NO177025B - Fremgangsmåte for stakking av tredimensjonale seismiske data - Google Patents
Fremgangsmåte for stakking av tredimensjonale seismiske data Download PDFInfo
- Publication number
- NO177025B NO177025B NO885077A NO885077A NO177025B NO 177025 B NO177025 B NO 177025B NO 885077 A NO885077 A NO 885077A NO 885077 A NO885077 A NO 885077A NO 177025 B NO177025 B NO 177025B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- trace
- distance
- time
- receiver
- source
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 28
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 7
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 11
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 8
- 230000006870 function Effects 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 7
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 4
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 3
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000013144 data compression Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 2
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 2
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 description 2
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 2
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- JLQUFIHWVLZVTJ-UHFFFAOYSA-N carbosulfan Chemical compound CCCCN(CCCC)SN(C)C(=O)OC1=CC=CC2=C1OC(C)(C)C2 JLQUFIHWVLZVTJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004141 dimensional analysis Methods 0.000 description 1
- 238000007598 dipping method Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 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
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/362—Effecting static or dynamic corrections; Stacking
-
- 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
- G01V1/301—Analysis for determining seismic cross-sections or geostructures
-
- 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
- G01V2210/52—Move-out correction
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)
- Information Retrieval, Db Structures And Fs Structures Therefor (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår en forbedret fremgangsmåte for å omforme et sett romlig fordelte seismiske spor eller traser med en forskyvning (offset) forskjellig fra null, til et nytt sett med helningsangivende, ikke-migrerte, seismiske traser med null sideforskyvning, slik at trasene representerer en tre-dimensjona1 fremstilling av en volum-del av jordskorpen.
Stakking med felles midtpunkt (CMP), noen ganger også referert til som felles dybdepunkt eller felles refleksjonspunkt (henholdsvis forkortet CDP eller CRP), er tidligere velkjent. Se f. eks. US patenter 3217828 og 2732906 som det her refereres til for å forklare teknikkens stand. Patent nr. 3217828 viser todimensjonal data-prosessering hvor hellende jordlag projiseres inn mot et todimensjoalt plan vinkelrett på jordoverflaten langs en tilordnet profil-linje.
Jorden er tre-dimensjonal. Egenskapene til formasjoner som inngår i en volum-del av jorden er av interesse for å kartlegge de tre-dimensjonale strukturer som sannsynligvis inneholder verdifulle mineralressurser. I en to-dimensjonal fremstilling blir bare helningskomponenten som er parallell med aksen som undersøkelsen forløper langs, kartlagt. Hel-ningskomponenter for lagdelinger ikke faller innenfor det aktuelle to-dimensjonale plan, blir feilaktig gjengitt.
Begrensningene ved konvensjonelle to-dimensjonale bereg-ninger er av tre typer: For det første vil det sanne refleksjonspunktet, for en hellende reflektor, ved en refleksjon med en forskyvning forskjellig fra null, ligge ovenfor midtpunktet mellom en seismisk kilde og en mottaker for seismiske signaler. Når data fra ulike avstander blir stakket, vil utflyting av refleksjonspunktet forekomme.
For det andre er stakkehastighetene helningsavhengige og derfor vil, når forekomster med ulike helninger krysser et prosessert seismisk snitt, ingen enkelt hastighetsfunksjon på egnet måte kunne sidestille de ulike forekomster ved CMP registrering på dette stedet. Denne situasjonen forårsaker at konvensjonell stakking feilstakker de forekomster for hvilke den valgte hastighet var uegnet.
For det tredje er stakkehastighetene azimutavhengige. Det vil si at stakkehastighetene avhenger av orienteringen til retningen av den maksimale helning med henblikk på verti-kalplanet, mellom den seismiske kilde og mottakeren.
Fordi en to-dimensjonal representasjon er knyttet til enkle profillinjer, blir tre-dimensjonal representasjon av detaljene i et volum av jorden, basert på to-dimensjonale målinger, av og til noe forvrengt.
Tre-dimensjonal dekning av et areal, har ofte form av et gitter av seismiske linjer som hovedsakelig består av to sett med linjer som er ortogonalt plassert i forhold til hver-andre. Hver linje innbefatter flere seismiske signalmottakere som er spredd mellom flere seismiske kilder som er plassert ved ønskede steder innenfor gitteret. Gitteret kan imidlertid være rektangulært, sirkulært, hexagonalt, stjerneformet eller kan ha en annen vilkårlig geometrisk og ønsket form. Gitteret med kilder og mottakere blir vanligvis anbragt horisontalt over jordoverflaten, men rent teoretisk er det ingen grunn til at vertikale grupper skulle utelates. Med egnet til-pasning av utstyret, kan tre-dimensjonale løsninger utføres på land eller sjø.
Innen en praktisk radius på ca. tre-fire km, vil av-fyring av én vilkårlig av kildene påvirke en hel rekke av seismiske sensorer eller mottakere over et stort område. Følgelig kan et vilkårlig kilde/mottaker-par, eller en kombinasjon av slike par langs en ønsket, vilkårlig azimutlinje mellom dem, bli betegnet som en "profil-linje".
Området som undersøkes kan inndeles i celler med egnet geometrisk form, slik som et rektangel. Dimensjoneringscellen avhenger av den høyeste oppløsning som ønskes, men dimensjoner som 25 x 50 m eller mindre, er ikke uvanlig. Ved prosesseringen av et vilkårlig gitt kilde/mottaker par, kan det være utpekt et midtpunkt, og dette midtpunktet er tildelt en passende celle for kartlegging og andre formål.
US patentene nr. 4241429, 4330873 og 4403312 er typiske for tidligere kjente tre-dimensjonale seismiske undersøk-elses- grupper. F. K. Levin diskuterer i "Apparent Velocity from Dipping Interface Ref leet ions,11 utgitt i Geophysics 1971, på sidene 510 -516, avhengigheten mellom den midlere hastighet og helnings- og azimutverdier.
Vanligvis har ikke geofysikeren noen tidligere kjennskap til den lokale helning eller azimut for en profillinje med henblikk på retningen for maksimal helning. Det er derfor alltid et problem å velge ut den egnede migreringshastighets-funksjon for helnings-migrering. Likevel er dette problemet av hovedinteresse når bratte helninger, vesentlig større enn omkring 10°, foreligger. Som Levin pekte på, og som det vil bli diskutert senere, vil dataene bli utflytende, dersom migreringshastigheten ikke korrigeres for både helning og azimut når refleksjonspunkt-data utledet fra forskjellinge forskyvning- og azimutverdier stakkes.
Den mest direkte metoden for å overvinne refleksjonspunkt-utflytning, er å utføre migrering før stakking. Denne teknikken omformer forskyvningdata som er forskjellig fra null, direkte til det endelige, migrerte bilde, uten noen restriksjoner for helning, avstand eller azimut. Full migrering før stakking er imidlertid en svært kostbar prosess rent beregningsmessig, fordi man for en tre-dimensjonal fremstilling må prosessere så mange som 2 til 10 millioner traser som hvert omfatter 1500 til 2000 sampler og de må prosesseres individuelt. Videre må migreringshastighetsfeltet være kjent med svært god nøyaktighet før pre-stakket migrering blir mulig. Dette kravet innebærer kostbare tilleggsanalyser av hastigheten. Det er derfor klart at den mulighet for datakompresjon som tilbys ved stakking før migrering, er svært ønskelig.
Et attraktivt alternativ til full migrering før stakking i to-dimensjonal anvendelse, er å benytte pre-stakking med delvis migrering, også kjent som "helnings-tidsforsinkelse-korreksjon" (Dip Moveout Correction (DMO)). En slik løsning er omtalt i Sheriff & Geldart, Exploration seismology, Volume 1, Cambridge University Press 1982. Denne prosessen tar fatt på den relativt sett moderate oppgaven med å omforme endelige forskyvningsdata hvori det er foretatt en konvensjonell korreksjon av normal-tidsforsinkelse (normal moveout correction) (NMO), utført under anvendelse av migreringshastigheter, til data for null forskyvning. DMO fjerner virkningen fra refleksjonspunktutflytning og muliggjør koherent stakking av forekomster, uavhengig av helning- eller azimutverdien. Deretter kan det stakkes og migreres på konvensjonell måte, men med en betydelig grad av datakompresjon. En ytterligere fordel er at DMO er en relativt liten korreksjon som tenderer mot å være ufølsom overfor feil i den estimerte hastighet som benyttes for NMO-korreksjon.
Hale foreslo en DMO-algoritme for to-dimensjonal data reduksjon i sin doktoravhandling "Dip Moveout by Fourier Transform" ved Deparment of Geophysics, Standford University, May 1983. På sidene 67 - 71 foreslår han å utvide sin to-dimensjonale analyse til tre dimensjoner, men kommer ikke fram til en beregningsmessig praktisk analytisk løsning.
En vesentlig ulempe med Hale-transformasjonen i det tre-dimensjonale tilfellet, er at den ikke kan omformuleres direkte som en Fourier-transformasjon. Hans metode krever også en like stor beregningsmessig innsats som ved en diskret transformasjon som er mer enn ved en "Fast-Fourier-transfor-mas jon". I hans prosess blir beregningsmengden den samme for alle forskyvningsverdier (bortsett fra null) og for alle gangtider, mens det er kjent at DMO-operatoren har liten virkning for små forskyvningverdier og økende gangtider. Hale-transformasjonen kan ikke utnytte denne egenskapen.
Et umedgjørlig problem ved tre-dimensjonal prosessering er at kilde/mottaker-avstander heller blir en vektor enn en skalar størrelse slik som den inngår i et to-dimensjonalt system. Dessuten blir data fordelt over en ellipse-overflate istedenfor langs en linje. I en typisk tre-dimensjonal fremstilling hvor størrelsen på forskyvningsverdiene og azimutverdiene kan variere drastisk, kan antallet separate forskyvningsverdier som må prosesseres under bruk av konvensjonelle tilnærminger, nærme seg antall traser i undersøkelsen.
Formålet med denne oppfinnelsen er å tilveiebringe en effektiv og beregningsmessig gunstig data-assistert imple-mentering av en fremgangsmåte for å omforme et sett av flate-fordelte, seismiske, felttraser til en ny, tre-dimensjoal fremstilling med god oppløsning, av et volum av jordskorpen, under nærvær av hellende lag, langs forskyvninger med varier-ende azimutverdier.
Dette oppnås ved en fremgangsmåte ifølge nedenfor frem-satte patentkrav.
I henhold til et aspekt ved foreliggende oppfinnelse blir flere seismiske traser generert ved flere seismiske signalmottakere som blir påvirket fra flere seismiske kilder anbragt i flate- eller områdegrupperinger i en region som skal undersøkes. En linje blir etablert mellom en valgt kilde og en mottaker, og langs denne linjen blir det definert flere celler, m,-. Den seismiske trasen som utledes fra den valgte mottaker, blir korrigert for normal forskyvning (NMO), og blir veiet inverst i forhold til avstanden mellom et midtpunkt m0 og den respektive celle Ta-, og proprosjonalt med kvadratroten til den seismiske trase-tiden, for å danne et sett aweiede traser. Trasene blir forandret ved å benytte en NMO eller tidsforskyvnings-koeffisient. De forandrede trasene blir stakket inn i de tilsvarende cellene ra.. Denne prosessen gjentas for alle kilde/mottaker-steder av interesse. De stakkede trasene fra alle cellene kan fremvises som en null-forskjøvet, ikke-migrert, tre-dimensjonal, strukturell representasjon av et volum av jordskorpen.
Formålene og fremgangsmåtene ifølge denne oppfinnelsen vil lettere forstås ved henvisning til tegningene hvor: Figur 1 viser strålingsveiene som er tilforordnet en akus-tisk kilde og en mottaker under nærvær av et ikke-hellende jordlag,
figur 2 viser virkningene av et utflytende refleksjonspunkt
ved måling av et hellende jordlag,
figur 3 viser et eksempel på en gruppering av seismiske
kilder og mottakere,
figur 4 viser et isometrisk riss av et volum av jorden og illustrerer betydningen av ulike benyttede symbol-er,
figur 5 viser en serie med flate, syntetiske refleksjoner
fra hellende, seismiske forekomster,
figur 6 viser den samme rekken med syntetiske refleksjoner som i figur 5, men her etter anvendelse av en anti-aliasing-algoritme (for å fjerne falske refleksjoner) , og
figur 7 viser et flytskjema for en dataimplementering av fremgangsmåten i henhold til denne oppfinnelsen.
Det antas at en fagmann som kjenner denne teknikken er tilstrekkelig kjent med de ovennevnte US-patentene nr. 3217828 og 2732906, samt med de øvrige nevnte referanser, slik at en detaljert diskusjon av konvensjonell CMP-profil-er ing er unødvendig her.
Flere av de etterfølgende avsnitt er hovedsakelig for-klarende i sin natur. Med henvisning til figur 1, vil visse størrelser som vil bli diskutert senere, bli definert.
En del av jordoverflaten er vist ved 10. En lydkilde S kan ligge i avstand fra en mottaker R med en avstand lik 2k og med et midtpunkt ved m0. Et bølgefelt som genereres ved S, kan vandre langs strålebanen 12 til et ref leks jonspunkt 14 på reflektoren 16, og blir reflektert tilbake langs strålebanen 18 til mottakeren R. Amplituden til bølgefeltet som en funksjon av tiden, f(t), kan nedtegnes på en tidsskala, og denne registreringen kalles heretter for en trase. Seismiske data blir generelt kvantetisert som digitale sampler. I prosessen som heretter skal diskuteres, kan hvert sampel av en seismisk trase bli behandlet individuelt. For enkelhets skyld vil anvendelse av det kollektive uttrykket "seismisk trase" i forbindelse med en prosess, bety at hvert enkelt datasampel av den aktuelle trasen blir utsatt for den aktuelle prosess.
På grunn av avstanden 2k blir gangtiden t for et spesi-elt bølgemønster langs veien S-14-R større enn gangtiden tn for et bølgemønster eller -tog som kunne ha gått langs den direkte veien m0-14-m0. Denne tidsdifferansen betegnes som normal-forskyvning (normal moveout (NMO)). Verdien av f(t) kan korrigeres for NMO ved likningen:
hvor V representerer rms(root mean square)-hastigheten i mediet som bølgemønsteret forplanter seg gjennom. Likningen ovenfor er nøyaktig for reflektorhelninger med komponenter på omkring 10° eller mindre. Det skal bemerkes at for trivielle helninger og null forskyvning, vil refleksjonspunktene for f(tn), slik som 14, ligge langs en halvsirkel slik som 19, sentrert omkring m0. Bølgemønsterets amplitude varierer det
inverse kvadrat av avstanden på grunn av geometrisk spredning.
Når en vesentlig helning foreligger, blir ikke lenger den enkle formuleringen i likning (1) gyldig. Det vises nå til figur 2. Her kan et bølgemønster forplante seg fra S langs strålebanen 20 til refleksjonspunktet 22 på en hellende reflektor 24 og deretter til R langs banen 26, idet R be-finner seg ved avstanden 2k fra S. Refleksjonspunktene for en endelig forskyvning vil ikke lenger ligge langs en halvsirkel, som for baner med null forskyvning; de ligger i steden langs en ellipse med sine brennpunkter ved S og R. På samme måte ligger det sanne refleksjonspunktet 22 for strålebanen for en endelig forskyvning, ovenfor refleksjonspunktet 30 for null forskyvning. Gangtiden for en endelig forskyvning og korrigert for NMO resultatene resulterer i f(tn) ved punkt 30, projisert langs en perpendikulær akse til m^, noe som i realiteten er det umigrerte dybdepunktet for en gangvei med null forskyvning. Det sanne, migrerte dybdepunktet f(t0) ved 22 ligger under m,- som er adskilt fra xcij med avstanden A x/cos <p. Følgelig vil dataene bli utflytende hvis man forsøker å stakke trasesampler med samme midtpunkt, men med ulike forskyvningverdier. Hvis man på forhånd hadde kjennskap til den lokale helning, kunne man benytte NMO ved å bruke en helningsavhengig hastighet, men av grunner som forklares nedenfor, blir denne justeringen vanligvis ikke mulig, og selv om den var mulig ville den være korrekt bare for den ene helningsverdien.
Våre innledende bemerkninger gjaldt for to-dimensjonal geometri langs et plan parallelt med retningen til helningen. Vår oppgave er imidlertid å skape et bilde av et tre-dimensjonalt volum av jordskorpen.
Figur 3 viser et planriss av en gruppering (array) 34 med mottakere (vist som sirkler) anbragt i ett av mange mulige mønstre ved eller nær jordoverflaten. Grupperingen det gjelder er anvendbar for mange landbaserte eller marine arbeidsrutiner.
For denne diskusjonen, men bare her, antas at fram-driftsretningen langs en profillinje går fra vest til øst, slik som langs linjen 36, parallelt med fallretningen som vist ved helningsretnings-symbolet 38, med en helningsvinkel
<p. En kilde S, ved utgangsposisjonen, vist av den omvendte trekanten 40, avfyres for å generere seismiske, tidsskalerte traser for hver mottaker i gruppen innenfor rekkevidden til kilden S. Kilden blir deretter flyttet til en ny posisjon, slik som mottakerposisjon Ru hvor kilden påny blir avfyrt. Undersøkelsen skrider fram mens kilden beveges langs profil-linjen 36, og deretter fram og tilbake langs hver rekke med mottakere. Rekkene med mottakere kan være anbragt langs nord/syd retningen som vist. Hver gang en kilde blir avfyrt, blir en ny seismisk trase generert ved hver mottaker i gruppen. Datasettet som mottas av hver mottaker, kan bli tildelt en celle slik som 42 som er tilordnet mottakerene. Ved senere dataprosessering kan de respektive cellene tilsvare egnede steder i en datahukommelse eller i et disk-lager hvori de seismiske trasene kan lagres i form av digitale sampler.
Langs en vilkårlig linje slik som 36, kan et to-dimensjonalt bilde av et snitt av jorden genereres som beskrevet under henvisning til figur 2. Innfallende strålingspunkter for forskyvningverdier som ikke er null, ligger langs en ellipse. For en vilkårlig linje 44 som danner en vilkårlig vinkel (azimut) med retningen for maksimal helning i en tre-dimensjonal gruppering, ligger de innfallende strålingspunkter på overflaten til en ellipsoide hvis hovedakser ligger langs azimutvinkelen e. Skalare størrelser i en todimensjonal projeksjon blir vektorer i tre-dimensjonal fremstilling. Levin, som det tidligere er referert til, viser at forholdet mellom en helningsavhengig hastighet Vd og den midlere hastighet V, gis av uttrykket:
For store helninger og små azimutverdier, blir dette forholdet svært stort. Dermed blir stakkehastigheten ved en tre-dimensjonal prosessering både helnings- og azimutavheng-ig. Vi kjenner vanligvis ikke verdien for det lokale strøk og fall av denne selv om vi kan ha kjennskap til regional hel-ningsverdi for hele det aktuelle området betraktet som en enhet. Derfor kjenner vi ikke den korrekte stakkehastigheten. Formålet med denne oppfinnelsen er å fremskaffe en fremgangsmåte for dataprosessering som er uavhengig av helnings- og azimutverdiene, og dermed reduserer avhengigheten av en nøyaktig kjennskap til hastighetsfunksjonen.
Det vises nå til figur 4. Her er jordoverflaten vist med x-y-koordinater. Figur 4 er et ekspandert, isometrisk riss av den delen av grupperingen 34 som omfatter S, R,, R2, og R-. Linjen 44 danner en azimutvinkel på 9 i forhold til retningen for den maksimale helning. En del av en reflekterende grense-flate 46 er vist under overflaten med et fall på <p som i figurene 2 og 3. Under linjesegmentet 48 projisert vertikalt fra linjen 44 har reflektoren 46 en helningskomponent S.
Kilden S, med koordinatene (Xs, Ys) er sideforskjøvet fra mottakeren R. med koordinatene (XR, YR) , med en avstand L = 2K og har et midtpunkt m0. Kilden S genererer et bølgefelt f(t) som blir reflektert fra den hellende grenseflaten 46 og mottas av mottakeren R{. Vi definerer nå et vertikalt plan pf langs linjen 44, vinkelrett på overflaten og med endekoord-inatene (Xs, Ys) , (XR YR) . Vi velger nå en avstand iDf og definerer punkter m,- på linjen 44 slik at:
Flere punkter m,- kan genereres slik at den løpende indeks, i, der -n < i < n og nDf < k. Betegnelsene m,. angir sentrene til cellene slik som 42 på figur 3, eller mindre underdeler av slike celler. Dimensjonene til cellene avhenger av den tilgjengelige oppløsning fra den tre-dimensjonale gruppering og den oppløsning som er ønskelig for den endelige tre-dimens jonale fremvisningen av data.
Som et første trinn anvender vi NMO på f(t) for å finne f(tn). For dette trinnet blir NMO-korreksjonen basert på den midlere rms-hastighet. Det neste trinnet blir å definere en størrelse Ci for hver "i", -n < i < n, slik at:
Dernest beregnes en vektkoeffisient w for amplituden, hvor:
hvor s er lik tn(2/F) for hver NMO-korrigerte tid tn, mens F er den dominerende frekvensen. Siden tn er den NMO-korrigerte tiden blir s, og dermed w;, en funksjon av tn. På samme måte kunne s og w{ vært gjort avhengig av frekvensen, men oppfinneren har funnet at det gir tilstrekkelig godt resultat i denne sammenheng å benytte den dominerende frekvensen F.
Vektfunksjonen er asymptotisk korrekt når avstanden og tiden enten nærmer seg null eller uendelig. Den oppviser en liknende oppførsel som vektfunksjonen w som er omtalt i US-patent nr. 4.742.497 som denne søknad er en "continuation" av, i den regionen hvor w var akseptabel. Analytiske resultater spår god overensstemmelse med f-k DMO-operatoren for alle verdier av tid, forskyvning og trase-avstand. Empiriske resultater bekrefter dette.
Dernest blir de veiede trasene fu(tn) , definisjonsmessig lik wif(tn), forandret for den respektive ittj ved anvendelse av en (moveout) f orskyvnings-koef f isient C,- som er en funksjon av forholdet mellom m0 og den respektive m,-, og halvparten av forskyvningsavstanden (k) , ifølge uttrykket:
og resultatet stakkes i de seismiske trasene som rommes i cellene som er sentrert ved hver m,- i planet pf. De stakkede (summerte) størrelsene tilsvarer et eksperiment med null forskyvning i et tre-dimensjonalt rom.
Karakteristikkene for tidsforsinkelse-koeffisienten c,-er av interesse. Når iDf er null, ' dvs. når m, 1 = m 0' . C1- er lik 1 og f(t0)=f(tn), så vil den NMO-korrigerte to-veis gangtid migrere fra m0 til irij. Når iDf nærmer seg k, vil C nærme seg null og f(t0) vil nærme seg null. Resultatet er selvsagt ikke plausibelt. Følgelig vil, når iDf nærmer seg k, slutttidene for den reflekterte innfallspunkt-ellipse bli modifisert slik at tidsgradienten blir begrenset i forhold til uttrykket:
hvor ilr er den maksimale geologiske helning som kan forutset-tes å eksistere i undersøkelsesområdet, mens x er avstanden mellom tilstøtende mj-celler.
Etter at helnings-forskyvningen (DMO) er tilført den NMO-korrigerte trasen i henhold til likning 6 for å generere det DMO-korrigerte komponenttrase, vil det lokale frekvens-innhold av traseet bli begrenset for å unngå kunstige refleksjoner (aliasing artifacts). Den maksimalt tillatte frekvens blir fortrinnsvis bestemt av uttrykket:
hvor Df er celleavstanden langs linjen S-m0-R mellom kilden og mottakeren.
Det vises til figur 5 som illustrerer et syntetisk seismisk snitt. De fordelaktige virkninger av "anti-alias"-metoden blir her demonstrert av en rekke flate refleksjons-forekomster 50 med hellende forekomster 52 som krysser disse. Dette er et vanlig forskyvnings-snitt hvor det er blitt benyttet konvensjonell DMO. Bemerk at de flate og hellende forekomster 50 og 52 ikke er i null fase og oppviser betyde-lige forvarsler 54 foran bølgemønsteret 56. Figur 6 viser det samme syntetiske snitt etter bruk av den "anti-alias"-algoritme som er beskrevet ovenfor. Forvarslene 54 er blitt betydelig redusert og kan knapt skjelnes, noe som gir et konsist bølgemønster 56 med null fase.
Av pedagogiske grunner ble eksempelet i figur 4 begrenset til et linjesegment 44 som strekker seg fra S til R,.. Men prosesseringen behøver ikke bli begrenset til dette korte linjesegmentet. Det kan strekke seg fra S til Rj og enda lenger, som antydet i figur 3.
I tillegg kan andre kilde/mottaker-par velges, slik som fra en kilde Sf via en mottaker Rk langs den stiplede linjen 45 i figur 3. Noen av cellene m,- langs Si - Rk vil falle sammen med andre celler irij langs linjen S - Rj. Seismiske traser som er felles for hvilken som helst celle uavhengig av kilde-mottaker-stedet vil bli stakket sammen fordi de representerer det samme refleksjonspunkt i grunnstrukturen. I en aktuell feltundersøkelse, kan det være like mange kildesteder som det er mottakersteder. Prosessen som er skissert ovenfor, utføres for hver kilde/mottaker-kombinasjon som har noen interesse innenfor arealet som undersøkes. Vanligvis blir de endelige stakkede verdiene i de respektive celler normalisert for å kompensere for det variable antall traser som summeres.
De stakkede seismiske spor i hver celle kan enten frem-stilles som et tre-dimensjonalt volum av jorden i form av for eks. en isometrisk terning, eller dataene kan bli fremvist som sett av to-dimensjonale paneler etter brukerens ønsker, under bruk av konvensjonell prosesseringsteknikk.
Det er fordelaktig at prosedyren unngår bruk av helningsavhengige og azimutavhengige hastigheter. Den eneste hastighet som er involvert, er et beste estimat av rms-middelhastigheten som er benyttet for å beregne NMO.
På grunn av det massive antall kalkulasjoner som er på-krevet, blir prosessen fortrinsvis implementert ved hjelp av datamaskin i overensstemmelse med flytskjemaet i figur 7.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte for stakking av tre-dimensjonale data, hvor dataene består av flere traser som tilsvarer individuel-le par av kilder og mottakere og har et forutbestemt fre-kvensområde, i flere celler som er geometrisk definert på en fremstilling av jordoverflaten og hvor stakkingen er basert på en utvalgt rms-hastighet, hvilken fremgangsmåte omfatter følgende trinn, a) før trasene stakkes foretas en tidskorreksjon for normal forskyvning (normal moveout) for hver trase basert på avstanden mellom avfyringssted og mottaker for hver trase, b) avveiing av hver normal-tidsforsinkelseskorrigert trase for å kompensere for geometrisk spredning mellom kilde- og mottaker-par, og er
karakterisert ved at c) forandring av de resulterende normal-tidsforsinkelses-korrigerte og avveiede trasene med en tidsforsinkelse-koeffisient som er en funksjon av en relativ avstand mellom cellen i hvilken hver trase skal stakkes og midtpunktet mellom kilden og mottakeren som tilsvarer den trasen, og d) begrensning av frekvensinnholdet for hver trase for å unngå kunstige refleksjoner (aliasing artifacts) i henhold til uttrykket:
hvor FMX er den maksimalt tillatte frekvens,
t0 er den endrede gangtid for det seismiske signal, iDf er en halvpart av dimensjonen til cellen bf er celleavstanden mellom kilde- og mottakerparene, og k er halvparten av avstanden.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at den dessuten omfatter definering av en tidsgradient mellom tilstøtende celler i forhold til en forventet maksimal geologisk helning.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, 177025 karakterisert ved at den geometriske avvei-ingen illustrert i trinn b) utføres i henhold til formelen
hvor: w, er en amplitude-avveiet koeffisient, iDf er halvparten av dimensjonen til cellen, tn er tiden korrigert for normal forskyvning (normal moveout), k er halvparten av avstandsforskyvningen, Df er celleavstanden mellom de mange cellene langs en linje som omfatter kilde/mottager-parene, s er lik tn(2/F) , og F er den dominerende frekvens.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, karakterisert ved at forandringen i henhold til trinn c) utføres i henhold til formelen:
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/175,274 US4797861A (en) | 1985-11-18 | 1988-03-30 | Method of processing seismic data |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO885077D0 NO885077D0 (no) | 1988-11-15 |
NO885077L NO885077L (no) | 1989-10-02 |
NO177025B true NO177025B (no) | 1995-03-27 |
NO177025C NO177025C (no) | 1995-07-05 |
Family
ID=22639658
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO885077A NO177025C (no) | 1988-03-30 | 1988-11-15 | Fremgangsmåte for stakking av tredimensjonale seismiske data |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4797861A (no) |
AU (1) | AU604630B2 (no) |
CA (1) | CA1310104C (no) |
FR (1) | FR2629603B1 (no) |
GB (1) | GB2217014B (no) |
NO (1) | NO177025C (no) |
Families Citing this family (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4878204A (en) * | 1988-10-28 | 1989-10-31 | Geophysical Service, Inc. | Method for true-amplitude dip moveout correction |
US4953142A (en) * | 1989-01-06 | 1990-08-28 | Marathon Oil Company | Model-based depth processing of seismic data |
US4943950A (en) * | 1989-05-26 | 1990-07-24 | Western Atlas International, Inc. | Method for migrating seismic data |
US4935904A (en) * | 1989-06-08 | 1990-06-19 | Western Atlas International, Inc. | Method for suppressing coherent noise in seismic data |
US5138584A (en) * | 1989-09-06 | 1992-08-11 | Chevron Research & Technology Company | Migration of seismic turning waves |
GB2247751B (en) * | 1990-08-21 | 1994-06-22 | Geco As | Method of processing seismic data |
FR2666905B1 (fr) * | 1990-09-18 | 1992-12-24 | Total Petroles | Procede perfectionne de prospection sismique du sous-sol. |
US5097452A (en) * | 1991-05-21 | 1992-03-17 | Western Atlas International, Inc. | Analysis of migration velocity by migration of velocity spectra |
EP0570615B1 (en) * | 1992-05-15 | 1996-01-24 | Prakla-Seismos GmbH | Method for improvement of seismic sections |
US5450370A (en) * | 1993-05-28 | 1995-09-12 | Western Atlas International, Inc. | Quality assurance of spatial sampling for DMO |
US5500832A (en) * | 1993-10-13 | 1996-03-19 | Exxon Production Research Company | Method of processing seismic data for migration |
FR2730819B1 (fr) * | 1995-02-16 | 1997-04-30 | Elf Aquitaine | Procede de realisation d'un cube 3d en traces proches a partir de donnees acquises en sismiques marine reflexion |
US5924049A (en) * | 1995-04-18 | 1999-07-13 | Western Atlas International, Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data |
US5706194A (en) * | 1995-06-01 | 1998-01-06 | Phillips Petroleum Company | Non-unique seismic lithologic inversion for subterranean modeling |
US6131071A (en) * | 1996-12-06 | 2000-10-10 | Bp Amoco Corporation | Spectral decomposition for seismic interpretation |
US5870691A (en) * | 1996-12-06 | 1999-02-09 | Amoco Corporation | Spectral decomposition for seismic interpretation |
US6018497A (en) * | 1997-02-27 | 2000-01-25 | Geoquest | Method and apparatus for generating more accurate earth formation grid cell property information for use by a simulator to display more accurate simulation results of the formation near a wellbore |
US6026059A (en) * | 1997-11-14 | 2000-02-15 | Petroleum Geo-Services (Us), Inc. | Method of creating common-offset/common-azimuth gathers in 3-D seismic surveys and method of conducting reflection attribute variation analysis |
US5963879A (en) * | 1997-11-26 | 1999-10-05 | Schlumberger Technology Corporation | Binning of three dimensional seismic data |
US6160924A (en) * | 1998-08-12 | 2000-12-12 | Northrop Grumman Corporation | Method for forming a map of a three-dimensional object |
US6574564B2 (en) | 1998-10-01 | 2003-06-03 | Institut Francais Du Petrole | 3D prestack seismic data migration method |
FR2784195B1 (fr) * | 1998-10-01 | 2000-11-17 | Inst Francais Du Petrole | Methode pour realiser en 3d avant sommation, une migration de donnees sismiques |
US6212477B1 (en) * | 1999-05-10 | 2001-04-03 | Pgs Tensor, Inc. | Converted-wave analysis system and method |
US6230101B1 (en) * | 1999-06-03 | 2001-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Simulation method and apparatus |
US6272435B1 (en) * | 1999-09-23 | 2001-08-07 | Pgs Tensor, Inc. | Migration with dipping acquisition plane system and method |
US6864890B2 (en) | 2002-08-27 | 2005-03-08 | Comoco Phillips Company | Method of building and updating an anisotropic velocity model for depth imaging of seismic data |
US6889142B2 (en) * | 2003-05-30 | 2005-05-03 | Pgs Exploration (Uk) Limited | Method of correcting for time shifts in seismic data resulting from azimuthal variation |
US20050128874A1 (en) * | 2003-12-15 | 2005-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods for acquiring and processing seismic data from quasi-simultaneously activated translating energy sources |
US7525873B1 (en) | 2004-07-23 | 2009-04-28 | Bf Corporation North America Inc. | Seismic inversion of conditioned amplitude spectra |
US7626886B2 (en) * | 2006-06-06 | 2009-12-01 | Baker Hughes Incorporated | P-wave anisotropy determination using borehole measurements |
US8660798B2 (en) * | 2010-02-25 | 2014-02-25 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for attenuating aliasing in seismic data caused by acquisition geometry |
CN104375173B (zh) * | 2013-08-15 | 2016-12-07 | 中国石油天然气集团公司 | 一种满足叠前偏移的空间采样确定方法 |
WO2015157084A1 (en) * | 2014-04-09 | 2015-10-15 | Bp Corporation North America, Inc. | Seismic adaptive focusing |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2732906A (en) * | 1950-07-07 | 1956-01-31 | William Harry Mayne | Seismic surveying |
US3217828A (en) * | 1962-01-12 | 1965-11-16 | Phillips Petroleum Co | Seismic prospecting |
US4330873A (en) * | 1970-07-27 | 1982-05-18 | United Geophysical Corporation | Aplanatic geophysical exploration system |
US4241429A (en) * | 1978-03-03 | 1980-12-23 | Mobil Oil Corporation | Velocity determination and stacking process from seismic exploration of three dimensional reflection geometry |
US4403312A (en) * | 1980-12-30 | 1983-09-06 | Mobil Oil Corporation | Three-dimensional seismic data gathering method |
US4672588A (en) * | 1984-12-20 | 1987-06-09 | Exxon Production Research Co. | Method for displaying acoustic well logging data by producing travel time stacks |
US4742497A (en) * | 1985-11-18 | 1988-05-03 | Western Atlas International, Inc. | Method of processing seismic data |
-
1988
- 1988-03-30 US US07/175,274 patent/US4797861A/en not_active Expired - Lifetime
- 1988-11-15 NO NO885077A patent/NO177025C/no unknown
- 1988-11-28 AU AU25994/88A patent/AU604630B2/en not_active Ceased
- 1988-12-06 CA CA000585137A patent/CA1310104C/en not_active Expired - Fee Related
-
1989
- 1989-02-10 GB GB8903017A patent/GB2217014B/en not_active Expired - Lifetime
- 1989-03-21 FR FR898904199A patent/FR2629603B1/fr not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2217014B (en) | 1992-06-17 |
NO885077D0 (no) | 1988-11-15 |
GB2217014A (en) | 1989-10-18 |
GB8903017D0 (en) | 1989-03-30 |
AU2599488A (en) | 1989-10-05 |
FR2629603A1 (fr) | 1989-10-06 |
FR2629603B1 (fr) | 1992-04-24 |
CA1310104C (en) | 1992-11-10 |
NO885077L (no) | 1989-10-02 |
AU604630B2 (en) | 1990-12-20 |
NO177025C (no) | 1995-07-05 |
US4797861A (en) | 1989-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO177025B (no) | Fremgangsmåte for stakking av tredimensjonale seismiske data | |
US4742497A (en) | Method of processing seismic data | |
Veeken | Seismic stratigraphy and depositional facies models | |
AU2007229430B2 (en) | Method for multi-azimuth prestack time migration for general heterogeneous, anisotropic media | |
US9733371B2 (en) | Creating seismic images using expanded image gathers | |
Forel et al. | A three-dimensional perspective on two-dimensional dip moveout | |
CA2318453A1 (en) | Method of prestack 3-d migration | |
NO334322B1 (no) | En fremgangsmåte for å simulere streamerposisjonering og for å hjelpe ved navigasjon | |
Laigle et al. | North Aegean crustal deformation: an active fault imaged to 10 km depth by reflection seismic data | |
Barr | Crustal refraction experiment: Yellowknife 1966 | |
MXPA00012176A (es) | Metodo y sistema para el procesamiento de datos sismicos de varios componentes. | |
NO330788B1 (no) | Fremgangsmate for a prosessere seismiske data | |
Stoffa et al. | Three‐dimensional seismic imaging of the Costa Rica Accretionary Prism: Field program and migration examples | |
AU721765B2 (en) | Method of generating a fold distribution and of evaluating seismic survey | |
Milkereit et al. | Migration of wide‐angle seismic reflection data from the Grenville Front in Lake Huron | |
Robinson et al. | Constraints on fluid flow pathways from shear wave splitting in and around an active fluid-escape structure: Scanner Pockmark, North Sea | |
NO844484L (no) | Fremgangsmaate ved utfoerelse av en 3-dimensjonal, seismisk undersoekelse. | |
Carrion et al. | Tomographic processing of Antartica's data | |
LIU et al. | The Wave‐Equation 3‐D Prestack Depth Migration of SEG/EAGE Salt and Overthrust Model | |
Talagapu | 2D and 3D land seismic data acquisition and seismic data processing | |
McIntosh et al. | Large aperture seismic imaging at a convergent margin: Techniques and results from the Costa Rica seismogenic zone | |
Versteeg et al. | High-resolution 3D and pseudo-3D seismic investigations in shallow water environments | |
Suhardja | Mapping the Rivera and Cocos subduction zone | |
Asghar | Processing and interpretation of multichannel seismic data from isfjorden, Svalbard | |
Jia et al. | Dynamic positioning method and precision analysis of marine seismic vertical cables |