997-12-30 Mobil Oil Corporation One step inversion/separation scheme using a plurality of vibrator sources
US5822269A (en) 1995-11-13 1998-10-13 Mobil Oil Corporation Method for separation of a plurality of vibratory seismic energy source signals
GB9612471D0 (en) * 1996-06-14 1996-08-14 Geco As Method and apparatus for multiple seismic vibratory surveys
GB2314160B (en) 1996-06-14 1998-12-09 Geco As Method and apparatus for multiple seismic vibratory surveys
US5850622A (en) * 1996-11-08 1998-12-15 Amoco Corporation Time-frequency processing and analysis of seismic data using very short-time fourier transforms
GB2348003B (en) * 1999-03-19 2001-02-07 Geco Prakla Seismic data processing method for data acquired using overlapping vibratory sweeps
US6366857B1 (en) * 1999-06-25 2002-04-02 Trimble Navigation Limited Noise estimator for seismic exploration
US6418079B1 (en) * 1999-09-10 2002-07-09 Westerngeco, L.L.C. Method of reducing harmonic interference while using overlapping source point seismic recording techniques

Also Published As

Publication number Publication date
GB9927395D0 (en) 2000-01-19
EA200101215A1 (ru) 2002-04-25
CA2374032A1 (en) 2000-11-30
US6754590B1 (en) 2004-06-22
CN1196944C (zh) 2005-04-13
EP1192480A1 (en) 2002-04-03
WO2000072049A1 (en) 2000-11-30
AU4424300A (en) 2000-12-12
AU772469B2 (en) 2004-04-29
CN1355890A (zh) 2002-06-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA003494B1 (ru) Усовершенствованный способ сейсмической разведки
US4707812A (en) Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise
US6865488B2 (en) Method of using cascaded sweeps for source coding and harmonic cancellation
EP0861448B1 (en) Method for separation of a plurality of vibratory seismic energy source signals
US3812457A (en) Seismic exploration method
EP0425250B1 (en) Method and apparatus for source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources
EP0953179B1 (en) Seismic data acquisition and processing using non-linear distortion in a groundforce signal
US7515505B2 (en) Method for continuous sweeping and separation of multiple seismic vibrators
US4295213A (en) Composite seismic signal
CN112840236B (zh) 通过反演分离不同类型的多个震源
US20020191490A1 (en) Method for seismic monitoring of an underground zone by simultaneous use of sererval vibroseismic sources
EA007911B1 (ru) Профилированный высокочастотный вибрационный источник
GB2068552A (en) Seismic exploration using vibratory sources and sign-bit recording
US4601022A (en) Seismic exploration using non-impulsive vibratory sources activated by stationary, Gaussian codes, and processing the results in distortion-free final records particularly useful in urban areas
US4607353A (en) Seismic exploration using non-impulsive vibratory sources activated by stationary, Gaussian codes to simulate an impulsive, causal generating, recording and pre-processing system and processing the results into distortion-free final records
AU2005202928B2 (en) Method of using cascaded sweeps for source coding and harmonic cancellation
EP0289670A1 (en) Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise
US5305285A (en) Method and apparatus for subsoil exploration including emission of a series of seismic impulses
SU1539702A1 (ru) Способ вибросейсмической разведки
CA1281121C (en) Method of suppressing vibration seismic signal correlation noise
SU940096A1 (ru) Способ сейсмической разведки
SU1539701A1 (ru) Способ объемной сейсморазведки
Carlson et al. ISSTMBUTION STATEMENT A

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 AZ BY KZ 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): RU