EA017331B1 - Способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах - Google Patents

Способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах Download PDF

Info

Publication number
EA017331B1
EA017331B1 EA200900650A EA200900650A EA017331B1 EA 017331 B1 EA017331 B1 EA 017331B1 EA 200900650 A EA200900650 A EA 200900650A EA 200900650 A EA200900650 A EA 200900650A EA 017331 B1 EA017331 B1 EA 017331B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pass filter
signals
filtering
seismic
seismic signals
Prior art date
Application number
EA200900650A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200900650A1 (ru
Inventor
Эдвард Джеймс Феррис
Original Assignee
Пгс Геофизикал Ас
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 Пгс Геофизикал Ас filed Critical Пгс Геофизикал Ас
Publication of EA200900650A1 publication Critical patent/EA200900650A1/ru
Publication of EA017331B1 publication Critical patent/EA017331B1/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
    • G01V1/38—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
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/20—Trace signal pre-filtering to select, remove or transform specific events or signal components, i.e. trace-in/trace-out
    • G01V2210/21—Frequency-domain filtering, e.g. band pass
    • 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)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Engineering & Computer Science (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

Предложенный способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах включает когерентное фильтрование сейсмических сигналов. Сейсмические сигналы представляют собой сейсмические сигналы, отфильтрованные через фильтр низких частот, и сейсмические сигналы, отфильтрованные через фильтр высоких частот, относительно частоты, выбранной так, что в сейсмических сигналах выше этой частоты, по существу, присутствуют только множественные отражения. Генерируют маску со значением, равным единице, когда амплитуда сигнала, отфильтрованного через фильтр высоких частот, превышает выбранное пороговое значение. Для всех прочих отфильтрованных сигналов маска имеет значение, равное нулю. Значение маски умножают на величины сигналов, отфильтрованных через фильтр низких частот. Умноженные сигналы прибавляют к сигналам, отфильтрованным через фильтр высоких частот, и применяют когерентное фильтрование с целью удаления оставшихся первичных волн для получения модели множественных отражений. Эта модель множественных отражений вычитается из когерентно отфильтрованных сейсмических сигналов.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к области сейсморазведки. Изобретение в особенности относится к способам обработки сейсмических данных с целью подавления влияния множественных отражений.
Предшествующий уровень техники
В области сейсморазведки сейсмические данные получают, направляя акустическую волну в землю из точки, расположенной вблизи поверхности земли, и принимая акустические волны, отраженные от границ различных слоев погребенных формаций. Акустическая волна отражается от границы, когда имеется различие акустического импеданса между прилегающими к границе слоями. Сигналы, соответствующие принятой энергии акустической волны, интерпретируются для вывода предположений о строении и составе структур геологической среды.
При морской сейсморазведке для направления в землю акустической волны обычно используются такие сейсмические источники, как пневмопушки или группы пневмопушек. Пневмопушка или группа пневмопушек активируется на выбранной глубине в воде, как правило, в процессе буксировки судном. Это же или другое судно буксирует один или несколько находящихся в воде кабелей с сейсмодатчиками, называемых косами. Обычно коса, которая тянется за судном, сориентирована в направлении буксировки. Как правило, коса содержит ряд гидрофонов, расположенных на кабеле в известных точках на расстоянии друг от друга. Гидрофоны, как известно специалистам, это датчики, которые генерируют оптический или электрический сигнал, соответствующий давлению воды или временному градиенту давления воды. Судно, буксирующее одну или несколько кос, обычно везет записывающее оборудование для хронированной регистрации сигналов, выработанных гидрофонами в качестве отклика на принятую акустическую энергию. Запись сигналов обрабатывается, как было указано выше, для вывода предположений о строении и составе структур геологической среды, расположенной под местом проведения сейсморазведки.
Морские сейсмоданные нередко содержат два частных вида ложных сигналов, которые требуют применения специальных методов обработки для вывода более точных предположений о строении и составе погребенных формаций геологической среды. Эти два вида ложных сигналов, известные как волны-спутники и множественные отражения в слое воды, возникают из-за того, что акустический импеданс воды существенно отличается от акустического импеданса воздуха над водной поверхностью и, как правило, существенно отличается от акустического импеданса формаций подошвы водного слоя (или дна моря).
Волны-спутники и множественные отражения в слое воды можно объяснить следующим образом. Когда пневмопушка или группа пневмопушек активируется, акустическая волна распространяется, в общем, вниз, проходит дно моря и уходит в формации геологической среды. При этом акустическая волна частично отражается на границах слоев геологической среды, имеющих разный акустический импеданс, как было объяснено выше. Отраженная акустическая волна распространяется, в общем, вверх и в конце концов регистрируется сейсмодатчиками (гидрофонами) одной или нескольких кос. Однако после того как отраженная волна достигла кос, она продолжает распространяться вверх до тех пор, пока не достигнет поверхности воды. Граница воды является границей почти полного отражения (коэффициент отражения равен единице) по отношению к распространяющейся вверх акустической волне. Поэтому почти вся распространяющаяся вверх акустическая волна отражается от поверхности воды и вновь распространяется вниз. Эта акустическая волна, отраженная от поверхности воды, будет, кроме того, сдвинута по фазе на величину примерно 180° относительно распространяющейся вверх, то есть падающей, акустической волны. Эту отраженную от поверхности воды распространяющуюся вниз акустическую волну обычно и называют волной-спутником. Волна-спутник вызывает отчетливый провал, или подавление сигнала в ограниченном наборе частот зарегистрированных гидрофонами акустических волн. Частота провала зарегистрированных акустических волн связана, как хорошо известно специалистам, с выбранной глубиной расположения косы.
Распространяющаяся вниз акустическая волна, отраженная от поверхности воды, как и акустическая волна, излученная непосредственно из сейсмического источника, может отражаться от дна и распространяться вверх, где будет зарегистрирована гидрофонами. Эта же самая распространяющаяся вверх акустическая волна отразится также и от поверхности воды, после чего вновь пойдет вниз. Акустическая волна может таким образом многократно отражаться от поверхности воды и от дна, пока не затухнет, что приводит к возникновению так называемых реверберации в слое воды. Эти реверберации могут иметь значительные амплитуды в общем сигнале зарегистрированной акустической волны, маскируя акустические волны, отраженные от границ слоев погребенных формаций и затрудняя этим вывод из сейсмоданных предположений о строении и составе структур геологической среды.
Существует ряд методов очистки и подавления эффекта влияния слоя воды. Один из таких методов описан в патенте США № 4486865, выданном Руле (ЯиеЫе). Используются пары датчиков, в каждой паре - геофон и гидрофон. К выходу по меньшей мере одного датчика из каждой пары - геофона или гидрофона - подсоединяется фильтр для регулирования частотного состава отфильтрованного сигнала. Ре
- 1 017331 гулирование частотного состава осуществляется таким образом, что при сложении отфильтрованного сигнала с сигналом второго датчика волна-спутник гасится.
В патенте США № 5621700, выданном Молдовеню (МоИоуепи), также описывается использование по меньшей мере одной пары датчиков в способе подавления волн-спутников и реверберации в слое воды.
В патенте США № 4935903, выданном Сандерсу (8апйег5) и сотрудникам, описывается способ уменьшения влияния реверберации в слое воды, включающий измерение давления на вертикально разнесенных уровнях глубины или измерение давления и движения частиц с использованием пар датчиков. Этот способ включает улучшение данных по первичным отражениям - для использования в процессе обработки до суммирования - посредством добавления данных по волнам-спутникам.
В патенте США № 4979150 описывается способ морской сейсморазведки, в котором выходные сигналы скоординированно расположенных гидрофонов и геофонов подвергаются масштабированию. Эти скоординированно расположенные гидрофоны и геофоны могут располагаться на дне моря или над дном моря.
Разведку многих участков геологической среды, расположенных под слоем воды, непрактично проводить с использованием донных кабелей; кроме того, в практически применяемых при морской сейсморазведке способах сбора данных в настоящее время используются гидрофоны. Далее, имеются большие объемы таких, собранных с использованием гидрофонов, данных морской сейсморазведки, из которых можно извлечь полезную информацию, применяя усовершенствованные способы разрешения множественных отражений. В связи с этим сохраняется потребность в способах подавления влияний множественных отражений в слое воды на сейсмические сигналы.
Сущность изобретения
Способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах согласно одному из аспектов изобретения включает когерентное фильтрование сейсмических сигналов. Сейсмические сигналы представляют собой сейсмические сигналы, отфильтрованные через фильтр низких частот, и сейсмические сигналы, отфильтрованные через фильтр высоких частот, относительно частоты, выбранной так, что выше этой частоты в сейсмических сигналах, по существу, присутствуют только множественные отражения. Генерируют маску со значением, равным единице, когда амплитуда сигнала, отфильтрованного через фильтр высоких частот, превышает выбранное пороговое значение. Для всех прочих отфильтрованных сигналов маска имеет значение, равное нулю. Значение маски умножают на величины сигналов, отфильтрованных через фильтр низких частот. Умноженные сигналы прибавляют к сигналам, отфильтрованным через фильтр высоких частот, для получения модели множественных отражений. Эту модель множественных отражений вычитают из когерентно отфильтрованных сейсмических сигналов.
Другим аспектом настоящего изобретения является машиночитаемый носитель данных с записанной компьютерной программой. Эта программа содержит логику, обеспечивающую выполнение программируемым компьютером операций, включающих фильтрование сейсмических сигналов через фильтр низких частот и через фильтр высоких частот относительно некоторой частоты. Частота выбирается так, что выше этой частоты в сейсмических сигналах, по существу, присутствуют только множественные отражения. Генерируется маска со значением, равным единице, когда амплитуда сигнала, отфильтрованного через фильтр высоких частот, превышает выбранное пороговое значение. Для всех прочих отфильтрованных сигналов маска имеет значение, равное нулю. Значение маски умножается на величины сигналов, отфильтрованных через фильтр низких частот. Умноженные сигналы прибавляются к сигналам, отфильтрованным через фильтр высоких частот, для получения модели множественных отражений. Эта модель множественных отражений вычитается из когерентно отфильтрованных сейсмических сигналов.
Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткий перечень фигур чертежей
На фиг. 1 показан пример, иллюстрирующий сбор данных морской сейсморазведки при наличии реверберации в слое воды.
На фиг. 2 - блок-схема, дающая пример осуществления процесса согласно изобретению.
На фиг. 3 - программируемый компьютер общего назначения и машиночитаемые носители данных.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Пример процесса сбора данных морской сейсморазведки, в котором может быть использовано настоящее изобретение, схематически показан на фиг. 1. Судно 10 сейсморазведки движется по поверхности 18А слоя воды 18, такого как озеро или океан. Судно 10 сейсморазведки везет оборудование (обозначенное позицией 12 и в целом называемое записывающей системой), включающее устройства (не показанные отдельно) для активации в выбранные моменты времени источника 14 сейсмических волн, устройства для определения в каждый момент времени геодезического положения судна 10, источника 14 и каждого из набора сейсмодатчиков 16, а также устройства для регистрации сигналов, выработанных сейсмодатчиками 16. Различные устройства, которые могут быть включены в состав записывающей системы 12, хорошо известны специалистам и не требуют отдельных описаний.
- 2 017331
Сейсмодатчики 16 обычно представляют собой гидрофоны или иные датчики, чувствительные к давлению или к градиенту давлений. В других примерах применений могут быть использованы другие типы сейсмодатчиков, например, датчики, чувствительные к движению частиц. Сейсмодатчики 16 располагаются в пространственно разнесенных точках вдоль кабелей, называемых косами. В примере фиг. 1 для ясности изображения показана только одна коса, однако количество кос, количество датчиков в косах, а также буксировка одной или нескольких кос судном 10 сейсморазведки или другим судном - не ограничивают объема настоящего изобретения.
Источник 14 сейсмических волн и сейсмодатчики 16 буксируются на выбранной глубине под поверхностью 18А воды 18. В процессе сбора сейсмоданных источник 14, который может представлять собой, например, пневмопушку или группу пневмопушек, активируется в выбранные моменты времени, и сигналы, выработанные сейсмодатчиками 16 в качестве отклика на сейсмическую энергию, принятую от источника 14, записываются соответствующими устройствами записывающей системы 12. Эти записи сигналов, как правило, хронируются с отсчетом от времени (времен) активации источника 14 сейсмических волн. Могут выполняться отдельные записи для каждого из сейсмодатчиков 16 - или же выбранные группы сейсмодатчиков 16 могут быть связаны по сигналу, так что выполняется соответствующая запись сигнала, выработанного всеми датчиками такой группы. Как правило, выполняется несколько тысяч индивидуальных записей (называемых каналами), соответствующих сигналам, зарегистрированным каждой из набора пространственно разнесенных групп сейсмодатчиков.
Вообще говоря, сейсмическая волна после активации источника 14 распространяется в окружающее пространство и идет вниз - обозначение 22 на фиг. 1 - сквозь воду 18, пока не достигнет подошвы 18В водного слоя. Далее сейсмическая волна продолжает распространяться вниз сквозь геологическую среду, пока не достигнет одной или нескольких границ 20 акустического импеданса в геологической среде. От таких границ волна может отразиться и затем распространяться вверх - обозначение 24, - где, по достижении сейсмодатчиков 16, она регистрируется. Но сейсмическая волна продолжает распространяться вверх, пока не достигнет поверхности 18 А воды. Здесь сейсмическая волна отражается от поверхности воды 18А и вновь распространяется вниз - обозначение 26, при этом она может быть зарегистрирована сейсмодатчиками 16 (и продолжать распространяться вниз). Распространяющаяся вниз сейсмическая волна, будь она отраженной от поверхности 18А воды или распространяющейся непосредственно от источника 14, может также отражаться от подошвы 18В водного слоя. Отражения между поверхностью 18А воды и подошвой 18В водного слоя могут продолжаться в ряде циклов, создавая ложные отражения сейсмических сигналов, регистрируемые датчиками 16 и называемые реверберацией в слое воды, или множественными отражениями в слое воды. Способ согласно настоящему изобретению предназначен для снижения влияния таких множественных отражений в слое воды на сейсмические сигналы.
Способ согласно настоящему изобретению основан на использовании ширины полосы первичных отражений, то есть на том, что частоты сейсмических волн, однократно отраженных от границ геологической среды, например, таких, которые обозначены позицией 24 на фиг. 1, ограничены областью низких частот (например, ниже примерно 40 Гц), в то время как полоса частот множественных отражений шире.
Обратимся к фиг. 2. В блоке 31 осуществляется первая операция способа согласно настоящему изобретению, а именно сортировка оригинальных записей сейсмических сигналов на выборки по некоторому общему признаку трасс. Трасса в приложении к обработке сейсмических сигналов означает запись амплитуды - обычно в функции от времени записи - сейсмического сигнала, зарегистрированного отдельным сейсмоприемником (или набором таких приемников) из группы таких приемников. Упомянутый признак должен быть выбран так, чтобы можно было применить к выбранным трассам когерентное фильтрование для усиления сейсмических сигналов, представляющих интерес, и ослабить влияние случайных помех. Одним из примеров выборки по общему признаку является выборка записей приемников с общим удалением приемника от источника. Другие примеры, среди прочих: выборки по общей средней точке и выборки по общему пункту взрыва.
Как было объяснено выше, записи сигналов обычно включают одну запись сигнала для каждого сейсмодатчика из набора отдельных сейсмодатчиков или групп таких датчиков, сделанную в момент активации источника. Выборки по общему удалению - это выбранные из записей сейсмических сигналов совокупности, в которых в момент записи сейсмических сигналов каждая выбранная отдельная запись соответствует одному и тому же расстоянию вдоль водной поверхности (18А на фиг. 1) между положением источника и положением соответствующего сейсмодатчика. В таких выборках по общему удалению первичные отражения и множественные отражения дают когерентные проявления; то есть проявления с высокой амплитудой в сигналах указывают на определенный род связи между временем этих высокоамплитудных проявлений и геометрией сбора данных (удалением).
В блоке 32 на выборках по общему удалению выполняется операция, называемая когерентным фильтрованием (одним из примеров которой может быть ГХ-деконволюция), имеющая целью подавление случайных помех, то есть подавление в сигналах проявлений, которые представляются никак не связанными с геометрией сбора данных. При ГХ-деконволюции пространственные окна (например, по 10 сигналов отдельных датчиков, или трасс) и временные окна (например, по 20 мс) входных сигналов
- 3 017331 трансформируются преобразованием Фурье в частотно-пространственную (Е-Х) область. Операторы деконволюции строятся в пространственном (X) измерении для предсказания когерентных частей сигнала. После вычитания когерентных частей остаются некогерентные части (случайные помехи), которые можно подвергнуть обратному преобразованию и вычесть из оригинального сигнала. Затем аналогичным образом обрабатываются последующие окна. Предпочтительно, чтобы между окнами имелось некоторое временное и/или пространственное перекрытие. Результат этого когерентного фильтрования будет использован на более поздних стадиях процесса, как объясняется ниже.
В блоке 33 к записям сейсмосигналов применяется фильтр низких частот. Частота среза фильтра низких частот выбирается равной наивысшей ожидаемой частоте в частотном составе первичных отражений. Выходные сигналы после фильтра низких частот содержат первичные отражения (например, 24 на фиг. 1) во всей их полноте и низкочастотную часть множественных отражений (например, 26 на фиг. 1). Сигналы, прошедшие фильтр низких частот, можно обозначить Μ1ο„, (Мнизк). Фильтр низких частот можно определить как фильтр, имеющий полосу 0-30 Гц; спад начинается при 30 Гц, а частоты 40 Гц и более высокие в значительной мере подавляются. Аналогичные фильтровальные характеристики могут быть выбраны и для других частот среза фильтра низких частот, в зависимости от частотного состава конкретных сейсмоданных.
В блоке 34 к записям сейсмосигналов применяется фильтр высоких частот (блока 32). После фильтрования высоких частот в записях сейсмических сигналов выходные сигналы по существу не содержат первичных отражений, но будут содержать высокочастотную часть множественных отражений. Сигналы, прошедшие фильтр высоких частот, можно обозначить М|||д|| (Мвысок). Фильтр высоких частот можно определить как фильтр, в значительной мере подавляющий частоты от 0 до 30 Гц; спад начинается при 40 Гц, а частоты от 40 Гц и выше проходят свободно. Переходные области (области спада) фильтра низких частот и фильтра высоких частот, примененных в блоках 33 и 34, соответственно, должны быть выбраны так, чтобы при суммировании выходных амплитудных спектров результирующий амплитудный спектр равнялся единице для всех частот. Кроме того, оба эти фильтра должны быть нуль-фазовыми фильтрами, чтобы не изменялась фаза их соответственных входных сигналов.
В блоке 37 сравниваются величины (абсолютные значения) образцов трасс, прошедших фильтрование высоких частот, с некоторым пороговым значением, обозначаемым как порог 1. Если величина образца трассы превышает порог 1, соответствующий образец выхода трассы приравнивается единице. Если величина образца трассы меньше порога 1 или равна ему, соответствующий образец выхода трассы приравнивается нулю. Описанная процедура создает некоторую карту (или маску), в которой значения образцов равны либо единице, что указывает на образец с множественными сейсмическими импульсами, либо нулю, что указывает на образец с сейсмическими импульсами первичных отражений или на образец, в котором отсутствуют импульсы множественных отражений. Поскольку значения образцов, содержащихся в выборках трасс по общему признаку, могут сильно различаться в разных сейсморазведках, численное значение порога 1 может быть рассчитано, например, как среднее абсолютное значение по всем образцам трасс в каждой выборке трасс. На практике значение порога 1 может быть выбрано посредством интерпретирующей процедуры. К примеру, средние амплитуды значений [средние абсолютные значения] данных во временном окне, содержащем отражения, непосредственно предшествующие моменту, в который могли вступить какие-либо множественные отражения, то есть в моменты, непосредственно предшествующие двум временам: времени прихода отражения от дна океана, принимаемого в качестве исходного значения, и времени, полученного в результате вышеописанной процедуры, - могут быть исследованы на базе одной выборки по общему удалению. Описанная процедура может быть повторена с использованием уменьшенных и увеличенных с некоторым шагом значений порога 1. Визуально исследовав результаты, можно выбрать такое значение порога 1, которое представляется оптимальным для обработки всей совокупности данных. Если порог 1 установлен слишком высоко, в амплитудной карте будут одни нули, и все низкочастотные данные окажутся исключены из модели. Если порог 1 установлен слишком низко, в амплитудной карте будут одни единицы, и все низкочастотные данные будут содержаться в модельных данных, то есть адаптивно вычитаться (объяснено ниже) из оригинальных данных, тем самым в выходном сигнале будут ослаблены или из него будут исключены первичные отражения.
В блоке 38 эта карта, образец за образцом, умножается на величины выходных сигналов фильтра низких частот из блока 33. В результате должны быть, по существу, устранены образцы, представляющие сейсмические импульсы первичных отражений, и оставлена только низкочастотная часть множественных отражений Μ1ο„. Заметим, что если множественное отражение совпадает с первичным отражением, то результирующий сейсмический импульс будет равен сумме этих двух импульсов. Таким образом, выходной сигнал блока 38 можно обозначить как Μιο» + Роуег1ар8(Мнизк + Рперекрытий).
В блоке 39 выходной сигнал после умножения в блоке 38 суммируется с выходным сигналом фильтра высоких частот блока 32, что дает в результате полную полосу частот сигнала множественных отражений Μ1ο„ + М|||д|| (плюс возможные Ротег1арз). Амплитуды импульсов Ротег1арз можно существенно уменьшить, как показано в блоке 40, посредством когерентного фильтрования. Одним из вариантов когерентного фильтрования, который может быть использован, является ЕХ-деконволюция. Исходя из то
- 4 017331 го, что амплитуды РО,,ег|,,Р, снижены ранее примененной маской, эти амплитуды РОуег1аР8 должны представляться случайными для когерентного фильтра (например, РХ-деконволюции) в диапазоне частот существования амплитуд первичных отражений. Поэтому все первичные отражения будут ослаблены и таким образом сохранены в процессе адаптивного вычитания, описанном ниже.
Процедура блока 41 включает применение шаблона плавного перехода амплитуд к каждой трассе с тем, чтобы адаптивное вычитание (объяснено ниже) не выполнялось при временах, когда не может быть множественных отражений (то есть при всех значениях времени, меньших удвоенного времени отражения от подошвы водного слоя). Значение этого шаблона плавного перехода может быть нулевым от времени, равного нулю (времени активации источника), до момента времени 1 = удвоенному времени отражения от подошвы водного слоя минус заранее выбранное время запаздывания. Значение шаблона плавного перехода может линейно нарастать до величины 1,0 в момент удвоенного времени отражения от подошвы водного слоя и оставаться равным 1,0 до конца каждой трассы. Этот шаблон умножается, образец за образцом, на величину амплитуды входной трассы. На выходе процедуры наложения шаблона плавного перехода в блоке 41 мы получаем выборку трасс, представляющую модель импульсов множественных отражений, содержащихся в оригинальной выборке трасс.
В блоке 42 вышеописанная модель множественных отражений из блока 41 адаптивно вычитается из выходного сигнала РХ-деконволюции (когерентного фильтрования), выполненной в блоке 32. Выходной сигнал после адаптивного вычитания может быть обработан когерентным фильтром в блоке 43, например РХ-деконволюцией. Выходной сигнал после такого фильтрования прибавляется в блоке 45 к выбранной (масштабированной) части входного сигнала когерентного фильтра блока 43. Это масштабирование используется только для ограничения области применения РХ-деконволюции, поскольку в некоторых случаях может быть нежелательным применение РХ-деконволюции к данным, полученным на коротких временах (на мелководье). На выходе процесса в блоке 45 мы получаем трассы с существенно ослабленными множественными отражениями.
Другая особенность настоящего изобретения относится к программам для компьютера, записанным на машиночитаемых носителях. Как изображено на фиг. 3, вышеописанный процесс, объясненный со ссылкой на фиг. 2, может быть воплощен в машиночитаемом коде, записанном на машиночитаемом носителе, например на гибком диске 64, компакт-диске СЭ-КОМ 60 или на жестком магнитном диске 66, являющемся частью программируемого компьютера 50 общего назначения. Такой компьютер 50, как известно, может включать центральный процессор 60, пользовательское устройство ввода, например клавиатуру 68, и пользовательский монитор 52, например плоский жидкокристаллический дисплей или дисплей с электронно-лучевой трубкой. Компьютер может включать соответствующие устройства для опроса гибкого диска и компакт-диска СЭ-КОМ, обозначенные, соответственно, номерами 58 и 56. Согласно данной особенности настоящего изобретения запись на машиночитаемом носителе включает логический блок (логику), обеспечивающий выполнение компьютером 50 операций, описанных выше и объясненных со ссылкой на фиг. 2.
Настоящее изобретение может предоставить улучшенные возможности разрешения множественных отражений от первичных отражений в данных морской сейсморазведки.
Хотя настоящее изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов осуществления, специалист, используя преимущества раскрытого здесь изобретения, сможет вывести из настоящего описания другие варианты осуществления, не отступающие от объема раскрытого здесь изобретения. Соответственно, объем настоящего изобретения ограничивается только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (18)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ разрешения множественных отражений от сейсмических сигналов морской сейсморазведки, включающий следующие операции:
    когерентное фильтрование сейсмических сигналов;
    фильтрование сейсмических сигналов через фильтр низких частот относительно выбранной частоты;
    фильтрование сейсмических сигналов через фильтр высоких частот относительно указанной выбранной частоты, причем частоту выбирают таким образом, что выше этой частоты в сейсмических сигналах присутствуют, по существу, только множественные отражения;
    генерацию маски со значением, равным единице, когда амплитуда сигнала, отфильтрованного через фильтр высоких частот, превышает выбранное пороговое значение, причем для всех прочих отфильтрованных через фильтр высоких частот сигналов маска имеет значение, равное нулю, при этом пороговое значение выбирают таким образом, что значения маски, равные единице, соответствуют образцам трасс, в которых присутствуют импульсы множественных отражений;
    умножение значения маски на величины сигналов, отфильтрованных через фильтр низких частот;
    прибавление умноженных сигналов к сигналам, отфильтрованным через фильтр высоких частот, для получения модели множественных отражений;
    - 5 017331 вычитание модели множественных отражений из когерентно отфильтрованных сейсмических сигналов и по меньшей мере одну из операций: сохранение или вывод на монитор результатов вычитания.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает сортировку сейсмических сигналов на выборки по общему признаку трасс, которую осуществляют до операций когерентного фильтрования, фильтрования через фильтр низких частот и фильтрования через фильтр высоких частот.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что когерентное фильтрование включает РХ-деконволюцию.
  4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что включает когерентное фильтрование выходного сигнала вычитания.
  5. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что когерентное фильтрование выходного сигнала вычитания включает РХ-деконволюцию.
  6. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что вычитание включает адаптивное вычитание.
  7. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбранная частота составляет порядка 40 Гц.
  8. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что суммарный амплитудный спектр области спада фильтра низких частот и области спада фильтра высоких частот, по существу, равен единице.
  9. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что фильтр низких частот и фильтр высоких частот представляют собой, по существу, нуль-фазовые фильтры.
  10. 10. Машиночитаемый носитель данных, на который записана компьютерная программа, содержащая логику, обеспечивающую выполнение программируемым компьютером следующих операций:
    когерентное фильтрование сейсмических сигналов;
    фильтрование сейсмических сигналов через фильтр низких частот относительно выбранной частоты;
    фильтрование сейсмических сигналов через фильтр высоких частот относительно указанной выбранной частоты, причем частота выбрана таким образом, что выше этой частоты в сейсмических сигналах присутствуют, по существу, только множественные отражения;
    генерацию маски со значением, равным единице, когда амплитуда сигнала, отфильтрованного через фильтр высоких частот, превышает выбранное пороговое значение, причем для всех прочих отфильтрованных через фильтр высоких частот сигналов маска имеет значение, равное нулю, при этом пороговое значение выбрано таким образом, что значения маски, равные единице, соответствуют образцам трасс, в которых присутствуют импульсы множественных отражений;
    умножение значения маски на величины сигналов, отфильтрованных через фильтр низких частот;
    прибавление умноженных сигналов к сигналам, отфильтрованным через фильтр высоких частот, для получения модели множественных отражений;
    вычитание модели множественных отражений из когерентно отфильтрованных сейсмических сигналов и по меньшей мере одну из операций: сохранение или вывод на монитор результатов вычитания.
  11. 11. Машиночитаемый носитель по п.10, отличающийся тем, что логика обеспечивает выполнение сортировки сейсмических сигналов на выборки по общему признаку трасс, до выполнения операций когерентного фильтрования, фильтрования через фильтр низких частот и фильтрования через фильтр высоких частот.
  12. 12. Машиночитаемый носитель по п.10, отличающийся тем, что когерентное фильтрование включает РХ-деконволюцию.
  13. 13. Машиночитаемый носитель по п.10, отличающийся тем, что логика обеспечивает выполнение когерентного фильтрования выходного сигнала вычитания.
  14. 14. Машиночитаемый носитель по п.13, отличающийся тем, что когерентное фильтрование выходного сигнала вычитания включает РХ-деконволюцию.
  15. 15. Машиночитаемый носитель по п.10, отличающийся тем, что вычитание включает адаптивное вычитание.
  16. 16. Машиночитаемый носитель по п.10, отличающийся тем, что выбранная частота составляет порядка 40 Гц.
  17. 17. Машиночитаемый носитель по п.10, отличающийся тем, что суммарный амплитудный спектр области спада фильтра низких частот и области спада фильтра высоких частот, по существу, равен единице.
  18. 18. Машиночитаемый носитель по п.10, отличающийся тем, что фильтр низких частот и фильтр высоких частот представляют собой, по существу, нуль-фазовые фильтры.
EA200900650A 2008-06-30 2009-06-03 Способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах EA017331B1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US12/215,862 US7675812B2 (en) 2008-06-30 2008-06-30 Method for attenuation of multiple reflections in seismic data

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200900650A1 EA200900650A1 (ru) 2010-04-30
EA017331B1 true EA017331B1 (ru) 2012-11-30

Family

ID=41172445

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200900650A EA017331B1 (ru) 2008-06-30 2009-06-03 Способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах

Country Status (12)

Country Link
US (1) US7675812B2 (ru)
EP (1) EP2141514B1 (ru)
CN (1) CN101620276B (ru)
AT (1) ATE555401T1 (ru)
AU (1) AU2009202480B2 (ru)
BR (1) BRPI0902020B1 (ru)
CA (1) CA2668376C (ru)
EA (1) EA017331B1 (ru)
EG (1) EG25387A (ru)
MX (1) MX2009007165A (ru)
MY (1) MY147741A (ru)
SG (1) SG158010A1 (ru)

Families Citing this family (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100274492A1 (en) * 2009-04-24 2010-10-28 Susanne Rentsch Determining attributes of seismic events
US8300498B2 (en) * 2009-06-30 2012-10-30 Pgs Geophysical As Method for dynamic aperture determination for three-dimensional surface-related multiple elimination
US20120014213A1 (en) 2010-07-19 2012-01-19 Conocophillips Company High density source spacing using continuous composite relatively adjusted pulse
AU2011337162B2 (en) 2010-12-01 2014-11-06 Exxonmobil Upstream Research Company Primary estimation on OBC data and deep tow streamer data
EP2691794A4 (en) * 2011-03-31 2015-12-23 Exxonmobil Upstream Res Co METHOD FOR WAVELET DETERMINATION AND MULTIPLE PRECODION IN A COMPLETE WAVY-FIELD INVERT
WO2012158456A1 (en) * 2011-05-13 2012-11-22 Saudi Arabian Oil Comapny Frequency-varying filtering of simultaneous source seismic data
AU2012290435B2 (en) * 2011-07-29 2014-11-20 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for increasing broadside sensitivity in seismic sensing system
US9075162B2 (en) * 2011-11-10 2015-07-07 Pgs Geophysical As Method and system for separating seismic sources in marine simultaneous shooting acquisition
US9612351B2 (en) 2012-07-10 2017-04-04 Chevron U.S.A. Inc. System and method for estimating and attenuating noise in seismic data
US20150032379A1 (en) * 2013-03-13 2015-01-29 Westerngeco L.L.C. Attenuation of multiple reflections
US9784869B2 (en) 2013-05-15 2017-10-10 Pgs Geophysical As Noise models by selection of transform coefficients
US9817143B2 (en) 2013-10-30 2017-11-14 Pgs Geophysical As Methods and systems for constraining multiples attenuation in seismic data
US11391857B2 (en) * 2013-12-30 2022-07-19 Pgs Geophysical As Methods and systems for attenuating residual acoustic energy in seismic data
US10670757B2 (en) * 2014-02-26 2020-06-02 Pgs Geophysical As Methods and systems for quantifying coherency and constraining coherency-based separation in simultaneous shooting acquisition
US9964656B2 (en) 2014-08-29 2018-05-08 Pgs Geophysical As Methods and systems to remove particle-motion-sensor noise from vertical-velocity 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
MX2019004317A (es) * 2016-10-13 2019-09-18 Downunder Geosolutions Pty Ltd Método para la atenuación de múltiples reflexiones en instalaciones de agua superficial.
CN108919357B (zh) * 2018-05-16 2019-10-11 中国海洋石油集团有限公司 一种基于频谱重构的鬼波压制方法
CN108732624A (zh) * 2018-05-29 2018-11-02 吉林大学 一种基于pca-emd的并行震源地震数据随机噪声压制方法
WO2020171816A1 (en) * 2019-02-21 2020-08-27 Halliburton Energy Services, Inc. Waveform processing utilizing an amplitude adaptive data mask
CN111929726B (zh) * 2019-09-04 2023-02-10 中国石油天然气股份有限公司 地震相干数据体处理方法及装置
GB2590177B (en) * 2019-11-21 2023-11-01 Cgg Services Sas Methods and devices performing adaptive subtraction of multiples

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU284333A1 (ru) * Способ обработки сейсмических данных
US5555530A (en) * 1992-12-12 1996-09-10 Schlumberger Technology Corporation Method for improving signal to noise ratio
RU2179732C2 (ru) * 1996-10-30 2002-02-20 Пгс Тенсор (Юс) Инк. Способ снижения уровня помех на сейсмических трассах
WO2002073242A1 (en) * 2001-03-07 2002-09-19 Westerngeco L.L.C. Seismic receiver motion compensation

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1195204A (en) * 1966-06-15 1970-06-17 Seismograph Service England Methods for Use in Identifying Multiple Reflections.
US4486865A (en) * 1980-09-02 1984-12-04 Mobil Oil Corporation Pressure and velocity detectors for seismic exploration
US4935903A (en) * 1989-05-30 1990-06-19 Halliburton Geophysical Services, Inc. Reinforcement of surface seismic wavefields
EG19158A (en) * 1989-08-25 1996-02-29 Halliburton Geophys Service System for attenuation of water-column reverberation
US5010526A (en) * 1990-07-30 1991-04-23 Mobil Oil Corporation Method of digital filtering
US5572483A (en) * 1995-07-25 1996-11-05 Western Atlas International, Inc. Method of reducing noise in seismic signals by adaptive filtering of a noise reference
US5703833A (en) * 1995-11-13 1997-12-30 Mobil Oil Corporation One step inversion/separation scheme using a plurality of vibrator sources
US5621700A (en) * 1996-05-20 1997-04-15 Schlumberger Technology Corporation, Geco-Prakla Div. Method for attenuation of reverberations using a pressure-velocity bottom cable
US6094620A (en) * 1999-01-08 2000-07-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method for identifying and removing multiples from seismic reflection data
US7415401B2 (en) * 2000-08-31 2008-08-19 Exxonmobil Upstream Research Company Method for constructing 3-D geologic models by combining multiple frequency passbands
US7239578B2 (en) * 2005-03-03 2007-07-03 John M. Robinson Removal of noise from seismic data using radon transformations
EA011104B1 (ru) * 2005-07-28 2008-12-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ снижения уровня шума элементарных волн данных электромагнитного исследования с контролируемым источником

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU284333A1 (ru) * Способ обработки сейсмических данных
US5555530A (en) * 1992-12-12 1996-09-10 Schlumberger Technology Corporation Method for improving signal to noise ratio
RU2179732C2 (ru) * 1996-10-30 2002-02-20 Пгс Тенсор (Юс) Инк. Способ снижения уровня помех на сейсмических трассах
WO2002073242A1 (en) * 2001-03-07 2002-09-19 Westerngeco L.L.C. Seismic receiver motion compensation

Also Published As

Publication number Publication date
BRPI0902020A2 (pt) 2010-04-13
MX2009007165A (es) 2010-02-17
SG158010A1 (en) 2010-01-29
US20090323470A1 (en) 2009-12-31
CA2668376A1 (en) 2009-12-30
CN101620276A (zh) 2010-01-06
CN101620276B (zh) 2015-03-25
EP2141514A2 (en) 2010-01-06
BRPI0902020B1 (pt) 2019-10-15
ATE555401T1 (de) 2012-05-15
CA2668376C (en) 2014-09-09
MY147741A (en) 2013-01-15
EP2141514B1 (en) 2012-04-25
US7675812B2 (en) 2010-03-09
AU2009202480A1 (en) 2010-01-14
EA200900650A1 (ru) 2010-04-30
AU2009202480B2 (en) 2014-03-27
EG25387A (en) 2011-12-25
EP2141514A3 (en) 2011-02-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA017331B1 (ru) Способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах
EP2992360B1 (en) Deghosting with adaptive operators
EP3339910B1 (en) Device and method for model-based deblending
US10295688B2 (en) Attenuating internal multiples from seismic data
US10353098B2 (en) Removing noise from a seismic measurement
US9128206B2 (en) Removing noise from a seismic measurement
MX2010014019A (es) Metodo para atenuacion de ruido de interferencia en datos sismicos de sensor dual.
CA2069268C (en) Method for attenuating undesirable data, such as multiples, using constrained cross-equalization
EP2257838A2 (en) Noise attenuation of seismic data
MX2010013434A (es) Metodo para remocion de señal fantasma fuente de banda ancha total de datos de cable marino sismico.
AU2013201072B2 (en) Method and apparatus for automated noise removal from seismic data
MXPA05005984A (es) Procesamiento de datos sismicos.
CN113064205B (zh) 菲涅尔带约束的浅水多次波衰减方法
Reilly et al. Paradigm shift in 3D multicomponent seismic imaging in the Arabian Gulf
CN117687082A (zh) 一种层间多次波压制方法、装置、存储介质及电子设备
MXPA06006510A (en) Method for attenuating noise in seismic data using complex trace diveristy filter

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

QB4A Registration of a licence in a contracting state
QZ4A Registered corrections and amendments in a licence
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