EA022531B1 - Способ определения сейсмического атрибута по сейсмическим сигналам - Google Patents
Способ определения сейсмического атрибута по сейсмическим сигналам Download PDFInfo
- Publication number
- EA022531B1 EA022531B1 EA201000590A EA201000590A EA022531B1 EA 022531 B1 EA022531 B1 EA 022531B1 EA 201000590 A EA201000590 A EA 201000590A EA 201000590 A EA201000590 A EA 201000590A EA 022531 B1 EA022531 B1 EA 022531B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- signals
- seismic
- frequency
- wave
- scaled
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 44
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 title claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 18
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 9
- 230000001629 suppression Effects 0.000 claims description 8
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 4
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 3
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 27
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 14
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 8
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N norethisterone Chemical compound O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000010891 electric arc Methods 0.000 description 1
- 238000010892 electric spark Methods 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer 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
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
В изобретении к сейсмическим сигналам, характерным для формаций геологической среды, применяют фильтры для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн с пространственно-зеркальными частотами. Отфильтрованные сигналы умножают в частотно-волновочисленной области на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области, для генерации масштабированных сигналов. Масштабированные сигналы, преобразованные с переходом к пространственно-временной области, делят на отфильтрованные сигналы в пространственно-временной области для формирования сейсмического атрибута, используемого для идентификации и получения характеристики формаций геологической среды.
Description
Настоящее изобретение в целом относится к области геофизической разведки. Более конкретно, изобретение относится к области определения атрибутов, связанных с направлением распространения волн.
Предшествующий уровень техники
В нефтегазовой промышленности геофизическая разведка обычно используется для содействия в поисках и оценке подземных формаций. Способы геофизической разведки позволяют получать сведения о структуре геологической среды, полезные для обнаружения и извлечения ценных полезных ископаемых, в особенности месторождений углеводородов, таких как нефть и природный газ. Хорошо известным способом геофизической разведки является сейсморазведка. При наземной сейсморазведке сейсмический сигнал генерируется на поверхности земли или вблизи от нее, а затем распространяется вниз в геологическую среду. При морской сейсморазведке сигнал также может распространяться вниз в водоеме, лежащем выше геологической среды. Источники сейсмических колебаний используются для генерации сейсмического сигнала, который после распространения в земле, по меньшей мере, частично отражается сейсмоотражающими горизонтами в геологической среде. Такие сейсмоотражающие горизонты, как правило, представляют собой границы между подземными формациями с различными упругими свойствами, конкретно скоростью упругих волн и плотностью породы, что приводит к разности акустических импедансов на границах. Отраженные сейсмические волны регистрируются сейсмическими датчиками (также именуемыми сейсмоприемниками) на поверхности земли или вблизи от нее, в вышележащем водоеме или на известных глубинах в скважинах и записываются.
Результативные сейсмические данные, полученные при проведении сейсморазведки, обрабатываются для получения информации, относящейся к геологическому строению и свойствам подземных формаций в исследуемой зоне.
Обработанные сейсмические данные обрабатываются для отображения и анализа потенциального группового состава углеводородов в этих подземных формациях. Целью обработки сейсмических данных является извлечение из сейсмических данных максимального объема информации о подземных формациях для получения адекватного изображения геологической среды. При определении участков геологической среды, где существует вероятность обнаружения залежей нефти, крупные средства расходуются на сбор, обработку и интерпретацию сейсмических данных. Процесс построения поверхностей отражающих горизонтов, определяющих исследуемые подземные пласты по записанным сейсмическим данным, позволяет получить изображение среды по глубине или времени.
Изображение строения геологической среды получают с целью предоставить интерпретатору возможность выбора участков, где с наибольшей вероятностью могут находиться залежи нефти. Чтобы удостовериться в наличии нефти, необходимо пробурить скважину. Бурение скважин для определения присутствия нефтяных залежей представляет собой чрезвычайно дорогостоящую и трудоемкую задачу. По этой причине сохраняется потребность в улучшении обработки и отображения сейсмических данных для получения изображения строения геологической среды, которое повысит возможности интерпретатора, независимо от того, выполняется ли интерпретация компьютером или человеком, оценивать вероятность того, что скопление нефти существует на определенном участке геологической среды.
Подходящие сейсмические источники для генерации сейсмического сигнала при наземной сейсморазведке могут включать взрывчатые вещества или вибраторы. При морской сейсморазведке, как правило, применяется погружной сейсмический источник, буксируемый судном и периодически активируемый для генерации поля акустических волн. Волновое поле может генерироваться сейсмическими источниками нескольких типов, включая небольшой заряд ВВ (взрывчатого вещества), электрическую искру или дугу, морской вибратор и, как правило, пушку. Пушка сейсмоисточника может представлять собой гидропушку, паровую пушку и, чаще всего, пневмопушку. Как правило, морской сейсмоисточник состоит не из одного элемента-источника, а из пространственно-распределенной группы источников. Такое расположение относится в особенности к пневмопушкам, которые в настоящее время являются наиболее распространенным видом морского сейсмоисточника. В группе пневмопушек каждая пневмопушка, как правило, сохраняет и быстро выпускает различные объемы сжатого воздуха под большим давлением, образуя кратковременный импульс.
Соответствующие типы сейсмических датчиков, как правило, включают датчики скорости частиц, в особенности при наземной сейсморазведке, и датчики давления воды, в особенности при морской сейсморазведке. Иногда датчики смещения частиц, датчики ускорения частиц или датчики градиента давления используются вместо датчиков скорости частиц или в дополнение к ним. Датчики скорости частиц и датчики давления воды обычно известны специалистам под названием геофонов и гидрофонов соответственно. Сейсмические датчики могут размещаться по отдельности, но чаще размещаются в виде групп датчиков. Кроме того, в ходе морской сейсморазведки датчики давления и датчики скорости частиц могут размещаться совместно, объединенные попарно или в пары пространственных групп.
Датчик движения частиц, такой как геофон, обладает направленной чувствительностью, тогда как датчик давления, такой как гидрофон, ей не обладает. Соответственно сигналы волнового поля восходящих волн, регистрируемые геофоном и гидрофоном, расположенными поблизости друг от друга, будут
- 1 022531 синфазными, тогда как записываемые сигналы волнового поля падающих волн будут не совпадающими по фазе на 180°. Предлагаются различные методы использования этой разности фаз для уменьшения вырезов в спектре, вызванных отражением от поверхности, и, если записи выполняются на дне моря, для подавления кратных волн, передаваемых по воде. Следует отметить, что альтернативой совмещению геофона и гидрофона является наличие достаточной пространственной плотности датчиков так, чтобы соответствующие волновые поля, записанные с помощью гидрофона и геофона, можно было интерполировать или экстраполировать для получения двух волновых полей в одном и том же местоположении.
Традиционный сбор 3Ό (трехмерных) морских сейсмических данных с помощью буксируемой сейсмической косы может привести к пространственному аляйсингу (наложению зеркальных частот) в продольном (параллельно буксируемым косам), поперечном (перпендикулярно буксируемым косам) или даже в обоих направлениях. Плотность выборки в буксируемых сейсмических косах, как правило, выше в продольном направлении, чем в поперечном. Эта асимметрия вызвана большим расстоянием между приемниками в разных косах по сравнению с приемниками в одной и той же косе. Данная асимметрия может привести к пространственному аляйсингу данных выборки в поперечном направлении. Однако пространственный аляйсинг возможен и в продольном направлении. Например, аляйсинг в продольном направлении может стать проблемой при обработке данных малоглубинной сейсморазведки с высоким разрешением при больших углах выхода. В кабелях, размещаемых на морском дне, расстояние между приемниками вдоль кабеля может быть больше типового расстояния 12,5 м в буксируемых сейсмических косах. Кроме того, аляйсинг может стать проблемой в областях, которым по своему характеру присущ более грубый шаг, чем области общего пункта взрыва (ОПВ). Например, в области общего пункта приема (ОПП) расстояние между пунктами взрыва может достигать 50 м.
Этот пространственный аляйсинг препятствует реализации традиционных способов точной оценки сейсмических атрибутов по сейсмическим данным. Например, такой сейсмический атрибут, как обратный коэффициент наклона обычно используется для коррекции вертикальной скорости частицы от геофонов при невертикальных углах выхода. Эта коррекция, в свою очередь, обеспечивает возможность более точной комбинации сигналов давления и движения частиц для получения компонентов волнового поля восходящих и падающих волн. Эффект отражения от поверхности устраняется, если волновое поле восходящих волн рассматривать изолированно, при этом волновые поля восходящих и падающих волн можно в дальнейшем комбинировать для подавления передаваемых по воде кратных волн в сейсмическом сигнале.
Таким образом, существует потребность в способе преобразования сейсмических данных в сейсмические атрибуты, которые подавляют эффекты пространственного аляйсинга в любом направлении и в любой области, созданной типовой геометрией системы морских наблюдений.
Сущность изобретения
Настоящее изобретение представляет способ преобразования сейсмических сигналов, характерных для формаций геологической среды, в сейсмический атрибут, используемый для идентификации и получения характеристики формаций геологической среды. К сейсмическим сигналам применяются фильтры для генерации отфильтрованных сигналов с подавленными волнами с пространственно-зеркальными частотами. Отфильтрованные сигналы умножаются в частотно-волновочисленной области на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут в частотноволновочисленной области, для генерации масштабированных сигналов. Масштабированные сигналы, преобразованные с переходом к пространственно-временной области, делятся на отфильтрованные сигналы в пространственно-временной области для формирования сейсмического атрибута.
В другом варианте осуществления настоящее изобретение представляет способ преобразования сейсмических сигналов, характерных для формаций геологической среды, в сейсмический атрибут, используемый для идентификации и характеристики формаций геологической среды, предусматривающий использование программируемого компьютера для выполнения следующих операций. К сейсмическим сигналам применяются фильтры для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн с пространственно-зеркальными частотами. Отфильтрованные сигналы умножаются в частотноволновочисленной области на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут, для генерации масштабированных сигналов. Масштабированные сигналы, преобразованные с переходом к пространственно-временной области, делятся на отфильтрованные сигналы в пространственно-временной области для формирования сейсмического атрибута.
Еще в одном варианте осуществления изобретение представляет машиночитаемый носитель с хранящейся на нем компьютерной программой, при этом логика программы обеспечивает выполнение программируемым компьютером следующих операций. К сейсмическим сигналам применяются фильтры для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн с пространственно-зеркальными частотами. Отфильтрованные сигналы умножаются в частотно-волновочисленной области на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут, для генерации масштабированных сигналов. Масштабированные сигналы, преобразованные с переходом к пространственновременной области, делятся на отфильтрованные сигналы в пространственно-временной области для формирования сейсмического атрибута.
- 2 022531
Перечень фигур чертежей
Настоящее изобретение и его преимущества легче понять из следующего подробного описания и прилагаемых чертежей, на которых:
на фиг. 1 представлена блок-схема, иллюстрирующая осуществление изобретения для определения сейсмического атрибута;
на фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая осуществление изобретения для фильтрации сейсмических сигналов;
на фиг. 3 представлена блок-схема, иллюстрирующая осуществление изобретения для масштабирования сейсмических сигналов по частотно-волновочисленному представлению сейсмического атрибута;
на фиг. 4 представлена блок-схема, иллюстрирующая осуществление изобретения для определения сейсмического атрибута;
на фиг. 5 приведен пример сейсмического разреза данных давления;
на фиг. 6 представлен сейсмический разрез расчетного обратного коэффициента наклона;
на фиг. 7 представлен сейсмический разрез оценочного поля давления восходящих волн без фильтра углов наклона;
на фиг. 8 представлен сейсмический разрез оценочного поля давления восходящих волн, отфильтрованного по углам наклона в диапазоне от 60 до 70°;
на фиг. 9 представлены спектры сейсмического разреза на фиг. 7; на фиг. 10 представлены спектры сейсмического разреза на фиг. 8.
Хотя настоящее изобретение будет описано в связи с предпочтительными вариантами осуществления, понятно, что изобретение не ограничивается только ими. Напротив, изобретение предназначено для того, чтобы охватить все альтернативные варианты, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в объем настоящего изобретения согласно прилагаемой формуле.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
В целом, сейсмические атрибуты представляют собой любую информацию, получаемую по сейсмическим сигналам для определения представляющих интерес сейсмических характеристик. Как правило, сейсмические атрибуты включают количественные показатели сейсмических сигналов, полезные для идентификации и получения характеристик формаций геологической среды при поиске залежей извлекаемых углеводородов. Конкретно, сейсмические атрибуты часто основаны на измерении времени, амплитуды и частоты (или фазы) сейсмических сигналов. Измерения времени обычно связаны с геометрическими свойствами, такими как строение формаций геологической среды, тогда как измерения амплитуды и частоты обычно связаны с физическими свойствами, такими как стратиграфический разрез формации геологической среды и характеристика резервуара углеводородов.
Примерами сейсмических атрибутов являются выделение полных времен пробега и углов наклона по записям отраженных волн для получения строения формации; определение скоростей для пересчета времен пробега в глубины; отнесение областей высокоамплитудных отражений, называемых яркими пятнами, на сейсмических разрезах к газоносным зонам; выполнение расчета мгновенных характеристик сейсмической записи для определения мгновенной фазы и частоты и расчет показателей когерентности, таких как взаимная корреляция, мера когерентности и анализ собственного спектра для выявления разломов и других стратиграфических особенностей в 3Ό сейсмических данных.
Настоящее изобретение представляет способ преобразования сейсмических сигналов, характерных для формаций геологической среды, в сейсмический атрибут, используемый для идентификации и характеристики формаций геологической среды. Прежде всего, к сейсмическим сигналам применяются фильтры для подавления волн пространственно-зеркальных частот. Возможные сейсмические атрибуты могут быть определены путем применения масштабирующих фильтров в частотно-волновочисленной области к отфильтрованным данным, преобразованным из пространственно-временной области, после чего выполняется обратное преобразование масштабированных данных в пространственно-временную область. Вслед за этим атрибут может быть определен в пространственно-временной области путем комбинации с отфильтрованными данными перед применением частотно-волновочисленного масштабирующего фильтра. Определенные сейсмические атрибуты далее могут использоваться для различных применений. Без ограничения своего объема, настоящее изобретение иллюстрируется на примере разделения волновых полей от двух типов приемников на восходящие и нисходящие компоненты.
В одном варианте осуществления изобретение представляет способ определения сейсмических атрибутов в пространственно-временной области по сейсмическим разрезам. Сейсмические разрезы могут быть двух или трехмерными. В одном конкретном варианте осуществления атрибуты связаны с направлением распространения волн. Эти атрибуты могут включать, не ограничиваясь ими, такие компоненты, как вектор медленности, угол выхода и азимутальный угол.
На фиг. 1-4 показаны блок-схемы, иллюстрирующие осуществление изобретения для определения сейсмического атрибута по сейсмическим разрезам. На фиг. 1 представлена блок-схема, иллюстрирующая общий вариант осуществления изобретения. На фиг. 2-4 представлены блок-схемы, иллюстрирующие более конкретные варианты осуществления изобретения, представленного на фиг. 1. На фиг. 5-10 показаны разрезы и спектры, которые иллюстрируют пример использования изобретения, представлен- 3 022531 ного на фиг. 1-4.
На фиг. 1 представлена блок-схема, иллюстрирующая вариант осуществления изобретения для преобразования сейсмических сигналов с сейсмический атрибут. В блоке 10 к сейсмическим сигналам применяются фильтры для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн с пространственнозеркальными частотами. В блоке 11 отфильтрованные сигналы из блока 10 умножаются в частотноволновочисленной области на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области, для генерации масштабированных сигналов. В блоке 12 масштабированные сигналы из блока 11, преобразованные с переходом в пространственновременную область, делятся в пространственно-временной области на отфильтрованные сигналы из блока 10 для формирования сейсмического атрибута.
На фиг. 2 представлена блок-схема, иллюстрирующая элемент изобретения, относящийся к фильтрации сейсмических сигналов. Фиг. 2 более подробно иллюстрирует часть изобретения, описанную выше в блоке 10 на фиг. 1.
В блоке 20 сейсмические сигналы получают по сейсмическим разрезам. Сейсмические сигналы служат признаком подземных формаций геологической среды. Сейсмические сигналы могут быть получены с сейсмограмм общего пункта взрыва (ОПВ) или общего пункта приема (ОПП) либо из любой другой подходящей области сейсмических данных. Сейсмические сигналы могут представлять собой сигналы давления от датчиков давления, например гидрофонов, которые просто для целей иллюстрации будут обозначаться как Н(1,\). или сигналы вертикальной скорости частиц от датчиков движения частиц, например геофонов или акселерометров, которые просто для целей иллюстрации будут обозначаться как §(ΐ,χ). В дальнейшем обсуждении сейсмические сигналы будут иллюстрироваться сигналами давления Ь(1,х), но это использование сигналов давления Н(1,\) в целях иллюстрации не должно рассматриваться в качестве ограничения настоящего изобретения. Здесь сигналы во временной области обозначаются буквами нижнего регистра, тогда как те же сигналы в частотной области обозначаются соответствующими буквами верхнего регистра.
В блоке 21 фильтры применяются к сейсмическим сигналам Ь(1,х), полученным в блоке 20, для подавления волн с пространственно-зеркальными частотами, при этом генерируются отфильтрованные сигналы Н|(1,\). Фильтры могут применяться в пространственно-временной области или, альтернативно, в частотно-пространственной области. В одном варианте осуществления для подавления волн пространственно-зеркальных частот применяется фильтр нижних частот.
В блоке 22 сейсмический атрибут а(1,\) выбирается для преобразования отфильтрованных сигналов Н|<1,\) из блока 21. Сейсмический атрибут также служат признаком подземных формаций геологической среды. В одном варианте осуществления выбранный сейсмический атрибут а(1,х) связан с направлением распространения волн.
На фиг. 3 представлена блок-схема, иллюстрирующая элемент изобретения, относящийся к масштабированию сейсмических сигналов по частотно-волновочисленному представлению сейсмического атрибута. Фиг. 3 более подробно иллюстрирует часть изобретения, описанную выше в блоке 11 на фиг. 1.
В блоке 30 преобразование применяется к отфильтрованным сигналам Ιι/Πχ) из блока 21 на фиг. 2 для преобразования отфильтрованных сигналов Н|(1„\) с переходом из пространственно-временной (1,х) области в частотно-волновочисленную (о,к) область, при этом генерируются преобразованные отфильтрованные сигналы Нфш,к). Это преобразование может выполняться путем применения любого хорошо известного частотно-волновочисленного преобразования, например, такого как преобразования Фурье. Конкретно, для обеспечения эффективности вычислений может применяться быстрое преобразование Фурье (БПФ).
В блоке 31 определяется функция А(ш,к) частоты и волнового числа, которая представляет сейсмический атрибут а(1,х), выбранный в блоке 22 на фиг. 2, в частотно-волновочисленной области. Функция А(ш,к) представляет собой функцию комплексного переменного частоты и волнового числа. Определение функции сейсмического атрибута будет более подробно обсуждаться ниже с примером расчета обратного коэффициента наклона.
В блоке 32 выборка Η/ωΤ) в частотно-волновочисленной области отбирается по преобразованным отфильтрованным сигналам из блока 30.
В блоке 33 выборка Н((ш,к) из блока 32 масштабируется путем умножения в частотноволновочисленной области на функцию частоты и волнового числа А (ω, к), определенную в блоке 31, для генерации масштабированной выборки Н8(о,к). Таким образом, в одном варианте осуществления масштабированная выборка Н8(о,к) рассчитывается следующим образом:
Н,(еа,к) = Н/(й>,к)А(о),к) (1)
В блоке 34 проверяется, остались ли еще выборки Η/ωΤ). Если проверка дает положительный результат, т.е. остались другие выборки, процесс возвращается к блоку 32 для отбора другой выборки. Если результат проверки отрицательный, т.е. выборок больше не осталось, процесс переходит к следующему блоку 35.
В блоке 35 обратное преобразование применяется к масштабированным сигналам Η,(ω,Κ) из блока
- 4 022531 для обращения масштабированных сигналов Н8(ш,к) из частотно-волновочисленной (ω, к) области обратно в пространственно временную (Сх) область, при этом генерируются обратно преобразованные масштабированные сигналы Η,(Ι,χ). Обратное преобразование может выполняться путем применения любого хорошо известного частотно-волновочисленного преобразования, например, такого как обратные преобразования Фурье. Конкретно, для обеспечения эффективности вычислений может применяться обратное быстрое преобразование Фурье (ОБПФ).
На фиг. 4 представлена блок-схема, иллюстрирующая элемент изобретения, относящийся к определению сейсмического атрибута. Фиг. 4 более подробно иллюстрирует часть изобретения, описанную выше в блоке 12 на фиг. 1.
В блоке 40 проверяется, нужна ли дополнительная обработка перед определением сейсмического атрибута а(х,1). Однако эта дополнительная обработка целесообразна только в случае беззнаковых атрибутов (т.е. при отсутствии отрицательных значений). Если проверка дает положительный результат, т.е. требуется дополнительная обработка, процесс переходит к блоку 41 для выполнения обработки. Если результат проверки отрицательный, т.е. дополнительная обработка не требуется, процесс пропускает блок 43, переходя дальше.
В блоке 41 рассчитывается огибающая епу[Ь8(1,х)] для обратно-преобразованных масштабированных сигналов 1г,(х,1) из блока 35 на фиг. 3.
В блоке 42 рассчитывается огибающая епу[Ь{(1,х)] для отфильтрованных сигналов Н|(х.1) из блока 21 на фиг. 2.
В блоке 43 огибающая епу|1у(Тх)| для обратно-преобразованных масштабированных сигналов, рассчитанная в блоке 41, делится на огибающую епу|11[<Гх)| отфильтрованных сигналов, рассчитанных в блоке 42, в пространственно-временной области. В результате деления получают соотношение, которое и дает искомый сейсмический атрибут а(1,х) как функцию времени и пространства. Таким образом, в одном варианте осуществления сейсмический атрибут а(1,х) определяется следующим образом:
Затем процесс переходит к блоку 45.
В блоке 44 обратно-преобразованные масштабированные сигналы 1т,(х„1) из блока 36 на фиг. 3 делятся на отфильтрованные сигналы КАх) из блока 21 на фиг. 2 в пространственно-временной области. В результате деления получают соотношение, которое и дает искомый атрибут а(1,х) как функцию времени и пространства. Таким образом, в другом варианте осуществления сейсмический атрибут а(1,х) определяется следующим образом:
А, (/,%)
О)
В блоке 45 сейсмический атрибут из блока 43 или из блока 44 может использоваться при дальнейшей обработке сейсмического сигнала во всем диапазоне частот.
При традиционной методике разделение сейсмических сигналов, зарегистрированных сейсмической косой с двумя типами приемников, на компоненты волнового поля восходящих и падающих волн повлекло бы следующие шаги. Трассы давления (гидрофон) и вертикальной скорости частиц (геофон) й(1,х) и §(1,х) соответственно скорректированы на разность импульсных характеристик двух типов детекторов. Амплитуды трасс вертикальной скорости частиц также могли бы быть взяты с поправкой за невертикальные вступления сейсмических волн и, при необходимости, за шум при буксировании сейсмической косы. Хотя в качестве иллюстрации приведены поправки в пространственно-временной области, эти поправки могли бы быть выполнены в пространственно-временной области, частотноволновочисленной области или любой другой удобной для этого области. Скорректированные трассы давления и вертикальной скорости частиц, содержащиеся в сейсмограмме общего пункта взрыва, затем преобразуются с переходом в частотно-волновочисленную (£-к) область, давая Η(ω,Κ) и Ο(ω,Κ) соответственно. Эти преобразования могут выполняться путем применения любого хорошо известного частотно-волновочисленного преобразования £-к, например, такого как преобразования Фурье.
Поле давления восходящих волн υ(ω,1<) и поле давления нисходящих волн ЭСтк) рассчитывались бы в области £-к с помощью уравнений
Затем поля восходящих и падающих волн υ(ω,1<) и Ο(ω„1<) из уравнений (4) и (5) соответственно можно использовать при дальнейшей обработке, такой как подавление кратных отражений от поверхности. В итоге результаты подвергаются обратному преобразованию из частотно-волновочисленной области в пространственно-временную область.
- 5 022531
Представлен пример, иллюстрирующий способ согласно настоящему изобретению. В этом примере используется расчет обратного коэффициента наклона
4чгде θ представляет собой угол выхода, известный также как угол падения или угол вступления. Этот коэффициент используется для масштабирования трасс скоростей частиц, позволяя выполнить точное разделение данных от двух типов приемников на восходящие и нисходящие компоненты волновых полей. Ожидается, что вычисление данного коэффициента с помощью волн, не содержащих зеркальных частот, и его последующее применение в пространственно-временной области в качестве способа настоящего изобретения обеспечит более качественный контроль волн с зеркальными частотами, чем обычно применяемое разделение в частотно-волновочисленной области.
Как описано выше, сигнал давления к(1,х) и сигнал вертикальной скорости частиц д(1.х) дополнительно корректируется, в случае необходимости, за разность импульсных характеристик датчика сигнала давления и датчика сигнала вертикальной скорости частиц. Эта коррекция за относительную разность передаточных функций измерительных устройств соответствует импульсным характеристикам измерительных устройств во временной области. В одном варианте осуществления эти коррекции могли бы корректировать амплитуду и фазу сигналов давления в соответствии с сигналами скорости частиц или, в альтернативном варианте осуществления, корректировать сигналы скорости частиц в соответствии с сигналами давления или, еще в одном альтернативном варианте осуществления, корректировать оба набора данных с приведением к общему базису. Коррекция за относительную разность импульсных характеристик измерительных устройств хорошо известна специалистам. В конечном счете масштабирование по амплитуде, равной акустическому импедансу в воде, предпочтительно применяется к сигналам скорости частиц для выполнения коррекции за относительную разность амплитуд давления и скорости частиц. Это также хорошо известно специалистам.
Сигнал вертикальной скорости частиц д(1,х) далее корректируется за невертикальные углы вступления отраженных сейсмических волн. Это масштабирование выполняется путем расчета обратного коэффициента наклона, соответствующего уравнению (6), но с использованием способа настоящего изобретения следующим образом. Обратный коэффициент наклона может быть получен с использованием либо записанных сигналов давления, либо сигналов вертикальной скорости частиц. Здесь эта процедура будет продемонстрирована с использованием сигнала давления к(1,х), хотя этот выбор сделан только для целей иллюстрации и не ограничивает настоящее изобретение. Сначала применяется фильтр нижних частот для удаления волн с пространственно-зеркальными частотами Н/Ох). Отфильтрованные сигналы преобразуются с переходом из пространственно-временной (1,х) области в частотно-волновочисленную (м.к) область, при этом генерируются преобразованные выборки Η/ωΤ). После этого сигналы масштабируются путем деления на косинус угла падения для получения Щ(м,к) следующим образом:
Н/ (й>,А)
ЯДа,А) = (7) где соз(0) соз{#) =
(8)
Здесь ν представляет скорость звука в воде, составляющую, как правило, 1500м/с, а |к| является абсолютной величиной углового волнового числа. Специально отфильтрованные, преобразованные (в частотно-волновочисленную область), а затем масштабированные (с помощью обратного коэффициента наклона) сигналы Н/мТ) в уравнении (7) соответствуют более общим масштабированным сигналам Н8(м,к), упомянутым выше в ходе обсуждения изобретения в связи с блок-схемой на фиг. 3.
Затем масштабированные сигналы Ηθ(ω,Κ) подвергаются обратному преобразованию с переходом из частотно-волновочисленной (м,к) области обратно в пространственно-временную (1,х) область, при этом генерируются обратно-преобразованные масштабированные сигналы к,(1,х). Эти обратнопреобразованные масштабированные сигналы к, (1,х) соответствуют более общим масштабированным сигналам к,(х,1), упомянутым выше в ходе обсуждения изобретения в связи с блок-схемой на фиг. 4.
Поскольку обратный коэффициент наклона является беззнаковой величиной, полезно рассчитать огибающую масштабированных отфильтрованных сигналов кй (1,х) и отфильтрованных сигналов к/к.х). Соотношение этих огибающих дает обратный коэффициент наклона как функцию времени и пространства
| 1 ет> | Л ('*)] |
| соз(0) еп\' | Л(0 |
(9)
Обратный коэффициент наклона в уравнении (9), полученный по сигналам с ограниченным частотным диапазоном, используется затем для масштабирования сигнала скорости частиц во всем диапазоне частот §(1,х), тем самым подавляя эффекты пространственного аляйсинга
- 6 022531
После этого скорректированный сигнал скорости частиц βθ,ίΐ.χ) можно при необходимости дополнительно корректировать за шум при буксировании сейсмической косы.
Поле давления восходящих волн и(1,х) рассчитывается по скорректированному сигналу давления Р(1,х) и скорректированному сигналу скорости частиц ди(1.х). В одном варианте осуществления поле давления восходящих волн и(1,х) рассчитывается с применением следующего уравнения:
(П) η(Ι<Χ) = Κί’Χ)-^(ί’χ),
Поле давления падающих волн ά(ΐ,χ) рассчитывается по скорректированному сигналу давления Р(1,х) и скорректированному сигналу скорости частиц ди(1.х). В одном варианте осуществления поле давления падающих волн ά(ΐ,χ) рассчитывается с применением следующего уравнения:
’ (12)
На фиг. 5-10 иллюстрируется способ согласно настоящему изобретению, показанный на примере обратного коэффициента наклона, который обсуждался выше в связи с уравнениями (6)-(12). На фиг. 5 представлен сейсмический разрез на примере сигналов давления 501. Сигнал давления 501 в сейсмическом разрезе представляет собой записанный гидрофоном сигнал, входящий в состав сигналов от двух типов приемников. Сигналы давления 501 отфильтрованы с помощью фильтра нижних частот в диапазоне 55-60 Гц для подавления волн с пространственно-зеркальных частотами. На фиг. 6 представлен сейсмический разрез расчетного обратного коэффициента наклона 601, как показано в уравнении (6).
На фиг. 7 представлен сейсмический разрез оценочного поля давления восходящих волн 701 без фильтра углов наклона. Обратный коэффициент наклона 601 на фиг. 6, рассчитанный с помощью БПФ, был применен к сигналам давления 501 на фиг. 5. На фиг. 8 представлен сейсмический разрез оценочного поля давления восходящих волн 801, отфильтрованного на этот раз по углам наклона в диапазоне 6070°. Применялся обратный коэффициент наклона, показанный на фиг. 6.
На фиг. 9 представлены спектры 901 сейсмического разреза, показанного на фиг. 7, а на фиг. 10 спектры 1001 сейсмического разреза, показанного на фиг. 8.
В другом варианте осуществления способ согласно настоящему изобретению может применяться для определения касательных местных осей синфазности. Использование касательных местных осей синфазности позволяет осуществлять процессы построения изображения среды в общей временной области, такие как нормальное приращение времени (НПВ), коррекция за наклон отражающей границы (ДМО), миграция до суммирования во временной области, без необходимости знать значения сейсмических скоростей; см., например, работу Роте1, 8., Уе1осйу-тбереибеи1 йте-боташ хейинс шадшд шшд 1оса1 еуеи! 81оре8, ОеорЬукюк, Уо1. 27, Νο. 3, (МауПиие 2007), р. 8139-8147.
Таким образом, настоящее изобретение может применяться для выполнения обработки, например разделения волновых полей без сейсмических артефактов, связанных с существующими частотноволновочисленными методами, но при более качественном контроле волн с зеркальными частотами и при затратах, аналогичных существующим частотно-волновочисленными методами.
Настоящее изобретение обсуждалось выше как способ только в целях иллюстрации, но оно может также быть реализовано в виде системы. Система в соответствии с настоящим изобретением предпочтительно реализуется посредством компьютеров, конкретно цифровых компьютеров, наряду с использованием традиционного оборудования для обработки данных. Такое оборудование для обработки данных, хорошо известное специалистам, будет состоять из любой подходящей комбинации или сети оборудования для компьютерной обработки, включая, без ограничений, аппаратное обеспечение (процессоры, устройства временного и постоянного хранения и любое иное оборудования для компьютерной обработки), программное обеспечение (операционные системы, прикладные программы, библиотеки программ математических расчетов и любое иное подходящее программное обеспечение), схемы соединений (электрические, оптические, беспроводные и другие) и периферийное оборудование (входные и выходные устройства, такие как клавиатуры, позиционирующие устройства и сканеры; устройства отображения, такие как мониторы и принтеры; машиночитаемые накопители, такие как ленты, диски, накопители на жестких дисках и любое иное подходящее оборудование).
В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде описанного выше способа, специально выполненного с помощью программируемого компьютера для выполнения этого способа. В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде компьютерной программы, хранящейся на машиночитаемом носителе, при этом логика программы позволяет задавать последовательность действий программируемого компьютера для выполнения описанного выше способа. В другом варианте осуществления настоящее изобретение может быть реализовано в виде машиночитаемого носителя с хранящейся на нем компьютерной программой, при этом логика программы позволяет задавать последовательность действий программируемого компьютера для выполнения описанного выше способа.
- 7 022531
Следует понимать, что изложенное выше представляет собой просто подробное описание конкретных вариантов осуществления настоящего изобретения и что многочисленные изменения, модификации и варианты осуществления, альтернативные изложенным, могут быть выполнены в соответствии с раскрытым здесь изобретением без выхода за его рамки. Однако предшествующее описание не ограничивает объем настоящего изобретения. Объем изобретения определяется только прилагаемой формулой изобретения и ее эквивалентами.
Claims (23)
1. Способ преобразования сейсмических сигналов, характерных для формаций геологической среды, в сейсмический атрибут, используемый для идентификации и получения характеристики формаций геологической среды, включающий следующие шаги:
использование фильтров в отношении сейсмических сигналов для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн, подверженных пространственному аляйсингу;
генерирование масштабированных сигналов, соответствующих результату умножения отфильтрованных сигналов в частотно-волновочисленной области, на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области; и формирование сейсмического атрибута, соответствующего результату деления масштабированных сигналов, преобразованных с переходом к пространственно-временной области, на отфильтрованные сигналы в пространственно-временной области.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что использование фильтров в отношении сейсмических сигналов включает следующие шаги:
получение сейсмических сигналов по сейсмическим разрезам;
использование фильтров в отношении сейсмических сигналов в пространственно-временной области для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн, подверженных пространственному аляйсингу; и выбор сейсмического атрибута.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что использование фильтров в отношении сейсмических сигналов включает использование фильтров нижних частот.
4. Способ по п.2, отличающийся тем, что сейсмический атрибут включает сейсмический атрибут, связанный с направлением распространения волн.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что генерирование масштабированных сигналов включает следующие шаги:
использование преобразования в отношении отфильтрованных сигналов для преобразования отфильтрованных сигналов с переходом из пространственно-временной области в частотноволновочисленную область, при этом генерируются преобразованные отфильтрованные сигналы;
определение указанной комплексной функции частоты и волнового числа, которая представляет сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области;
отбор выборки преобразованных отфильтрованных сигналов в частотно-волновочисленной области;
получение масштабированных сигналов с помощью умножения выборки преобразованных отфильтрованных сигналов на отобранную функцию частоты и волнового числа в частотноволновочисленной области и использование обратного преобразования в отношении масштабированных сигналов для обращения масштабированных сигналов из частотно-волновочисленной области обратно в пространственновременную область, при этом генерируются обратно преобразованные масштабированные сигналы.
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что использование преобразования в отношении отфильтрованных сигналов включает использование преобразования Фурье.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что использование обратного преобразования в отношении масштабированных сигналов включает использование обратного преобразования Фурье.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что формирование сейсмического атрибута включает следующие шаги:
рассчитывание огибающей для обратно преобразованных масштабированных сигналов; рассчитывание огибающей для отфильтрованных сигналов и формирование сейсмического атрибута с помощью деления огибающей для обратно преобразованных масштабированных сигналов на огибающую для отфильтрованных сигналов.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что деление масштабированных сигналов включает деление обратно-преобразованных масштабированных сигналов на отфильтрованные сигналы для формирования сейсмического атрибута.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что сейсмический атрибут используют при дальнейшей обработке сейсмических сигналов.
11. Способ преобразования сейсмических сигналов, характерных для формаций геологической сре- 8 022531 ды, в сейсмический атрибут, используемый для идентификации и получения характеристики формаций геологической среды, включающий использование программируемого компьютера для выполнения следующих операций:
использование фильтров в отношении сейсмических сигналов для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн, подверженных пространственному аляйсингу;
генерирование масштабированных сигналов, соответствующих результату умножения отфильтрованных сигналов в частотно-волновочисленной области, на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области и формирование сейсмического атрибута, соответствующего результату деления масштабированных сигналов, преобразованных с переходом к пространственно-временной области, на отфильтрованные сигналы в пространственно-временной области, причем генерирование масштабированных сигналов включает следующие шаги:
использование преобразования в отношении отфильтрованных сигналов для преобразования отфильтрованных сигналов с переходом из пространственно-временной области в частотноволновочисленную область, при этом генерируются преобразованные отфильтрованные сигналы;
отбор выборки преобразованных отфильтрованных сигналов в частотно-волновочисленной области;
получение масштабированных сигналов с помощью умножения выборки преобразованных отфильтрованных сигналов в частотно-волновочисленной области на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области; и использование обратного преобразования в отношении масштабированных сигналов для обращения масштабированных сигналов из частотно-волновочисленной области обратно в пространственновременную область, при этом генерируются обратно преобразованные масштабированные сигналы.
12. Способ по п.11, отличающийся тем, что использование преобразования в отношении отфильтрованных сигналов включает использование преобразования Фурье.
13. Способ по п.11, отличающийся тем, что использование обратного преобразования в отношении масштабированных сигналов включает использование обратного преобразования Фурье.
14. Машиночитаемый носитель с записанной компьютерной программой, при этом логика программы обеспечивает выполнение программируемым компьютером следующих операций:
использование фильтров в отношении сейсмических сигналов для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн, подверженных пространственному аляйсингу;
генерирование масштабированных сигналов, соответствующих результату умножения отфильтрованных сигналов в частотно-волновочисленной области, на комплексную функцию частоты и волнового числа, представляющую сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области; и формирование сейсмического атрибута, соответствующего результату деления масштабированных сигналов, преобразованных с переходом к пространственно-временной области, на отфильтрованные сигналы в пространственно-временной области.
15. Носитель по п.14, отличающийся тем, что использование фильтров в отношении сейсмических сигналов включает следующие операции:
получение сейсмических сигналов по сейсмическим разрезам;
использование фильтров в отношении сейсмических сигналов в пространственно-временной области для генерации отфильтрованных сигналов с подавлением волн, подверженных пространственному аляйсингу; и выбор сейсмического атрибута.
16. Носитель по п.15, отличающийся тем, что использование фильтров в отношении сейсмических сигналов включает использование фильтров нижних частот.
17. Носитель по п.15, отличающийся тем, что сейсмический атрибут включает сейсмический атрибут, связанный с направлением распространения волн.
18. Носитель по п.14, отличающийся тем, что генерирование масштабированных сигналов включает следующие операции:
использование преобразования в отношении отфильтрованных сигналов для преобразования отфильтрованных сигналов с переходом из пространственно-временной области в частотноволновочисленную область, при этом генерируются преобразованные отфильтрованные сигналы;
определение указанной комплексной функции частоты и волнового числа, которая представляет сейсмический атрибут в частотно-волновочисленной области;
отбор выборки преобразованных отфильтрованных сигналов в частотно-волновочисленной области;
получение масштабированных сигналов с помощью умножения выборки преобразованных отфильтрованных сигналов на отобранную функцию частоты и волнового числа в частотноволновочисленной области и использование обратного преобразования в отношении масштабированных сигналов для обращения масштабированных сигналов из частотно-волновочисленной области обратно в пространственно- 9 022531 временную область, при этом генерируются обратно преобразованные масштабированные сигналы.
19. Носитель по п.18, отличающийся тем, что использование преобразования в отношении отфильтрованных сигналов включает использование преобразования Фурье.
20. Носитель по п.18, отличающийся тем, что использование обратного преобразования в отношении масштабированных сигналов включает использование обратного преобразования Фурье.
21. Носитель по п.14, отличающийся тем, что формирование сейсмического атрибута включает следующие операции:
расчет огибающей для обратно-преобразованных масштабированных сигналов; расчет огибающей для отфильтрованных сигналов и формирование сейсмического атрибута с помощью деления огибающей для обратнопреобразованных масштабированных сигналов на огибающую для отфильтрованных сигналов.
22. Носитель по п.14, отличающийся тем, что деление масштабированных сигналов включает деление обратно-преобразованных масштабированных сигналов на отфильтрованные сигналы для формирования сейсмического атрибута.
23. Носитель по п.14, отличающийся тем, что сейсмический атрибут используется при дальнейшей обработке сейсмических сигналов.
Фиг. 1
Фиг. 2
- 10 022531
Фиг. 3
Фиг. 4
- 11 022531
Фиг. 5
Фиг. 6
- 12 022531
Канал №
11700 11800 11900 12000 12100 12200 12300
Фиг. 7
Канал №
11700 11800 11900 12000 12100 12200 12300
Фиг. 8
- 13 022531 к (11т)
0.04 -0.02 0 002
Фиг. 9 к(1/м)
Фиг. 10
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/387,769 US8239135B2 (en) | 2009-05-07 | 2009-05-07 | Method for calculation of seismic attributes from seismic signals |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201000590A1 EA201000590A1 (ru) | 2010-12-30 |
| EA022531B1 true EA022531B1 (ru) | 2016-01-29 |
Family
ID=42584908
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201000590A EA022531B1 (ru) | 2009-05-07 | 2010-05-05 | Способ определения сейсмического атрибута по сейсмическим сигналам |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8239135B2 (ru) |
| EP (1) | EP2249182B1 (ru) |
| CN (1) | CN101881836B (ru) |
| AT (1) | ATE549646T1 (ru) |
| AU (1) | AU2010201504B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI1001377B1 (ru) |
| DK (1) | DK2249182T3 (ru) |
| EA (1) | EA022531B1 (ru) |
| EG (1) | EG26389A (ru) |
| IN (1) | IN2010KO00424A (ru) |
| MX (1) | MX2010005019A (ru) |
| MY (1) | MY152418A (ru) |
| SG (1) | SG166066A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661489C1 (ru) * | 2017-09-06 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов |
Families Citing this family (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8174926B2 (en) * | 2009-01-20 | 2012-05-08 | Pgs Geophysical As | Method for wavefield separation for dual-sensor data using kirchhoff-type datuming and migration |
| AU2011248987B2 (en) | 2010-05-07 | 2014-10-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic signal processing method with Gaussian slowness-period packets |
| US8619498B2 (en) * | 2010-09-24 | 2013-12-31 | CGGVeritas Services (U.S.) Inc. | Device and method for calculating 3D angle gathers from reverse time migration |
| CN102323616B (zh) * | 2011-06-08 | 2013-03-13 | 浙江大学 | 提高灰岩出露区地震数据分辨率的分频匹配方法 |
| CN102998699B (zh) * | 2011-09-08 | 2015-09-23 | 中国石油天然气集团公司 | 一种含有套管谐波的垂直地震剖面资料层速度反演方法 |
| US9448315B2 (en) * | 2011-12-27 | 2016-09-20 | Cgg Services Sa | Device and method for denoising ocean bottom data |
| US9411062B2 (en) | 2012-02-07 | 2016-08-09 | Pgs Geophysical As | Method and system for determining source signatures after source ghost removal |
| RU2517780C2 (ru) * | 2012-06-18 | 2014-05-27 | Российская Федерация в лице Министерства промышленности и торговли Российской Федерации | Способ поиска углеводородов на шельфе северных морей |
| GB2503507B (en) * | 2012-06-29 | 2015-04-15 | Foster Findlay Ass Ltd | Adaptive fault tracking |
| US9322944B2 (en) | 2013-03-15 | 2016-04-26 | Pgs Geophysical As | Wavefield regularization by 3-D wavefield decomposition for geophysical data |
| CN104570083B (zh) * | 2013-10-29 | 2017-06-06 | 中国石油天然气集团公司 | 基于多维地震属性的地质体自动识别方法 |
| SG11201900211SA (en) * | 2016-07-12 | 2019-02-27 | Bp Exploration Operating Co Ltd | System and method for seismic sensor response correction |
| US10732311B2 (en) | 2016-10-19 | 2020-08-04 | Pgs Geophysical As | Method for adjusting attributes of marine seismic survey data |
| CN112615626B (zh) * | 2020-12-16 | 2022-07-01 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | Das海量数据频率波数域数据压缩存储方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5828570A (en) * | 1995-09-29 | 1998-10-27 | Western Atlas International, Inc. | Unconstrained 2-D transformation filter |
| RU97108599A (ru) * | 1995-10-06 | 1999-05-27 | Амоко Корпорейшн | Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых |
| US20060133206A1 (en) * | 2004-10-11 | 2006-06-22 | Landmark Graphics Corporation | Fault filter for seismic discontinuity data |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4882713A (en) * | 1988-09-06 | 1989-11-21 | Exxon Production Research Company | Method for noise suppression in the stacking of seismic traces |
| RU2187130C2 (ru) | 1995-10-06 | 2002-08-10 | Корэ Лэбораторис Глобал Н.В. | Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых |
| US5850622A (en) | 1996-11-08 | 1998-12-15 | Amoco Corporation | Time-frequency processing and analysis of seismic data using very short-time fourier transforms |
| US6021379A (en) * | 1997-07-29 | 2000-02-01 | Exxon Production Research Company | Method for reconstructing seismic wavefields |
| US6594585B1 (en) * | 1999-06-17 | 2003-07-15 | Bp Corporation North America, Inc. | Method of frequency domain seismic attribute generation |
| US6625543B1 (en) * | 2002-09-05 | 2003-09-23 | 3Dgeo Development, Inc. | Output based azimuth moveout re-gridding of seismic data |
| US7124044B2 (en) * | 2003-07-28 | 2006-10-17 | Alan Witten | Method for reconstructing complex wave attributes from limited view measurements |
| 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 |
| US7184366B1 (en) * | 2005-12-21 | 2007-02-27 | Pgs Geophysical As | Short seismic streamer stretch section with adjustable spring force |
| US7616524B1 (en) * | 2006-08-25 | 2009-11-10 | The University Of Tulsa | Wavelet based intercept attribute for seismic exploration |
| US7505361B2 (en) * | 2007-04-11 | 2009-03-17 | Pgs Geophysical As | Method for prediction of surface related multiples from marine towed dual sensor seismic streamer data |
| US7646672B2 (en) * | 2008-01-18 | 2010-01-12 | Pgs Geophysical As | Method for wavefield separation in 3D dual sensor towed streamer data with aliased energy in cross-streamer direction |
| US7751277B2 (en) | 2008-03-17 | 2010-07-06 | Pgs Geophysical As | Method for interpolating seismic data by anti-alias, anti-leakage Fourier transform |
-
2009
- 2009-05-07 US US12/387,769 patent/US8239135B2/en active Active
-
2010
- 2010-04-12 SG SG201002566-6A patent/SG166066A1/en unknown
- 2010-04-15 AU AU2010201504A patent/AU2010201504B2/en active Active
- 2010-04-16 IN IN424KO2010 patent/IN2010KO00424A/en unknown
- 2010-04-26 EG EG2010040671A patent/EG26389A/en active
- 2010-04-29 MY MYPI2010001922 patent/MY152418A/en unknown
- 2010-05-05 EA EA201000590A patent/EA022531B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-05-06 AT AT10162108T patent/ATE549646T1/de active
- 2010-05-06 MX MX2010005019A patent/MX2010005019A/es active IP Right Grant
- 2010-05-06 EP EP10162108A patent/EP2249182B1/en active Active
- 2010-05-06 DK DK10162108.4T patent/DK2249182T3/da active
- 2010-05-07 CN CN201010173732.2A patent/CN101881836B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2010-05-07 BR BRPI1001377A patent/BRPI1001377B1/pt active IP Right Grant
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5828570A (en) * | 1995-09-29 | 1998-10-27 | Western Atlas International, Inc. | Unconstrained 2-D transformation filter |
| RU97108599A (ru) * | 1995-10-06 | 1999-05-27 | Амоко Корпорейшн | Способ и устройство для обработки сейсмического сигнала и проведения разведки полезных ископаемых |
| US20060133206A1 (en) * | 2004-10-11 | 2006-06-22 | Landmark Graphics Corporation | Fault filter for seismic discontinuity data |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661489C1 (ru) * | 2017-09-06 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201000590A1 (ru) | 2010-12-30 |
| US20100286920A1 (en) | 2010-11-11 |
| US8239135B2 (en) | 2012-08-07 |
| SG166066A1 (en) | 2010-11-29 |
| DK2249182T3 (da) | 2012-05-07 |
| AU2010201504B2 (en) | 2016-04-14 |
| BRPI1001377A2 (pt) | 2011-07-26 |
| EG26389A (en) | 2013-09-25 |
| IN2010KO00424A (ru) | 2015-08-28 |
| BRPI1001377B1 (pt) | 2020-01-14 |
| EP2249182A1 (en) | 2010-11-10 |
| AU2010201504A1 (en) | 2010-11-25 |
| ATE549646T1 (de) | 2012-03-15 |
| CN101881836B (zh) | 2015-08-26 |
| EP2249182B1 (en) | 2012-03-14 |
| CN101881836A (zh) | 2010-11-10 |
| MX2010005019A (es) | 2010-11-11 |
| MY152418A (en) | 2014-09-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8902699B2 (en) | Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers | |
| EA022531B1 (ru) | Способ определения сейсмического атрибута по сейсмическим сигналам | |
| US7751277B2 (en) | Method for interpolating seismic data by anti-alias, anti-leakage Fourier transform | |
| CA2658307C (en) | Method for deghosting marine seismic streamer data with irregular receiver positions | |
| AU2013200471B2 (en) | Method and system for determining source signatures after source ghost removal | |
| AU2011202722B8 (en) | Method for wave decomposition using multi-component motion sensors | |
| US7646672B2 (en) | Method for wavefield separation in 3D dual sensor towed streamer data with aliased energy in cross-streamer direction | |
| EA022172B1 (ru) | Способ ослабления низкочастотных помех в данных морской сейсмической косы с двумя типами датчиков | |
| EP2491430A2 (en) | Methods to process seismic data contaminated by coherent energy radiated from more than one source | |
| EP2299296B1 (en) | Method for Combining Signals of Pressure and Particle Motion Sensors in Marine Seismic Streamers | |
| EP2669712B1 (en) | Method for processing dual-sensor streamer data with anti-alias protection |
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 |