EA016522B1 - Способ оценки фактора качества формации - Google Patents
Способ оценки фактора качества формации Download PDFInfo
- Publication number
- EA016522B1 EA016522B1 EA200901225A EA200901225A EA016522B1 EA 016522 B1 EA016522 B1 EA 016522B1 EA 200901225 A EA200901225 A EA 200901225A EA 200901225 A EA200901225 A EA 200901225A EA 016522 B1 EA016522 B1 EA 016522B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- seismic
- wave
- pressure
- arrivals
- sensors
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 13
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 6
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 23
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012417 linear regression Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2200/00—Details of seismic or acoustic prospecting or detecting in general
- G01V2200/10—Miscellaneous details
- G01V2200/14—Quality control
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
- G01V2210/56—De-ghosting; Reverberation compensation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Способ оценки фактора качества формации включает определение восходящей волны давления по сейсмическим сигналам, записанным с использованием совместно расположенных датчика давления и датчика движения, размещенных в слое воды. Спектральное влияние отраженной от поверхности воды волны-спутника на восходящую волну давления ослабляется комбинированием сигналов отклика по давлению и отклика по движению. Фактор качества определяется путем определения разности амплитудных спектров первого и второго вступлений восходящей волны давления.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к области сбора и обработки данных морской сейсморазведки. Изобретение в особенности относится к способам обработки сигналов морской сейсморазведки для получения определенных характеристик погребенных формаций.
Предшествующий уровень техники
Сейсморазведка, как известно специалистам, применяется для определения строения и акустических свойств погребенных формаций. Как правило, сейсморазведка включает размещение у поверхности земли в выбранной расстановке группы сейсмодатчиков и селективную активацию источника сейсмических волн, расположенного вблизи сейсмодатчиков. В качестве сейсмических источников могут использоваться взрывные источники, вибраторы или в случае проведения сейсморазведки в водоеме, например в озере или в океане, одна или несколько пневмопушек или гидропушек.
Сейсмические волны, излученные источником, распространяются сквозь формации геологической среды, пока не достигнут границы акустического импеданса формаций. Границы акустического импеданса, как правило, имеются там, где меняются состав и/или механические свойства геологических формаций. Такие границы обычно называют границами пластов. На границе пластов происходит частичное отражение сейсмических волн обратно к поверхности земли. Отраженные волны могут быть зарегистрированы одним или несколькими сейсмодатчиками, размещенными на поверхности земли. Одной из известных специалистам задач обработки сейсмических сигналов является определение глубин и географического расположения границ пластов геологической среды. Предположения о глубинах и географическом расположении границ пластов выводятся из времени пробега сейсмических волн до границ пластов и обратно к датчикам на поверхности.
Для определения строения и акустических свойств погребенных формаций, лежащих под подошвой водного слоя, сейсморазведка проводится в океане или в других водоемах (морская сейсморазведка). Системы морской сейсморазведки, известные специалистам, включают судно, которое буксирует один или несколько сейсмоисточников; это же или другое судно буксирует одну или несколько кос. Коса это группа сейсмодатчиков на кабеле, буксируемом судном. Как правило, судно сейсморазведки буксирует несколько таких кос, расположенных на выбранном боковом расстоянии друг от друга так, чтобы выбранная расстановка позволяла провести сравнительно полное определение геологических структур в трех измерениях. Как правило, датчики в косах представляют собой датчики давления, например гидрофоны. Недавно были изобретены косы, включающие как датчики давления, так и датчики движения частиц. В некоторых из применявшихся ранее кос датчики давления и датчики движения размещались совместно. Один тип такой косы, названный косой с двумя типами приемников, описан в патенте США № 7239577, выданном Тенгамну (Тепдйатп) с сотрудниками и переуступленном дочерней компании правопреемника прав на настоящее изобретение.
Одной из характеристик представляющих интерес формаций геологической среды является так называемый фактор качества. Фактор качества - это мера зависящего от частоты затухания сейсмической волны, т. е. мера взаимосвязи частоты сейсмической волны и скорости ее затухания в конкретных формациях. Фактор качества, помимо прочего, используется как прямой признак присутствия углеводородов. В области интерпретации сейсмических данных оценка затухания сейсмических волн может быть так же важна, как и оценка пластовых интервальных скоростей. Оценки затухания сейсмических волн дают дополнительную возможность оценки литологии (минерального состава пород) и характеристик залежей (содержания флюида в поровом пространстве пород, состава и давления флюида, а также проницаемости пород для прохождения флюидов).
Использование морских сейсмических сигналов для оценки фактора качества оказалось затруднительным вследствие чувствительности морских сейсмических сигналов к искажениям, вызванным отражением сейсмических волн от поверхности воды. Такое отражение может деструктивно интерферировать с принимаемыми восходящими сейсмическими сигналами, отраженными от представляющих интерес погребенных структур. Частотный спектр сейсмической волны, как правило, обнаруживает затухание в пределах полосы, называемой провалом из-за волны-спутника. Наличие такого спутникового провала делает интерпретацию зависящего от частоты затухания затруднительной и неточной.
По-прежнему имеется потребность в методиках оценки фактора качества формаций геологической среды по морским сейсмическим данным.
Сущность изобретения
Способ оценки фактора качества формации согласно одной из особенностей настоящего изобретения включает определение восходящей волны давления по сейсмическим сигналам, записанным с использованием совместно расположенных датчика давления и датчика движения, размещенных на выбранной глубине в слое воды. Спектральное влияние отраженной от поверхности воды волны-спутника на восходящую волну давления ослабляется комбинированием сигналов отклика по давлению и отклика по движению. Фактор качества определяется путем определения разности амплитудных спектров первого и второго вступлений восходящей волны давления.
Способ сейсморазведки согласно другой особенности настоящего изобретения включает размеще
- 1 016522 ние набора совместно расположенных сейсмодатчиков давления и сейсмодатчиков движения в пространственно разнесенных местах в слое воды. Источник сейсмических волн активируется в слое воды в выбранные моменты времени. Записываются сигналы отклика совместно расположенных датчиков на сейсмическую волну. Определяется восходящая волна давления, причем спектральное влияние отраженной от поверхности воды волны-спутника на восходящую волну давления ослабляется комбинированием сигналов, совмещающим сигналы отклика по давлению и сигналы отклика по движению от каждого из набора расположенных совместно датчиков. Фактор качества формации под подошвой слоя воды оценивается путем определения разности амплитудных спектров первого и второго вступлений восходящей волны давления.
Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткий перечень фигур
На фиг. 1 показан пример, иллюстрирующий сбор данных сейсморазведки по способу согласно изобретению;
на фиг. 2 - блок-схема обработки данных, полученных с двумя типами датчиков;
на фиг. 3 - амплитудный спектр типового морского сейсмоисточника, буксируемого на глубине 7 м; сигналы, записанные при нормальном падении волны на глубине 8 м, и амплитудный спектр сигналов того же морского сейсмоисточника, очищенный от фильтрующего влияния волны-спутника приемника;
на фиг. 4 - фильтрующее влияние погребенных формаций на амплитудные спектры, представленные на фиг. 3;
на фиг. 5А и 5В - соответственно нормированные амплитудные спектры одновременно принятых сигналов восходящей волны давления и суммарной волны давления.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 показан для примера вариант сбора данных морской сейсморазведки, в котором могут быть использованы способы согласно изобретению. Судно сейсморазведки 101 движется по поверхности 108 слоя воды 102 над участком 103 геологической среды, на котором должна быть произведена разведка. Лежащий под подошвой 104 слоя воды участок 103 геологической среды содержит представляющие интерес формации, например пласт 105, ограниченный верхней границей 106 и нижней границей 107. Судно сейсморазведки 101 везет оборудование для сбора сейсмических данных, обозначенное в целом позицией 109. Оборудование 109 для сбора сейсмических данных включает (не показанные отдельно) средства навигационного управления, средства управления источниками и приемниками сейсмических волн, а также устройства для регистрации сигналов; все эти устройства могут быть устройствами хорошо известных специалистам типов.
Оборудование 109 для сбора сейсмических данных в выбранные моменты времени активирует источник 110 сейсмических волн, буксируемый в слое воды 102 судном сейсморазведки 101 (или другим судном). Сейсмический источник 110 может быть любого типа, хорошо известного специалистам сейсморазведки, включая пневмопушки, или гидропушки, или, в особенности, группы пневмопушек. Одна или несколько сейсмических кос 111 также буксируются в слое воды 102 судном сейсморазведки 101 (или другим судном) для регистрации акустических волн, излученных сейсмическим источником 110 и отраженных от границ раздела в окружающей среде. В примере фиг. 1 для ясности изображения показана только одна сейсмическая коса 111, но, как правило, судно сейсморазведки 101 буксирует несколько пространственно разнесенных по горизонтали сейсмических кос 111. Эти сейсмические косы 111 содержат датчики для регистрации отраженных волн, излученных сейсмическим источником 110. В настоящем примере сейсмические косы 111 содержат датчики давления, например гидрофоны 112, и датчики движения частиц воды, например геофоны 113. Гидрофоны 112 и геофоны 113, как правило, размещены совместно парами или парными группами датчиков с равномерными интервалами вдоль сейсмических кос 111. Однако типы датчиков 112, 113 и их конкретное расположение по длине сейсмических кос 111 не ограничивают объема настоящего изобретения. Следует ясно понимать, что датчик давления может быть прибором любого типа, генерирующим сигнал, связанный с давлением в воде или временным градиентом его изменения. Соответственно, датчик движения может быть прибором любого типа, откликающимся на движение, ускорение или скорость частиц. Неограничительные примеры таких приборов включают датчики скорости (геофоны) и акселерометры.
Всякий раз, когда активируется сейсмический источник 110, акустическая волна распространяется сферически расходящимися волновыми фронтами. Распространение волновых фронтов в настоящем описании изображают траектории, перпендикулярные к фронтам волны. Восходящая волна, обозначенная траекторией 114, отражается от поверхности раздела вода-воздух у поверхности воды 108 и затем распространяется вниз, что изображает траектория 115, где волна может быть зарегистрирована гидрофонами 112 и геофонами 113 в сейсмических косах 111. Такое отражение от поверхности воды 108, какое изображает траектория 115, не содержит полезной информации о погребенных формациях, представляющих интерес. Однако такие отражения от поверхности, называемые также волнами-спутниками, действуют как вторичные сейсмические источники, срабатывающие с задержкой относительно времени активации сейсмического источника 110.
- 2 016522
Распространяющаяся вниз волна, которую изображает траектория 116, отражается от поверхности раздела земля-вода у подошвы 104 слоя воды и затем распространяется вверх, как изображает траектория 117, где волна может быть зарегистрирована гидрофонами 112 и геофонами 113. Такое отражение у подошвы 104 слоя воды, какое изображает траектория 117, содержит информацию о подошве 104 слоя воды. Траектория 117 представляет пример первичного отражения, т.е. отражения от границы в геологической среде. Распространяющаяся вниз волна, которую изображает траектория 116, может пройти сквозь подошву 104 слоя воды, как показывает траектория 118, отразиться от границы, например 107, пласта, например 105, и затем распространяться вверх, как показывает траектория 119. Восходящая волна, траектория 119, может затем быть зарегистрирована гидрофонами 112 и геофонами 113. Такое отражение от границы пласта 107 содержит полезную информацию о погребенной формации 105, представляющей интерес, и также представляет пример первичного отражения.
Акустические волны будут продолжать отражаться от поверхностей раздела, например от подошвы 104 слоя воды, поверхности воды 108 и границ пластов 106, 107 в разных сочетаниях. Так, например, восходящая волна, траектория 117, отразится от поверхности воды 108, продолжит распространение движением вниз по траектории 120, может отразиться от подошвы 104 слоя воды и продолжить распространение вновь движением вверх по траектории 121, где затем может быть зарегистрирована гидрофонами 112 и геофонами 113. Траектория 121 представляет пример многократных отражений, упрощенно называемых также кратными, причем эти кратные отражения происходят от поверхностей раздела. Аналогично, восходящая волна, траектория 119, отразится от поверхности воды 108, продолжит распространение движением вниз по траектории 122, может отразиться от границы пласта 106 и продолжить распространение вновь движением вверх по траектории 123, где затем может быть зарегистрирована гидрофонами 112 и геофонами 113. Траектория 123 дает еще один пример кратных отражений; эти кратные отражения также происходят в недрах земли.
Для целей настоящего изобретения главную роль играет траектория отражения сейсмической волны от поверхности воды вблизи от гидрофонов 112 и геофонов 113. Такое отражение вызывает на определенных частотах затухание сейсмической волны, зарегистрированной гидрофонами 112. В способах согласно изобретению используются сигналы, зарегистрированные геофонами 113, для снижения влияний такого спутникового провала в сигналах гидрофонов.
Для упрощения последующих объяснений термины гидрофонный и геофонный будут использоваться как краткие обозначения типов обрабатываемых сигналов. Следует ясно понимать, что термин гидрофонный в нижеследующем описании используется для обозначения сигнала, зарегистрированного любым типом датчика давления или датчика временного градиента давления. Соответственно, термин геофонные сигналы используется для обозначения сигнала, зарегистрированного любым типом датчика движения частиц, включая акселерометры, измерители скорости, геофоны и т. п.
Способ согласно изобретению начинается с использования записанных гидрофонных и геофонных сигналов, соответствующих каждой активации источника. Эти записи должны выполняться с компенсациями соответствующих импульсных характеристик датчиков и регистрирующих каналов, а также коэффициентов электромеханической связи всех типов используемых датчиков. Каждая такая запись гидрофонных и геофонных сигналов, соответствующих конкретной активации источника, может быть названа записью с общим пунктом взрыва или выборкой по общему пункту взрыва. Записи сигналов могут хронироваться с отсчетом от активации сейсмического источника и могут быть идентифицированы по геодезическому положению каждого сейсмического датчика на момент записи. Геофонные сигналы могут быть нормированы по углу падения сейсмической волны, зарегистрированной каждым геофоном. См., например, описание такого нормирования в патенте США № 7359283, выданном Вааджу (Уааде) с сотрудниками и переуступленном дочерней компании правопреемника прав на настоящее изобретение. Гидрофонный отклик - существенно всенаправленный и не требует коррекции или нормирования по углу падения.
Как показано на фиг. 2, блок-схема, в общих чертах дающая пример процесса применения геофонных и гидрофонных сигналов, может включать в блоке 21 преобразование геофонных и гидрофонных сигналов из пространственно-временной области в область частот-волновых чисел (ί-к). В блоке 22 на фиг. 2 преобразованные гидрофонные и геофонные сигналы, соответственно, Н(£,к) и С(вд, из области преобразования в блоке 21 корректируются с учетом относительных расхождений передаточных функций датчиков; эти передаточные функции соответствуют импульсным характеристикам датчиков во временной области. Такие коррекции могут включать, например, корректировку амплитуды и фазы гидрофонных сигналов с тем, чтобы они соответствовали геофонным сигналам, корректировку геофонных сигналов с тем, чтобы они соответствовали гидрофонным сигналам, или корректировку обеих серий сигналов с приведением к общей базе. Корректировка относительных расхождений импульсных характеристик датчиков хорошо известна специалистам. Наконец, для корректировки относительных расхождений амплитуд давлений и скоростей частиц к геофонным сигналам может быть применено масштабирование амплитуды, эквивалентное обращению акустического импеданса в воде. Такое масштабирование также хорошо известно специалистам.
В блоке 23 на фиг. 2 откорректированные геофонные сигналы из блока 22 корректируются далее на
- 3 016522 угол падения. Если гидрофон записывает суммарную волну давления, то вертикальный геофон записывает только вертикальную компоненту волнового движения частиц. Эта вертикальная составляющая будет равна суммарной волне движения частиц только для сигналов, распространяющихся вертикально, т.е. для сигналов с нулевым углом падения. Для всех прочих углов падения геофонные сигналы требуют масштабирования, например, в существенном соответствии с описанием патента '283, выданного Вааджу с сотрудниками.
В блоке 24 на фиг. 2 низкочастотная часть геофонного сигнала может быть рассчитана или оценена по записанному гидрофонному сигналу. Вышеуказанное может также быть выполнено в существенном соответствии с описанием патента '283, выданного Вааджу с сотрудниками.
В блоке 25 на фиг. 2 геофонный сигнал с полным спектром может быть рассчитан или оценен посредством соединения его рассчитанной низкочастотной части с замеренными геофонными сигналами в верхней части частотного спектра, включая некоторое перекрытие. Вышеуказанное также может быть выполнено в существенном соответствии с описанием патента '283, выданного Вааджу с сотрудниками.
В блоке 26 на фиг. 2 набор геофоннных данных с полным спектром и набор записанных гидрофонных данных прибавляются или вычитаются для расчета восходящей и нисходящей волн с полным спектром. Вышеуказанное также может быть выполнено в существенном соответствии с описанием патента '283, выданного Вааджу с сотрудниками.
Результатом комбинирования геофонных сигналов с полным спектром и гидрофонных сигналов является восходящая волна давления с уменьшенным влиянием поверхностной волны-спутника. Конкретнее, уменьшается эффект частотной фильтрации из-за поверхностной волны-спутника. Комбинированные геофонные и гидрофонные сигналы могут быть проинтерпретированы для определения времен двукратного пробега сейсмической волны от поверхности воды до сейсмических отражающих границ в геологической среде, например 104, 106 и 107 на фиг. 1. Использование таких времен двукратного пробега дает возможность оценить фактор качества формации (О) для формаций геологической среды, попадающих в интервал между двумя временами двукратного отражения, 11 и 12. Амплитуда сейсмической волны как функция частоты связана с характеристиками затухания в формациях геологической среды следующими выражениями:
Умножая обе части второго из вышеприведенных выражений для О на частоту £, получаем (2) π^-ΐΑ А//)
Данное выражение представляет собой уравнение прямой в амплитудно-частотной плоскости, т.е.
имеет вид у = т/ + Ь где О - это наклон прямой, а отрезок Ь, отсекаемый прямой на оси ординат (при нулевой частоте), равен 0. Следовательно, для того чтобы оценить О формаций геологической среды по сейсмическим данным, собранным между выбранными сейсмическими событиями, например временами вступления отраженных волн 11 и 12, амплитудные спектры (абсолютные величины комплексных спектров) могут быть рассчитаны по двум окнам данных выбранной длины с центрами в каждом из двух выбранных сейсмических событий (вступлений отраженных волн). Амплитудные спектры в каждый момент времени могут быть выражены как Аад и Аад. Используя эти амплитудные спектры, можно рассчитать функцию частоты в левой части вышеприведенного уравнения (2), и прямая может быть подогнана (т. е. аппроксимирована по методу наименьших квадратов) к функции амплитудных спектров. Наклон линии наилучшего приближения дает оценку О для формаций геологической среды, расположенных в интервале между временами 1! и 12 вступлений волн сейсмического отражения.
На практике, однако, в линейной регрессии, описанной в данной заявке, отрезок Ь, отсекаемый прямой на оси ординат, никогда не принимается равным 0. Наклон (т), определяющий О, рассчитывается так, как-будто отрезок Ь, отсекаемый прямой на оси ординат, имеет ненулевую величину, хотя сам этот отрезок никогда в явном виде не рассчитывается. Причина, по которой отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат, считается ненулевым, заключается в том, что амплитуды, как правило, не сбалансированы надлежащим образом, и, следовательно, взаимного уничтожения спектральных отношений при нулевой частоте не происходит. Отрезок, отсекаемый прямой на оси ординат, также может быть рассчитан и может быть использован для точной калибровки амплитуды.
Использование только гидрофонных кос, как известно специалистам, дает расчетные значения отрезка, отсекаемого прямой на оси ординат, которые считаются еще более ненадежными, чем расчетные значения наклона, которые и сами по себе считаются ненадежными при использовании только гидрофонных кос. Дополнительный низкочастотный состав, получаемый при использовании кос, содержащих как датчики давления, так и датчики движения, и объясненное в настоящем описании комбинирование
- 4 016522 сигналов давления и движения делают расчеты отрезка, отсекаемого прямой на оси ординат, существенно более надежными. Таким образом, считается, что использование комбинированных сигналов датчиков давления и движения дает более точную оценку наклона прямой и отрезка, отсекаемого прямой на оси ординат на графиках амплитудных спектров. Вышеизложенное дает не только более точные оценки О. но также и возможность точно откалибровать спад амплитуды сейсмического сигнала.
На фиг. 3 кривая 40 изображает амплитудный спектр типового морского сейсмоисточника, буксируемого на глубине 7 м, при нормальном угле падения и глубине сбора данных около 8 м. Составляющие при частотах 0 Гц и приблизительно 107 Гц подавлены вследствие отражения от поверхности воды вблизи сейсмического источника (волна-спутник источника). Волна-спутник приемника вызывает появление спектральных провалов при частотах 0 Гц и приблизительно 94 Гц. На фиг. 3 кривой 42 показан также амплитудный спектр сейсмических сигналов, записанных от того же источника, но очищенный от фильтрующего влияния волны-спутника приемника. Спектр кривой 42 умножен на два для облегчения сравнения.
Модельные амплитудные спектры, показанные на фиг. 3, представлены на фиг. 4 кривыми 44 и 46, модифицированными фильтрующим влиянием земли с характеристиками отклика, представленными линией 48.
На фиг. 5А и 5В представлены, соответственно, примеры амплитудных спектров для одновременно регистрируемых восходящей волны давления (50 на фиг. 5А) и суммарной волны давления (52 на фиг. 5В). Вышеприведенные амплитудные спектры соответствуют модельным, представленным на фиг. 4, и показывают, что частотный градиент амплитуды не просто оценить по данным суммарной волны давления. Необходима очистка от волны-спутника приемника, что легко может быть выполнено с использованием данных, полученных в косах с двумя типами датчиков.
Хотя настоящее изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты, воспользовавшись раскрытым изобретением, смогут вывести из настоящего описания другие варианты осуществления, не отступающие от объема изобретения. Соответственно, объем настоящего изобретения ограничивается только прилагаемой формулой.
Claims (12)
1. Способ оценки фактора качества формации, включающий следующие операции:
определяют восходящую волну давления по сейсмическим сигналам, записанным с использованием совместно расположенных датчика давления и датчика движения, размещенных в слое воды, причем спектральное влияние отраженной от поверхности воды волны-спутника на восходящую волну давления ослабляют комбинированием сигналов отклика по давлению и сигналов отклика по движению от совместно расположенных датчика давления и датчика движения, и оценивают фактор качества путем определения разности амплитудных спектров первого и второго вступлений восходящей волны давления.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что датчик давления включает гидрофон.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что датчик движения включает геофон.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что амплитудные спектры первого и второго вступлений определяют выборкой окон данных выбранной длины с центрами приблизительно в каждом из первого и второго вступлений.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что первое и второе вступления представляют собой волны от границ сейсмического отражения, происходящего в разные моменты времени, отсчитываемого от активации сейсмического источника.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает определение отрезка, отсекаемого на оси ординат графиком линейной зависимости амплитуды от частоты при нулевой частоте, и калибровку амплитуд сейсмического сигнала с использованием этого отрезка, отсекаемого на оси ординат.
7. Способ сейсморазведки, включающий следующие операции:
размещают набор совместно расположенных сейсмодатчиков давления и сейсмодатчиков движения в пространственно разнесенных местах в слое воды;
активируют в выбранные моменты времени источник сейсмических волн в слое воды;
записывают сигналы отклика совместно расположенных датчиков на сейсмическую волну;
определяют восходящую волну давления, причем спектральное влияние отраженной от поверхности воды волны-спутника на восходящую волну давления ослабляют комбинированием сигналов, совмещающим сигналы отклика по давлению и сигналы отклика по движению, записанные от каждого из набора совместно расположенных датчиков, и оценивают фактор качества формации под подошвой слоя воды путем определения разности амплитудных спектров первого и второго вступлений восходящей волны давления.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что датчики давления включают гидрофоны.
9. Способ по п.7, отличающийся тем, что датчики движения включают геофоны.
10. Способ по п.7, отличающийся тем, что амплитудные спектры первого и второго вступлений оп
- 5 016522 ределяют выборкой окон данных выбранной длины с центрами приблизительно в каждом из первого и второго вступлений.
11. Способ по п.7, отличающийся тем, что первое и второе вступления представляют собой волны от границ сейсмического отражения, происходящего в разные моменты времени, отсчитываемого от активации сейсмического источника.
12. Способ по п.7, отличающийся тем, что включает определение отрезка, отсекаемого на оси ординат графиком линейной зависимости амплитуды от частоты при нулевой частоте, и калибровку амплитуд сейсмического сигнала с использованием этого отрезка, отсекаемого на оси ординат.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/288,377 US20100097886A1 (en) | 2008-10-20 | 2008-10-20 | Method for determining formation quality factor from dual-sensor marine seismic signals |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200901225A1 EA200901225A1 (ru) | 2010-04-30 |
| EA016522B1 true EA016522B1 (ru) | 2012-05-30 |
Family
ID=41682563
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200901225A EA016522B1 (ru) | 2008-10-20 | 2009-10-09 | Способ оценки фактора качества формации |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100097886A1 (ru) |
| EP (1) | EP2184621A1 (ru) |
| CN (1) | CN101726755B (ru) |
| AU (1) | AU2009212937A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0904049A2 (ru) |
| CA (1) | CA2677008A1 (ru) |
| EA (1) | EA016522B1 (ru) |
| EG (1) | EG27055A (ru) |
| MX (1) | MX2009011249A (ru) |
| SG (1) | SG161146A1 (ru) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102010028829A1 (de) * | 2010-05-11 | 2011-11-17 | Robert Bosch Gmbh | Verfahren und Vorrichtung zur Bestimmung der Position eines Objektes relativ zu einem Fahrzeug, insbesondere einem Kraftfahrzeug, zur Verwendung in einem Fahrerassistenzsystem des Fahrzeuges |
| CN102288992A (zh) * | 2011-04-26 | 2011-12-21 | 中国海洋石油总公司 | 利用地震信号包络峰值瞬时频率估计介质品质因子的方法 |
| US9322944B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-04-26 | Pgs Geophysical As | Wavefield regularization by 3-D wavefield decomposition for geophysical data |
| WO2014153397A1 (en) * | 2013-03-21 | 2014-09-25 | Microseismic, Inc. | Method for computing uncertainties in parameters estimated from beamformed microseismic survey data |
| EP2992362B1 (en) | 2013-04-29 | 2022-01-19 | CGG Services SAS | Device and method for wave-field reconstruction |
| US20150226868A1 (en) * | 2014-02-10 | 2015-08-13 | Microseismic, Inc. | Method for microseismic event moment magnitude estimation |
| CN105388518B (zh) * | 2014-09-04 | 2018-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种质心频率与频谱比联合的井中地震品质因子反演方法 |
| US10310133B2 (en) * | 2016-10-04 | 2019-06-04 | Fairfield Geotechnologies | Calibration of geophone and hydrophone pairs |
| CN109669212B (zh) * | 2017-10-13 | 2020-12-15 | 中国石油化工股份有限公司 | 地震数据处理方法、地层品质因子估算方法与装置 |
| CN109188524A (zh) * | 2018-10-26 | 2019-01-11 | 辽宁工程技术大学 | 考虑介质品质因子的地震中场地反应计算方法 |
| US11035969B2 (en) | 2019-06-19 | 2021-06-15 | Magseis Ff Llc | Marine diffraction survey for small object detection |
| US11656375B2 (en) * | 2019-12-09 | 2023-05-23 | Magseis Ff Llc | Measuring hydrophone channel impedance using a test signal generator coupled in series |
| CN111141330A (zh) * | 2020-01-08 | 2020-05-12 | 中国海洋大学 | 一种五分量海洋天然气水合物智能感知节点 |
| US11391855B2 (en) | 2020-03-13 | 2022-07-19 | Saudi Arabian Oil Company | Developing a three-dimensional quality factor model of a subterranean formation based on vertical seismic profiles |
| US11703607B2 (en) | 2020-06-15 | 2023-07-18 | Saudi Arabian Oil Company | Determining a seismic quality factor for subsurface formations from a seismic source to a first VSP downhole receiver |
| US11859472B2 (en) | 2021-03-22 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and method for milling openings in an uncemented blank pipe |
| US11573346B2 (en) | 2021-04-15 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Determining a seismic quality factor for subsurface formations for marine vertical seismic profiles |
| US11788377B2 (en) | 2021-11-08 | 2023-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole inflow control |
| US12049807B2 (en) | 2021-12-02 | 2024-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Removing wellbore water |
| US12024985B2 (en) | 2022-03-24 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Selective inflow control device, system, and method |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4935903A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-19 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Reinforcement of surface seismic wavefields |
| US20040042341A1 (en) * | 2002-08-30 | 2004-03-04 | Tenghamn Stig Rune Lennart | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
| US20050195686A1 (en) * | 2004-03-03 | 2005-09-08 | Vaage Svein T. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
| RU2279696C1 (ru) * | 2005-04-18 | 2006-07-10 | Александр Александрович Парамонов | Способ морской поляризационной сейсморазведки |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4092629A (en) * | 1976-03-08 | 1978-05-30 | Western Geophysical Co. Of America | Decentralized seismic data processing system |
| GB2376527B (en) * | 2001-06-16 | 2004-12-15 | Westerngeco Ltd | A method of processing data |
| CN1551823A (zh) * | 2001-09-06 | 2004-12-01 | Ucb | 形成压花涂层的基材的方法 |
| CN1207579C (zh) * | 2002-07-12 | 2005-06-22 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 一种时频域大地吸收衰减补偿方法 |
| US7336561B2 (en) * | 2004-09-07 | 2008-02-26 | Pgs Americas, Inc. | System for attenuation of water bottom multiples in seismic data recorded by pressure sensors and particle motion sensors |
| US7376517B2 (en) * | 2005-05-13 | 2008-05-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for estimation of interval seismic quality factor |
-
2008
- 2008-10-20 US US12/288,377 patent/US20100097886A1/en not_active Abandoned
-
2009
- 2009-08-28 CA CA2677008A patent/CA2677008A1/en not_active Abandoned
- 2009-09-02 AU AU2009212937A patent/AU2009212937A1/en not_active Abandoned
- 2009-09-18 SG SG200906327-2A patent/SG161146A1/en unknown
- 2009-10-09 EA EA200901225A patent/EA016522B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-10-12 EG EG2009101497A patent/EG27055A/xx active
- 2009-10-19 MX MX2009011249A patent/MX2009011249A/es active IP Right Grant
- 2009-10-19 BR BRPI0904049-8A patent/BRPI0904049A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-10-20 CN CN200910174034.1A patent/CN101726755B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-10-20 EP EP20090173513 patent/EP2184621A1/en not_active Withdrawn
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4935903A (en) * | 1989-05-30 | 1990-06-19 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Reinforcement of surface seismic wavefields |
| US20040042341A1 (en) * | 2002-08-30 | 2004-03-04 | Tenghamn Stig Rune Lennart | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
| US20050195686A1 (en) * | 2004-03-03 | 2005-09-08 | Vaage Svein T. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
| RU2279696C1 (ru) * | 2005-04-18 | 2006-07-10 | Александр Александрович Парамонов | Способ морской поляризационной сейсморазведки |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN101726755B (zh) | 2015-11-25 |
| EG27055A (en) | 2015-04-30 |
| EA200901225A1 (ru) | 2010-04-30 |
| CA2677008A1 (en) | 2010-04-28 |
| CN101726755A (zh) | 2010-06-09 |
| EP2184621A1 (en) | 2010-05-12 |
| BRPI0904049A2 (pt) | 2011-02-01 |
| AU2009212937A1 (en) | 2010-05-06 |
| MX2009011249A (es) | 2010-05-18 |
| SG161146A1 (en) | 2010-05-27 |
| US20100097886A1 (en) | 2010-04-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016522B1 (ru) | Способ оценки фактора качества формации | |
| CA2491340C (en) | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers | |
| US7616523B1 (en) | Method for combining pressure and motion seismic signals from streamers where sensors are not at a common depth | |
| US7957906B2 (en) | Method for attenuating low frequency noise in a dual-sensor seismic streamer | |
| DK2326972T3 (en) | DIMENSION OF SEISMIC INTERFERENCE NOISE USING A DUAL SENSOR RECORDING SYSTEM | |
| US20100124148A1 (en) | Method for optimum combination of pressure and particle motion sensors for a 3-D spread of dual-sensor marine seismic streamers | |
| US8456949B2 (en) | Method for determining signal quality in dual sensor seismic streamer signals | |
| US20100054081A1 (en) | Method of summing dual-sensor towed streamer signals using cross-ghosting analysis | |
| AU750647B2 (en) | Weighted backus filter method of combining dual sensor traces | |
| AU2012201454B2 (en) | Method for eliminating spectral constraints of acquisition system and earth filtering effects | |
| US20180292556A1 (en) | Systems and methods for deghosting seismic data using migration of sparse arrays | |
| AU2010219278B2 (en) | Method for combining signals of pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers | |
| US20080144435A1 (en) | Deep low frequency towed-array marine survey | |
| GB2448831A (en) | Combining the signals from pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers | |
| Thorwart et al. | Wavefield decomposition for passive ocean bottom seismological data |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |