EA016834B1 - Способ морской сейсмической разведки подземных формаций - Google Patents
Способ морской сейсмической разведки подземных формаций Download PDFInfo
- Publication number
- EA016834B1 EA016834B1 EA201001796A EA201001796A EA016834B1 EA 016834 B1 EA016834 B1 EA 016834B1 EA 201001796 A EA201001796 A EA 201001796A EA 201001796 A EA201001796 A EA 201001796A EA 016834 B1 EA016834 B1 EA 016834B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- seismic
- pulse
- source
- waveform
- sources
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000011435 rock Substances 0.000 title abstract 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 7
- 238000001994 activation Methods 0.000 description 7
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 2
- 230000010356 wave oscillation Effects 0.000 description 2
- 101150092881 Meiob gene Proteins 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01H—MEASUREMENT OF MECHANICAL VIBRATIONS OR ULTRASONIC, SONIC OR INFRASONIC WAVES
- G01H3/00—Measuring characteristics of vibrations by using a detector in a fluid
-
- 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
- G01V1/366—Seismic filtering by correlation of seismic signals
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу морской сейсмической разведки подземных формаций геологической среды, который включает активацию импульсного сейсмического источника вблизи подземных формаций. Активируют неимпульсный сейсмоисточник. Регистрируют форму волны в ближней зоне поля каждого из импульсного и неимпульсного источников сейсмической энергии. Форма волны в дальней зоне поля суммарной энергии импульсного и неимпульсного источников сейсмической энергии определяется по формам волны в ближней зоне. Импульсный отклик подземных формаций определяется путем деконволюции формы волны в дальней зоне с зарегистрированными сейсмическими сигналами.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к области морской сейсморазведки. Конкретнее, изобретение относится к сейсмическим источникам энергии для морской сейсморазведки, которые обладают повышенной выходной энергией волн в низкочастотном диапазоне.
Предшествующий уровень техники
Морская сейсморазведка включает размещение сейсмического источника энергии в водоеме, активацию источника и регистрацию сейсмической волны, отраженной от границ акустических импедансов в формациях геологической среды, расположенных ниже подошвы водного слоя. Типовым сейсмическим источником энергии, используемым при морской сейсморазведке, является группа пневмопушек. Груп пы пневмопушек включают ряд отдельных пневмопушек, каждая из которых подключена к источнику сжатого воздуха или газа. В состав каждой пневмопушки входит камера для хранения сжатого воздуха или газа при выбранном давлении и клапан с дистанционным управлением для выпуска сжатого воздуха или газа в заданные моменты времени. Частота сейсмической волны, генерируемой в воде при выпуске сжатого воздуха или газа, связана, помимо прочих параметров, с объемом камеры. Пример пневмопушки описан в патенте США № 4472794, выданном ΟιοΙιηίπδΚί.
Специалистам известно, что самой низкой частотой группы пневмопушек является величина, обратная периоду пульсации газового пузыря самой большой пневмопушки. Модифицированная формула Рэлея-Виллиса точно прогнозирует период пульсации газового пузыря для одиночной пневмопушки следующим образом:
где Т - период газового пузыря;
Р - давление заряда воздуха или газа пневмопушки; V - объем камеры пневмопушки;
Р0 - атмосферное давление;
ρ - плотность воды;
д - ускорение свободного падения Земли;
Ό - глубина пневмопушки в воде;
К - константа, которая зависит от единиц измерения всех вышеперечисленных параметров.
Для конкретной глубины Ό и конкретного давления в камере пневмопушки Р ширина полосы частот группы пневмопушек может быть увеличена на низких частотах за счет увеличения объема самой большой пневмопушки. Из уравнения (1) очевидно, что период пузыря пропорционален кубическому корню объема камеры самой большой пневмопушки в группе. На практике группы пневмопушек, известные специалистам, не формируют значительных сейсмических волн с частотой ниже 8 Гц. Хотя существует возможность создавать группы пневмопушек, которые формировали бы значительные сейсмические волны с частотой ниже 8 Гц, объем камеры пневмопушек, способных формировать такие низкочастотные сейсмические волны, был бы настолько велик, что потребовал бы существенного увеличения размера источника сжатого воздуха или газа, помимо других практических ограничений. Уравнение для периода пузыря показывает, что в равной степени можно увеличить период пузыря с помощью камеры того же объема, увеличивая давление заряда. Связанная с такой возможностью проблема состоит в том, что при повышенных рабочих давлениях заряда пневмопушки становятся значительно менее надежными. Соответственно, существует необходимость в морских источниках сейсмической энергии, излучающих большую энергию на частотах ниже 8 Гц, которые не требовали бы увеличения объемов или давлений сжатого воздуха или газа.
Сущность изобретения
Способ сейсмической разведки подземных формаций геологической среды в соответствии с одним аспектом изобретения включает активацию импульсного сейсмического источника вблизи подземных формаций. После выбранной временной задержки активируется неимпульсный сейсмический источник энергии. Регистрируют форму волны в ближней зоне поля каждого из импульсного и неимпульсного источников сейсмической энергии. Форма волны в дальней зоне поля суммарной энергии импульсного и неимпульсного источников сейсмической энергии определяется по формам волны в ближней зоне. Импульсный отклик подземных формаций определяется путем деконволюции формы волны в дальней зоне поля с зарегистрированными сейсмическими сигналами.
Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткий перечень чертежей
На фиг. 1 представлена система сбора сейсмических данных, включающая группу пневмопушек и морской сейсмический вибратор.
На фиг. 2 показана блок-схема, демонстрирующая пример способа согласно настоящему изобретению.
- 1 016834
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
В самых общих чертах способ согласно настоящему изобретению включает использование импульсного сейсмоисточника (источника, который направляет, по существу, всю свою энергию в геологическую среду в виде отдельного кратковременного события) совместно с неимпульсным сейсмоисточником (в котором энергия при каждой активации распределяется по относительно продолжительному временному интервалу, а не концентрируется в виде отдельного кратковременного события). Объединенные импульсный и неимпульсный источники используются совместно, чтобы относительно малоамплитудная сейсмическая волна на низких частотах, т.е. ниже 8 Гц, излучаемая импульсным источником, дополнялась низкочастотной сейсмической волной от неимпульсного источника.
На фиг. 1 представлена система сбора сейсмических данных, включающая импульсный сейсмоисточник, который в настоящем примере представляет собой пневмопушку 14, и неимпульсный сейсмоисточник, который в настоящем примере представляет собой морской сейсмический вибратор 26. Система размещается в водоеме 11, например озере или океане. Сейсморазведочное судно 10 может быть выполнено с возможностью буксирования некоторых или всех компонентов системы в воде 11. В других примерах отдельные суда (не показаны) могут буксировать некоторые из компонентов системы. Сейсморазведочное судно 10 обычно везет оборудование, обозначенное позицией 12 и для удобства называемое записывающей системой, которое включает компоненты (не показанные отдельно для ясности иллюстрации) для выполнения следующих функций: определение геодезического положения сейсморазведочного судна 10 и различных компонентов буксировочной системы; активация группы пневмопушек 14 и вибратора 26 в выбранные моменты времени и запись сигналов, зарегистрированных каждым из ряда сейсмических датчиков 28 (более подробно объясняется ниже) в ответ на сейсмическую волну, излучаемую пневмопушкой 14 и вибратором 26. Зарегистрированная сейсмическая волна отражается от границ акустических импедансов 32, 34 в формациях геологической среды, расположенных ниже подошвы водного слоя 30.
Группа сейсмических пневмопушек 14 может включать плавучее устройство 16 для обеспечения плавучести группы 14, позволяющей группе 14 двигаться на выбранной глубине в воде 11. Плавучее устройство 16 может быть соединено с рамой 18. Рама 18 может быть И-образной, как показано на фиг. 1. Ряд отдельных пневмопушек 20 может быть подвешен или прикреплен к нижней части рамы 18. Пневмопушки 20, как известно специалистам, могут иметь различные размеры зарядной камеры, чтобы сейсмическая волна, излучаемая группой 14 при активации отдельных пневмопушек 20, обладала относительно широким частотным диапазоном. Типовая группа сейсмических пневмопушек, выполненная на И-образной раме, как показано на фиг. 1, описана в патенте США № 7457193, выданном Ргат1к и находящемся в совместном владении с настоящим изобретением.
Каждая пневмопушка 20 снабжена датчиком ближней зоны поля 22. Каждый датчик ближней зоны 22 может представлять собой датчик, реагирующий на давление или временной градиент давления, такой как гидрофон, и может быть прикреплен к раме 18 или расположен в другом подходящем положении, обычно в пределах 1 м от соответствующей пневмопушки 20. Сигналы, генерируемые каждым из датчиков ближней зоны поля 22, передаются на записывающую систему 12 для обработки, как подробно объясняется ниже. В некоторых примерах каждый датчик ближней зоны поля 22 может измерять давление воды 11 либо отдельный датчик давления (не показан) может быть расположен в непосредственной близости от каждого датчика ближней зоны поля 22 или каждой пневмопушки 20, чтобы глубину каждой пневмопушки 20 в воде можно было определить в любой момент времени.
Приемник сигналов геодезического положения 24, например приемник спутниковой связи глобальной системы позиционирования (ГСП), может крепиться к плавучему устройству 16. Геодезическое положение плавучего устройства 16 и, соответственно, геодезическое положение каждого датчика ближней зоны поля 22 и каждой пневмопушки 20 можно определить в любой момент времени, поскольку их относительное расположение по отношению к плавучему устройству известно. Сигналы от приемника 24 могут передаваться, например, по линии радиосвязи на записывающую систему 12.
Сейсморазведочное судно 10 может также буксировать одну или несколько сейсмических кос 27, только одна из которых показана на фиг. 1 для ясности иллюстрации. Сейсмическая коса 27 представляет собой кабель или трос, который включает ряд пространственно разнесенных в продольном направлении сейсмических датчиков 28. Сейсмические датчики 28 могут представлять собой датчики, реагирующие на давление или временной градиент давления, такие как гидрофоны, или датчики, реагирующие на движение частиц, такие как геофоны или акселерометры. Сейсмические датчики 28 могут также представлять собой связанные датчики, реагирующие на давление/градиент давления и движение частиц. Один пример последнего типа сейсмической косы со связанными датчиками, реагирующими на давление и движение частиц, описан в патенте США № 7239577, выданном Тепдйатп с1 а1. и находящемся в совместном владении с настоящим изобретением. Сейсмические датчики 28 могут генерировать электрические и/или оптические сигналы в ответ на зарегистрированную сейсмическую волну. Сигналы от датчиков 28 передаются на записывающую систему 12 для выполнения записи с временной индексацией. Как правило, временной индекс представляет собой время активации группы пневмопушек 14.
- 2 016834
Морской вибратор 26 может принадлежать к любому типу, известному специалистам, и выполнен с возможностью генерации сейсмических волн, конкретно, в частотном диапазоне 1-8 Гц. Один такой морской вибратор, который может быть выполнен с возможностью излучения энергии в таком частотном диапазоне, описан в патенте США № 7551518, выданном Тспдкашп с( а1. и находящемся в совместном владении с настоящим изобретением. Если используется указанный выше тип вибратора, то этот вибратор предпочтительно выполнен таким образом, что его резонансные частоты находятся в диапазоне 1-8 Гц. Другое возможное устройство для излучения низкочастотных сейсмических волн в частотном диапазоне 1-8 Гц называется супергетеродинным преобразователем. В одном таком супергетеродинном преобразователе используются два акустических преобразователя, таких как пьезоэлектрические преобразователи, каждый из которых возбуждается на различной частоте или в диапазоне частоте так, что в дальней зоне поля акустическая волна, распространяющаяся в воде 11 и формациях геологической среды, расположенных ниже подошвы водного слоя 30, имеет частоту, представляющую собой разность между рабочими частотами двух преобразователей. Пример супергетеродинного сейсмического преобразователя описан в публикации заявки на патент США № 2009/0086574, поданной 8еой с( а1. Другой возможный преобразователь, который может использоваться в некоторых примерах, представляет собой преобразователь на основе гнущегося диска или элемент с изгибными колебаниями, описанный в патенте США № 4709361, выданном ОаЫЧгош с( а1. Для увеличения выходного сигнала вибратора может оказаться целесообразным заключить несколько вибраторов, преобразователей или супергетеродинных преобразователей в общий корпус или модуль, такой как показан на фиг. 1.
Морской вибратор 26 имеет связанный с ним и установленный в подходящем положении, как правило, на расстоянии не более 1 м от вибратора 26, датчик ближней зоны поля 29, такой как гидрофон. В примере, показанном на фиг. 1, морской вибратор 26 может буксироваться на различной, как правило, большей, чем группа пневмопушек 14, глубине в воде 11. Вибратор 26 может иметь связанное с ним устройство определения положения 25, такое как акустический дальномер. Устройство определения положения 25 может, например, регистрировать акустические сигналы, передаваемые из нескольких различных мест (например, вдоль сейсмической косы 27, вдоль группы пневмопушек 14 и с сейсморазведочного судна 10), чтобы геодезическое положение морского вибратора 26 поддавалось определению в любой момент времени. Акустическая дальномерная система для определения положения различных компонентов системы сбора сейсмических данных, которая может включать вибратор, буксируемый, как показано на фиг. 1 и как объяснялось выше, описана в патенте США № 7376045, выданном Еа1кепЬетд с( а1. и находящемся в совместном владении с настоящим изобретением.
После описания системы для совместной генерации импульсного и неимпульсного сейсмических сигналов следует описание способа согласно настоящему изобретению со ссылкой на блок-схему на фиг. 2. Каждый сейсмоисточник (т.е. каждая из пневмопушек и морской вибратор) в группе, состоящей из N сейсмоисточников, расположенных в воде, работает в поле давления, генерируемом каждым из остальных сейсмоисточников. Тем не менее, каждый сейсмоисточник имеет небольшой размер по сравнению с длиной сейсмической волны, генерируемой каждым таким источником, при этом расходящаяся волна давления, генерируемая каждым таким источником, может считаться сферически симметричной. В любой точке в пределах поля давления, создаваемого комбинацией сейсмических источников, давление можно рассматривать как суперпозицию сферических волн давления, исходящих из каждого отдельного сейсмоисточника. В работе 21о1котек1 е( а1. (1982) была предложена изложенная выше концепция, получившая название концепции значимого источника. В упомянутой публикации объясняется, что поле давления Ν-элементной группы сейсмоисточников может быть полностью определено с помощью N независимых, пространственно разнесенных измерений давления.
В нижеследующем описании может использоваться декартова система координат, в которой плоскость х-у является водной поверхностью, а ось ζ перпендикулярна водной поверхности. Координаты геометрического центра морского вибратора и центра выпускного отверстия каждой пневмопушки поддаются определению (с помощью устройств, объяснявшихся выше со ссылкой на фиг. 1) и могут быть выражены следующей формулой:
(XV,·,γν, ,ζν{), ί - 1,2,... , Ν.
Каждый из Ν элементов-сейсмоисточников, описанных в работе Ζίο11<ο\ν51<ί е( а1. (1982), имеет виртуальный источник на водной поверхности, причем предполагается, что эта поверхность является плоской (но необязательно гладкой). Координаты каждого виртуального источника могут быть выражены следующей формулой:
(χν,,γν,-,-ζν,-), ί = 1,2,..., Ν.
Координаты геометрического центра каждого из N датчиков ближней зоны поля поддаются определению с помощью оборудования, объяснявшегося со ссылкой на фиг. 1, и могут быть выражены следующей формулой:
(хкрук^гк]) ,)= 1,2,... ,Ν.
- 3 016834
Расстояние от ί-го элемента-источника до _)-го датчика ближней зоны поля можно определить с помощью следующего выражения:
а расстояние от ί-го виртуального элемента-источника (на водной поверхности) до рго датчика ближней зоны поля можно определить с помощью выражения
Давление на )-м датчике ближней зоны поля можно представить в виде суперпозиции полей давления значимого источника плюс их отражений от водной поверхности, имеющей коэффициент отражения К ρ^-ρη-Σ^-^^Σ^-^. (4) 9 с С в которой 5,(1) представляет формы импульсов (сигнатуры) значимого источника.
Если имеется N независимых датчиков ближней зоны поля, то существуют N независимых уравнений в форме уравнения (4), которые могут быть решены для N неизвестных форм импульсов значимого источника. Изложенное выше описано в работе Рагкс5 е! а1. (1984). Если число имеющихся независимых гидрофонов больше чем Ν, дополнительные гидрофоны можно использовать для проверки качества инверсии и оценки любых ошибок (см., например, 2ю1ко\\'51<1 апб 1ο1ιη5ΐοη. 1997). Если выстрел любого источника производится после выбранной временной задержки, его форма импульсов значимого источника достигнет нуля до окончания времени задержки. Указанную задержку можно использовать в качестве ограничивающего условия при решении уравнений. Такое решение с указанным ограничивающим условием было получено. См., например, 21о1котек1 (1987).
Датчики ближней зоны (20, 29 на фиг. 1) предпочтительно калибруются. Если датчики ближней зоны (20, 29 на фиг. 1) не откалиброваны, следует, по меньшей мере, определить их относительную чувствительность с ошибками выходной величины, которая зависит от геометрических характеристик, определяемых с помощью отдельных экспериментов, как описано в работах Рагке5 е! а1. (1984) и 21о1котек1 апб 1о11п51оп (1997). В группе пневмопушек излучаемые пузыри движутся относительно датчиков ближней зоны (20 на фиг. 1), поскольку система сбора данных буксируется в воде, и такое движение необходимо включать в расчеты. См., например, Рагке5 е! а1. (1984) и 2ю1ко\\'5к| апб 1о11п51оп (1997). Однако сейсмическая волна, излучаемая вибратором (26 на фиг. 1), не движется относительно датчиков ближней зоны 20, 29.
Форму колебаний волны источника в дальней зоне поля (или сигнатуру) можно рассчитать с помощью суперпозиции колебаний волн значимых источников и их отражений от водной поверхности, выбирая точку Р, наиболее удаленную от группы пневмопушек и вибратора и имеющую известные координаты (Хр, ур, Ζρ).
После этого расстояние от ί-го источника до точки Р можно выразить следующей формулой:
При этом расстояние от ί-го виртуального источника до точки Р можно выразить формулой
Г81Р = [(хг, -др)2 +(.ιτ, -ур)2 +(ζν(· +ζρ)2ρ(6)
Форму колебаний волны давления в точке Р можно определить с помощью следующего выражения:
N 1 Го 1го-.
7) = рр0)-Рн =Σ—)+^Σ—«/0——)(?) ыПр с ί=1^Ρс
В уравнении (7) содержится смесь колебаний волн значимых источников: формы колебаний волны большой длительности от описанных выше вибратора, супергетеродинных преобразователей или других типов неимпульсных преобразователей; кратковременные формы колебаний волны от импульсных источников, таких как описанные выше пневмопушки. Формы колебаний волны в дальней зоне могут отличаться друг от друга при последовательных активациях импульсного и неимпульсного источников изза изменений глубины группы пневмопушек и ее наклона в воде, а также соответствующих изменений геометрических характеристик вибратора. Поэтому желательно предусмотреть подходящие измерительные устройства на группе пневмопушек и на вибраторе для определения геометрических характеристик каждого из них по отношению к водной поверхности, чтобы ввести правильные значения координат в приведенные выше уравнения для каждой активации источников.
В уравнении (4), которое относится к одинарному датчику ближней зоны поля, амплитуда, вносимая конкретным источником-элементом, обратно пропорциональна расстоянию от центра этого источника до датчика ближней зоны. Это расстояние составляет величину порядка нескольких метров и может доходить до 1 м. Для решения N совместных уравнений необходимо знать расстояния между каждым элементом-источником и каждым датчиком ближней зоны поля. Качество решения в значительной степени зависит от точности указанных выше измерений. Оценка формы колебаний сейсмической волны дальней зоны поля с точностью в пределах 1% требует, чтобы геометрические характеристики были из
- 4 016834 вестны с точностью 1 см, а датчик ближней зоны поля откалиброван с максимальной точностью 0,1%.
В одном примере регистрации сейсмических сигналов с использованием указанных выше источников для каждой сейсмограммы ОПВ (т.е. индексированной по времени записи отклика каждого сейсмического датчика (28 на фиг. 1) на одну одновременную активацию группы пневмопушек и морского вибратора) группу пневмопушек (14 на фиг. 1) можно активировать в соответствии с методиками, известными специалистам. Затем, после окончания выбранного времени задержки в некоторых примерах можно активировать морской вибратор (26 на фиг. 1). Такая активация показана блоком 40 на фиг. 2. В настоящем примере время задержки можно выбирать таким образом, чтобы распространяющаяся в нижнем направлении сейсмическая волна от группы пневмопушек (14 на фиг. 1) была, по существу, остановлена. В блоке 42 форму колебаний волны в ближней зоне поля от каждого сейсмоисточника можно определить путем измерений с помощью датчика в ближней зоне, как объясняется выше.
Формы волн давления группы пневмопушек может иметь продолжительность порядка 200 мс. Пусть форма волны в дальней зоне объединенных импульсных источников представлена величиной 8ι(ΐ), где 1 представляет время. Одна форма волны неимпульсного источника (вибратора) может иметь продолжительность несколько секунд. Пусть сигнатура в дальней зоне поля объединенных сигнатур неимпульсного источника представлена величиной 52(1). Если между моментом начала сигнатуры импульсного источника и моментом начала сигнатуры неимпульсного источника при использовании подходящего времени задержки, как объяснялось выше, существует достаточная временная задержка, то 52(1)=0 для времен 1, меньших, чем время задержки.
Форму волны в дальней зоне объединенных сигналов всех источников (группы пневмопушек и вибратора) можно затем представить следующим выражением:
а(1) = з}(1) + з2(1), (8) которое можно определить, как показано в блоке 44 на фиг. 2, по данным измерений с помощью датчика ближней зоны поля, как описано выше.
Отклик, измеряемый на каждом из сейсмических датчиков (28 на фиг. 1), может быть представлен выражением χ(ι) = Уг)*ё(1) + η(ι), (9) в котором д(1) представляет собой сейсмический импульсный отклик подземных формаций; звездочка * обозначает конволюцию;
и(1) представляет шум.
Один способ получения оценки д(1) состоит в определении фильтра ί(ΐ), который сжимает 5(1) для получения очень кратковременного импульса, представленного величиной 6(1) с1(т) =/(1)*з(1) (Ю)
Таким образом, фильтр ί(1) подвергаемый свертке с формой волны дальней зоны 5(1) от объединенных источников, равен 6(1). Применение указанного фильтра ί(1) к измерениям с помощью сейсмического датчика х(1) дает следующее выражение:
/(ζ)*χ(ί) =/(ί)*3(ΐ)*8(ί) +/(ί)*η(() = ά(ί) *ξ(1) +/(ί)*η(1) (11)
В результате получаемая в дальней зоне форма волны большой длительности 5(1), создаваемая объединенными импульсным и неимпульсным источниками, заменяется кратковременной формой волны 6(1). Определение фильтра, описанного выше, может быть выполнено, например, в соответствии с объяснением, приведенным в работе Ζίο11<ο\ν51<ί (1987). Конкретно, на рис. 13 указанной публикации показано, что форма волны большой длительности от источника может быть сжата до получения очень короткой формы волны источника. После этого кратковременная форма волны может быть подвергнута свертке, как показано в блоке 46 на фиг. 2, с измеренным сейсмическим сигналом х(1) для получения импульсного отклика подземных формаций, расположенных ниже подошвы водного слоя 30, как показано на фиг. 1.
Настоящее изобретение обеспечивает получение лучших изображений формаций геологической среды за счет увеличения энергии волны в низкочастотном диапазоне (т.е. в частотном диапазоне 1-8 Гц) без необходимости в наличии очень крупных низкочастотных импульсных источников. Таким образом, настоящее изобретение может оказаться более целесообразным для практического применения, чем увеличение ширины полосы частот традиционных импульсных сейсмических источников энергии за счет увеличения размера самой большой пневмопушки в группе пневмопушек или за счет повышения давления заряда воздуха или газа до величины, которая может существенно снизить надежность пневмопушки.
Материалы в приведенном выше описании изобретения включают следующие публикации:
Ζίο11<ο\ν51<ί. А.М., Найоп, Ь., Рагке5, 6.Е., апб Наид1апб, Т.-А., 1984, Ме1йоб οί 6е1епшшпд (Нс 5щпа1игс5 οί аггау5 οί таппе 5е15т1с 5оигсе5: И8 Ра1еп1 4476553.
Ζώ^^Μ, А.М., Рагке5, 6.Е., Найоп, Ь., & Наид1апб, Т., 1982, ТНе 5щпа1иге οί ап ай дип аггау: сотри1а1юп Ггот пеаг-Пе16 теа5игетеп15 тс1ибшд т1егасйоп5, 6еорйу51с5, Уо1. 47, Ыо. 10, 1413-1421.
Рагке5, 6.Е., Ζώ^^Η, А.М., На11оп, Ь., & Наид1апб, Т., 1984, ТНе 51дпа1иге оГ ап ай дип аггау: сотри1а1юп йот пеаг-Пе16 теа5игетеп15 тс1ибтд ш1егасйоп5 - ртасйса1 соп516етайоп5, 6еорЬу51с5, Уо1. 49, Ыо. 2, 105-111.
- 5 016834 /ло1ко\узк1, А.М., 1987, Тке йе1егшшайоп о£ Фе 1аг йе1й зфпаШге о£ ап ш1егасйпд аггау о£ шаппе 8е18Ш1с зоигсез - гези11з йот Фе Ие1й Ап Оип ЕхрептепГ Е1гз1 Вгеак. Уо1. 5. Νο. 1. 15-29.
/ло1ко\узк1, А.М. апй .1оФ1з1оп, К.О.К., 1997, Магше зе1зт1с зоигсез: ОС о£ ^ауейеИ сотри!айоп йот пеаг-йеИ ргеззиге теазигетеп!з: Оеорйуз1са1 Ргозресйпд, 45, 611-639.
Хотя изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты, воспользовавшись раскрытым изобретением, смогут вывести из настоящего описания другие варианты осуществления, не отступающие от объема раскрытого изобретения. Соответственно, объем изобретения ограничивается только прилагаемой формулой.
Claims (6)
1. Способ морской сейсмической разведки подземных формаций геологической среды, включающий следующие шаги:
активируют импульсный сейсмоисточник вблизи формаций геологической среды;
активируют неимпульсный сейсмоисточник;
регистрируют форму волны в ближней зоне поля каждого из импульсного и неимпульсного сейсмоисточников;
определяют форму волны в дальней зоне поля суммарной энергии импульсного и неимпульсного сейсмоисточников;
определяют импульсный отклик подземных формаций геологической среды путем деконволюции зарегистрированных сейсмических сигналов с формой волны в дальней зоне поля объединенных импульсного и неимпульсного сейсмоисточников.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что импульсный сейсмоисточник содержит группу пневмопушек.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что неимпульсный сейсмоисточник содержит морской вибратор.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что неимпульсный сейсмоисточник содержит супергетеродинный преобразователь.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что неимпульсный сейсмоисточник активируют после временной задержки, выбранной таким образом, чтобы, по существу, остановить распространяющуюся вниз сейсмическую волну от импульсного сейсмоисточника.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что форму волны в дальней зоне поля определяют путем определения значимого источника, соответствующего каждому из импульсного и неимпульсного сейсмоисточников.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/653,907 US8427901B2 (en) | 2009-12-21 | 2009-12-21 | Combined impulsive and non-impulsive seismic sources |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201001796A1 EA201001796A1 (ru) | 2011-06-30 |
| EA016834B1 true EA016834B1 (ru) | 2012-07-30 |
Family
ID=43735962
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201001796A EA016834B1 (ru) | 2009-12-21 | 2010-12-15 | Способ морской сейсмической разведки подземных формаций |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8427901B2 (ru) |
| EP (1) | EP2341325B1 (ru) |
| CN (1) | CN102103213B (ru) |
| AU (1) | AU2010246572B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI1004965B1 (ru) |
| CA (1) | CA2723605C (ru) |
| EA (1) | EA016834B1 (ru) |
| EG (1) | EG26648A (ru) |
| MX (1) | MX2010014518A (ru) |
| MY (1) | MY161809A (ru) |
Families Citing this family (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8446798B2 (en) * | 2010-06-29 | 2013-05-21 | Pgs Geophysical As | Marine acoustic vibrator having enhanced low-frequency amplitude |
| FR2981760B1 (fr) * | 2011-10-24 | 2014-09-05 | Cggveritas Services Sa | Seismic source with positive reflection plate and method |
| US9341730B2 (en) * | 2012-03-16 | 2016-05-17 | Cgg Services Sa | Steering submersible float for seismic sources and related methods |
| US9405025B2 (en) * | 2012-04-02 | 2016-08-02 | Cgg Services Sa | Method and device for detecting faults in a marine source array |
| CN102955172B (zh) * | 2012-10-11 | 2015-12-16 | 中国水电顾问集团贵阳勘测设计研究院 | 水上走航式地震勘探方法及装置 |
| FR3001301B1 (fr) * | 2013-01-24 | 2015-08-07 | Cggveritas Services Sa | Appareil et procede pour determiner la signature de champ lointain pour une source sismique vibratoire marine |
| US10473803B2 (en) | 2013-02-08 | 2019-11-12 | Pgs Geophysical As | Marine seismic vibrators and methods of use |
| US20140260618A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-09-18 | Agency For Science Technology And Research (A*Star) | Force feedback electrodes in mems accelerometer |
| US20140260617A1 (en) | 2013-03-14 | 2014-09-18 | Agency For Science Technology And Research (A*Star) | Fully differential capacitive architecture for mems accelerometer |
| WO2014161041A1 (en) * | 2013-04-05 | 2014-10-09 | Woodside Energy Pty Ltd | A magneto-hydrodynamic seismic source and a method of marine seismic surveying |
| US9995834B2 (en) | 2013-05-07 | 2018-06-12 | Pgs Geophysical As | Variable mass load marine vibrator |
| US9645264B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-05-09 | Pgs Geophysical As | Pressure-compensated sources |
| US9864080B2 (en) | 2013-05-15 | 2018-01-09 | Pgs Geophysical As | Gas spring compensation marine acoustic vibrator |
| US9784869B2 (en) | 2013-05-15 | 2017-10-10 | Pgs Geophysical As | Noise models by selection of transform coefficients |
| US9482766B2 (en) | 2013-05-15 | 2016-11-01 | Pgs Geophysical As | Time-efficient tests to detect air gun faults |
| US9470806B2 (en) | 2013-08-29 | 2016-10-18 | Pgs Geophysical As | Piezoelectric accelerometer |
| US9508915B2 (en) | 2013-09-03 | 2016-11-29 | Pgs Geophysical As | Piezoelectric bender with additional constructive resonance |
| US9341725B2 (en) | 2013-09-20 | 2016-05-17 | Pgs Geophysical As | Piston integrated variable mass load |
| US9507037B2 (en) | 2013-09-20 | 2016-11-29 | Pgs Geophysical As | Air-spring compensation in a piston-type marine vibrator |
| US9360574B2 (en) | 2013-09-20 | 2016-06-07 | Pgs Geophysical As | Piston-type marine vibrators comprising a compliance chamber |
| US9618637B2 (en) | 2013-09-20 | 2017-04-11 | Pgs Geophysical As | Low frequency marine acoustic vibrator |
| US10310108B2 (en) | 2013-12-30 | 2019-06-04 | Pgs Geophysical As | Bow-shaped spring for marine vibrator |
| WO2015101644A1 (en) | 2013-12-30 | 2015-07-09 | Pgs Geophysical As | Method for calibrating the far-field acoustic output of a marine vibrator |
| US10598807B2 (en) | 2014-02-18 | 2020-03-24 | Pgs Geophysical As | Correction of sea surface state |
| US10302789B2 (en) | 2014-03-14 | 2019-05-28 | Cgg Services Sas | Method and apparatus for estimating source signature in shallow water |
| US9903966B2 (en) | 2014-04-14 | 2018-02-27 | Pgs Geophysical As | Seismic data acquisition |
| US10317553B2 (en) | 2014-08-13 | 2019-06-11 | Pgs Geophysical As | Methods and systems of wavefield separation applied to near-continuously recorded wavefields |
| US10132946B2 (en) | 2014-08-13 | 2018-11-20 | Pgs Geophysical As | Methods and systems that combine wavefields associated with generalized source activation times and near-continuously recorded seismic data |
| US9612347B2 (en) | 2014-08-14 | 2017-04-04 | Pgs Geophysical As | Compliance chambers for marine vibrators |
| US9964656B2 (en) | 2014-08-29 | 2018-05-08 | Pgs Geophysical As | Methods and systems to remove particle-motion-sensor noise from vertical-velocity data |
| US10564306B2 (en) | 2014-08-29 | 2020-02-18 | Pgs Geophysical As | Methods and systems to evaluate noise content in seismic data |
| US10444386B2 (en) | 2014-08-29 | 2019-10-15 | Pgs Geophysical As | Methods and systems that determine a velocity wavefield from a measured pressure wavefield |
| US9389327B2 (en) | 2014-10-15 | 2016-07-12 | Pgs Geophysical As | Compliance chambers for marine vibrators |
| US10101480B2 (en) * | 2014-10-20 | 2018-10-16 | Pgs Geophysical As | Methods and systems to separate seismic data associated with impulsive and non-impulsive sources |
| US10488542B2 (en) | 2014-12-02 | 2019-11-26 | Pgs Geophysical As | Use of external driver to energize a seismic source |
| US10234585B2 (en) | 2015-12-10 | 2019-03-19 | Pgs Geophysical As | Geophysical survey systems and related methods |
| US10222499B2 (en) | 2016-01-11 | 2019-03-05 | Pgs Geophysical As | System and method of marine geophysical surveys with distributed seismic sources |
| US10267936B2 (en) | 2016-04-19 | 2019-04-23 | Pgs Geophysical As | Estimating an earth response |
| US10436926B2 (en) | 2016-08-17 | 2019-10-08 | Pgs Geophysical As | Marine vibrator source acceleration and pressure |
| US20180164460A1 (en) * | 2016-12-13 | 2018-06-14 | Pgs Geophysical As | Dipole-Type Source for Generating Low Frequency Pressure Wave Fields |
| US10996356B2 (en) * | 2017-02-23 | 2021-05-04 | Pgs Geophysical As | Sweep signal for combination of a marine non-impulsive source output with a marine impulsive source output |
| US11604296B2 (en) | 2019-02-20 | 2023-03-14 | Pgs Geophysical As | Seismic source with chamber for housing wave generator |
| CN112162333B (zh) * | 2020-09-16 | 2022-10-18 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种检测空气枪阵列的同步性的方法和装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2731044A1 (de) * | 1977-07-08 | 1979-01-25 | Mobil Oil Corp | Anordnung zur seismischen erforschung des meeresgrundes |
| GB2334103A (en) * | 1998-02-09 | 1999-08-11 | Inst Francais Du Petrole | Immersible seismic monitoring device and method for the operation thereof |
| WO2001016621A1 (en) * | 1999-09-02 | 2001-03-08 | Geco-Prakla (Uk) Limited | A method of seismic surveying, a marine vibrator arrangement, and a method of calculating the depths of seismic sources |
| EP1464991A1 (en) * | 2002-03-28 | 2004-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Method for acquiring seismic data while tripping |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3351899A (en) * | 1966-06-27 | 1967-11-07 | Teledyne Ind | Programmed multiple shot source system and method |
| US3744021A (en) * | 1971-07-13 | 1973-07-03 | Texaco Inc | Offshore seismic exploration method |
| US4170002A (en) * | 1976-10-22 | 1979-10-02 | Western Geophysical Co. Of America | Seismic system using a combination of generically different sources |
| US4346461A (en) * | 1980-02-01 | 1982-08-24 | Chevron Research Company | Seismic exploration using vibratory sources, sign-bit recording, and processing that maximizes the obtained subsurface information |
| EP0047100B1 (en) | 1980-08-29 | 1985-08-14 | The British National Oil Corporation | Improvements in or relating to determination of far field signatures, for instance of seismic sources |
| ATE31978T1 (de) * | 1981-05-29 | 1988-01-15 | Britoil Plc | Methode zur bestimmung der durch eine anordnung seismischer unterwasser-quellen uebertragenen wellenformen und zur datenakkumulation zur anwendung in diesem verfahren. |
| US4472794A (en) * | 1981-06-01 | 1984-09-18 | Bolt Technology Corporation | Sleeve shuttle air gun |
| US4658384A (en) * | 1985-01-07 | 1987-04-14 | Western Geophysical Co. Of America | Method for determining the far-field signature of an air gun array |
| US4709361A (en) * | 1986-10-30 | 1987-11-24 | Allied Corporation | Flexural disk transducer |
| 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 |
| US4908801A (en) * | 1989-05-30 | 1990-03-13 | Teledyne Exploration | Real-time simulation of the far-field signature of a seismic sound source array |
| RU1805414C (ru) | 1990-02-28 | 1993-03-30 | Киевское геофизическое отделение Украинского научно-исследовательского геологоразведочного института | Способ сейсмической разведки |
| GB2328017B (en) * | 1997-08-07 | 2001-11-14 | Geco As | Signature estimation of a seismic source |
| US6885918B2 (en) * | 2000-06-15 | 2005-04-26 | Geo-X Systems, Ltd. | Seismic monitoring and control method |
| US6906981B2 (en) * | 2002-07-17 | 2005-06-14 | Pgs Americas, Inc. | Method and system for acquiring marine seismic data using multiple seismic sources |
| US7239577B2 (en) * | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
| US7359283B2 (en) * | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Pgs Americas, Inc. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
| US7376045B2 (en) * | 2005-10-21 | 2008-05-20 | Pgs Geophysical As | System and method for determining positions of towed marine seismic streamers |
| US7457193B2 (en) * | 2006-07-21 | 2008-11-25 | Pgs Geophysical As | Seismic source and source array having depth-control and steering capability |
| US7907474B2 (en) * | 2007-10-02 | 2011-03-15 | Geokinetics Acquisition Company | Superheterodyne seismic vibrator and method |
| US7551518B1 (en) * | 2008-02-26 | 2009-06-23 | Pgs Geophysical As | Driving means for acoustic marine vibrator |
-
2009
- 2009-12-21 US US12/653,907 patent/US8427901B2/en active Active
-
2010
- 2010-12-01 AU AU2010246572A patent/AU2010246572B2/en active Active
- 2010-12-03 CA CA2723605A patent/CA2723605C/en active Active
- 2010-12-15 EA EA201001796A patent/EA016834B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-12-15 EP EP10195122A patent/EP2341325B1/en active Active
- 2010-12-16 MY MYPI2010005999A patent/MY161809A/en unknown
- 2010-12-20 EG EG2010122162A patent/EG26648A/en active
- 2010-12-21 BR BRPI1004965-7A patent/BRPI1004965B1/pt active IP Right Grant
- 2010-12-21 MX MX2010014518A patent/MX2010014518A/es active IP Right Grant
- 2010-12-21 CN CN201010598060.XA patent/CN102103213B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2731044A1 (de) * | 1977-07-08 | 1979-01-25 | Mobil Oil Corp | Anordnung zur seismischen erforschung des meeresgrundes |
| GB2334103A (en) * | 1998-02-09 | 1999-08-11 | Inst Francais Du Petrole | Immersible seismic monitoring device and method for the operation thereof |
| WO2001016621A1 (en) * | 1999-09-02 | 2001-03-08 | Geco-Prakla (Uk) Limited | A method of seismic surveying, a marine vibrator arrangement, and a method of calculating the depths of seismic sources |
| EP1464991A1 (en) * | 2002-03-28 | 2004-10-06 | Baker Hughes Incorporated | Method for acquiring seismic data while tripping |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BRPI1004965B1 (pt) | 2019-10-15 |
| US20110149683A1 (en) | 2011-06-23 |
| MX2010014518A (es) | 2011-06-21 |
| CN102103213A (zh) | 2011-06-22 |
| BRPI1004965A2 (pt) | 2013-03-26 |
| EP2341325B1 (en) | 2012-12-05 |
| EG26648A (en) | 2014-04-27 |
| AU2010246572A1 (en) | 2011-07-07 |
| AU2010246572B2 (en) | 2016-03-31 |
| EP2341325A1 (en) | 2011-07-06 |
| EA201001796A1 (ru) | 2011-06-30 |
| CN102103213B (zh) | 2015-01-28 |
| CA2723605C (en) | 2016-07-19 |
| MY161809A (en) | 2017-05-15 |
| US8427901B2 (en) | 2013-04-23 |
| CA2723605A1 (en) | 2011-06-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA016834B1 (ru) | Способ морской сейсмической разведки подземных формаций | |
| US20140278116A1 (en) | Frequency-sparse seismic data acquisition and processing | |
| US20070258322A1 (en) | Methods and systems for determining signatures for arrays of marine seismic sources for seismic analysis | |
| GB2479299A (en) | Processing seismic data | |
| AU2018285588B2 (en) | Spatial distribution of marine vibratory sources | |
| WO2022257429A1 (zh) | 海底光纤四分量地震仪器系统及其数据采集方法 | |
| EA016522B1 (ru) | Способ оценки фактора качества формации | |
| RU2569414C2 (ru) | Система шумоподавления со сдвоенным датчиком для подводной сейсмоприемной косы | |
| CN113534260B (zh) | 一种宽频带近海底深海地质结构声学探测系统与方法 | |
| EP2669715B1 (en) | Methods and Systems for Computing Notional Source Signatures From Near-Field Measurements and Modeled Notional Signatures | |
| NO345989B1 (no) | System og fremgangsmåte for å fjerne innsamlingsrelatert støy fra seismiske data | |
| GB2515658A (en) | Survey techniques using streamers at different depths | |
| US9759828B2 (en) | Determining a streamer position | |
| CN107430203A (zh) | 分离与脉冲和非脉冲源关联的地震数据的方法和系统 | |
| KR101016014B1 (ko) | 라플라스 영역 파형 역산에 적합한 탄성파 자료를 획득하는다중채널 해상탄성파탐사장치 | |
| EP3232231A1 (en) | Control system for a marine vibrator | |
| US20140283615A1 (en) | Determining a seismic vibrator signature | |
| US11175425B2 (en) | Survey design for data acquisition using marine non-impulsive sources | |
| EP0048623A2 (en) | Underwater seismic testing | |
| RU2392643C2 (ru) | Система для морской сейсмической разведки | |
| Ibrahim et al. | A comparison between sonobuoy and ocean bottom seismograph data and crustal structure of the Texas shelf zone | |
| WO2016048772A1 (en) | System and method for acquisition of quasi point receiver seismic data using strings of passive sensors |
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 |