NO834762L - Fremgangsmaate for fjerning av stoey fra en seismisk refleksjon - Google Patents

Fremgangsmaate for fjerning av stoey fra en seismisk refleksjon

Info

Publication number
NO834762L
NO834762L NO834762A NO834762A NO834762L NO 834762 L NO834762 L NO 834762L NO 834762 A NO834762 A NO 834762A NO 834762 A NO834762 A NO 834762A NO 834762 L NO834762 L NO 834762L
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
analyzed
synthetic
course
courses
pairs
Prior art date
Application number
NO834762A
Other languages
English (en)
Inventor
Keh Nmn Pann
Original Assignee
Mobil Oil Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Mobil Oil Corp filed Critical Mobil Oil Corp
Publication of NO834762L publication Critical patent/NO834762L/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/36Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
    • G01V1/364Seismic filtering
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/56De-ghosting; Reverberation compensation

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)
  • Road Signs Or Road Markings (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å fjerne uønskete multipelrefleksjonsforekomster som tilslører de sanne seismiske forekomstene ved seismiske undersøkelsesopp-tegninger.
En vanlig praksis ved letning etter olje, gass og andre verdifulle mineraler er å utføre seismiske undersøkelser, ved hvilken en akkustisk bølge blir tilført jorden (innbefattende til havs) ved eller nær overflaten. Bølgene utbreder seg i jorden og reflekteres ved grenser mellom materialsjikt av for skjellige akkustiske motstander. De reflekterte bølgene utbreder seg oppover og kan bli detektert ved og nær overflaten ved hjelp av flere mikrofoner. Signalene sendt ut av mikro-fonene kan bli analysert for å bestemme utbredelsestiden for den akkustiske bølgen fra kilden til mikrofonen og blir anvendt for å generere en fremstilling av jordens underjordiske struktur. Det opptegnete signalet kommer å bli henvist til som et sei-
smisk "forløp", kan bli tolket av fagmannen for å identifi-
sere sansynlige steder for oljeavsetninger, gassavsetninger og andre verdifulle mineraler.
Et problem som disse seismiske undersøkelsene har vært beheftet
med siden dens begynnelse er faktumet at akkustiske bølger utbreder seg i alle retninger i jorden som medfører opptegning av utallige refleksjoner. Ved undersøkelser til havs kan f.eks. bølgen ha utbredt seg først nedover mot sjøbunnen og oppover igjen mot overflaten, bli reflektert tilbake nedover til bunnen og reflektert igjen før den blir mottatt ved en mikrofon eller hydrofon. En slik bølge er kalt et 'bverflatemultipel" p.g.a.
at den når overflaten to ganger ved dens bane fra kilden til mottaker. Overflatemultiplet forekommer også når bølgen utbreder seg først ned i sjøbunnen, reflekteres fra et grensesnitt mellom steinsjikt av forskjellige akkustiske motstander, utbreder seg tilbake oppover til overflaten, tilbake nedover igjen til sjøbunnen eller igjen til et grensesnitt mellom stein-laget med forskjellig motstand og kun så opp til kilden. Denne er også henvist til som et overflatemultipel. Multiplene forekommer også når bølgen blir reflektert innenfor et gitt steinlag
flere ganger før det blir mottatt ved overflaten. Disse multiplene blir imidlertid ikke betraktet som overflatemultipler.
Det er funnet at overflatemultiplene utgjør størstedelen av multiplene som tilslører de sanne seismiske begivenhetene ved det opptegnete hydrofonutgangssignalet eller "forløp". Multipler kan således bli betraktet som uønsket støy ved seismisk opptegning, siden de tilslører de seismiske forhold som er av interesse. Det har i langre tid vært et velkjent behov for å tilveiebringe en effektiv metode for å fjerne overflatemultipler fra den seismiske opptegningen.
Forskjellige tidligere metoder har blitt antydet for fjerning
av overflatemultipler fra opptegnete forløp. Det skal bemerkes at utbredelsestiden for et overflatemultipel, hvis bane er hele tiden i vannet i løpet av en oseanografisk undersøkelse, f.eks. er en funksjon av "forskyvningen" d.v.s. avstanden mellom kilden og mottakeren og antall ganger multipelen reflekteres fra overflaten. Dersom multipelen f.eks. reflekteres fra overflaten en gang før den blir mottatt av mikrofonen og forskyvningen er 0 er multipelens sens utbredelsestid nøyaktig to ganger den til hovedbølgene. Dette faktum har blitt anvendt ved forskjellige måter for å fjerne multipler.
Andre metoder innbefatter kompliserte strålingsforløpskjemaer
som genererer en syntetisk multipelbølge og subtraherer den fra den virkelige bølgen for å tilveiebringe en antatt multipelfri opptegning. Disse metodene har imidlertid den ulempen at de krever betydelig kunnskap om den underjordiske strukturen så vel som havbunnens form før den syntetiske bølgen kan bli generert. Lignende syntetisk multipler kan genereres ved å
anvende mer nøyaktige metoder ikke direkte involverende stråle-forløp, f.eks. feltutbredelsesteknikk, men disse krever også detaljerte kunnskaper av i det minste sjøbunnen så vel som formen på det undersjøiske grensesnittet og er således ikke så praktiske som ønskelig.
Det er således, et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebri: en forbedret metode for å fjerne opptegningen av multipelover- flaterefleksjonsforhold fra seismiske opptegninger for data-behandlingsformål.
Oppfinnelsen angår en metode for å fjerne støy fra et seismisk forløp under analyse ved å fjerne overflatemultipelrefleksjoner fra forløpet i det analysen innbefatter
generering av syntetiske overflatemultipelforløp ved å kombi-
nere par med sanne spor valgt for å ha et endepunkt felles med et annet og å ha deres endepunkter felles med forløpet som analyseres,
identifisering ut i fra disse syntetiske forløpene, det syntetiske forløpet hvis totale utbredelsestid mellom endepunktene til forløpet under analyse er minimum, og
subtrahering av det identifiserte syntetiske forløpet fra for-løpet under analyse.
Oppfinnelsen skal nå bli beskrevet nærmere med henvisning til medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 viser et skjematisk riss av en marineseismisk under-søkelsesteknikk . Fig. 2 viser et skjematisk riss av forskjellige mulige baner for seismiske bølger fra en kilde eller mottaker anvendt ved teknikken på fig. 1. Fig. 2a viser detaljer ved den typiske frekvenser for under-søke Ise soper as j onen . Fig. 3 og 4 viser diagram i skjematisk form over forskjellige seismiske forløp. Fig. 5 viser et flytdiagram for en metode ifølge et eksempel av oppfinnelsen for å fjerne overflatemultiplen fra et seismisk forløp.
Med henvisning til fig. 1 og 5 er teknikken vist hvor et under-søkelsesfartøy 10 sleper en "streamer" kabel 12 som innbefatter flere hydrofoner 14 som har mikrofoner anordnet for å motta akkustiske bølger i vann, med typiske frekvenser fra 0 til 100 Hz. Signalene fra mottakeren kan bli sendt oppover streamerkabelen
til fartøy 10 for opptegning på en opptegningsanordning 16.
Fartøy 10 kan også føre innretninger, slik som en luftkanon for komprimert luft som angitt ved 18 for å sende en akkustisk bølge ned i vannet. Bølgen utbreder seg nedover langs flere baner 20 og blir reflektert fra grensesnittene mellom materialer av forskjellige akkustiske motstander slik som sjøbunnen 22 og blir reflektert tilbake oppover langs banen 24 for å
bli tatt opp av hydrofonen 14. Bølgen utbreder seg også ned i sjøbunnen som ved 28, blir reflektert ved grensesnittet 30 mellom sjøbunnen 28 og derunder og utbreder seg oppover og blir mottatt ved en annen hydrofon langs en bane 22. Bølge-banene vist ved 24 og 32 blir henvist som direkte eller primær-bølger, siden banen innbefatter kun en refleksjon fra et grensesnitt innenfor sjøbunnen før detektering ved hjelp av en hydrofon. Multipler er også vist på fig. 1 ved 34 og 36. Disse er strålingsbaner hvor overflaten nås flere enn en gang. Som beskrevet ovenfor er slike multipler uønsket ved seismisk databehandling på grunn av at de tilslører de virkelige seismiske forløpene som finner sted ved en tid sammenlignbar med den f or den multipelreflekterte bølgen for å nå samme hydrofon, og er en kilde for falsk data.
Det skal bemerkes at ved generell havgående seismiske under-søkelse, sleper et skip en streamer som inneholder mange hydrofoner, f.eks. 200 og oppover, langs en rett linje. Et skudd blir generert ved regelmessige intervaller, typisk er 8-10 sekunder, og signalet sendt ut ved hver hydrofon blir separat opptegnet. Når tegnet opp blir slike signaler henvist til som forløp. Langs undersøkelseslinjen er skuddpunktene og hydrofonlokaliseringene følgelig slik at en svært fullstendig dekning av linje blir tilveiebrakt og et skudd og en mottaker vil til samme tid ha blitt anbragt ved nesten alle respektive punkter langs linjen.
Det er antatt for foreliggende formål at netto utgangssignalet til en hver gitt hydrofon, et forløp, blir opptegnet av forskjellige primærbølgerefleksjoner fra sjøbunnen og grensesnittene mellom forskjellige steinlag som utgjør sjøbunnen og for multiplene. Dersom multiplene kan bli syntetisert kan de følge-lig bli direkte subtrahert fra et forløp som er av interesse og gi et forløp som inneholder kun primærrefleksjonen som er av interesse.
Det er videre antatt at multiplene som vist på fig. 1 kan bli behandlet som summer av primærrefleksjoner. Bølgebanen tar følgelig en første multipelorden, hvilken bølgen reflekteres fra vannoverflaten en gang før ankomsten ved en hydrofon og er lik summen av primærstrålebanene i det en har samme kilde-
sted og den andre har samme mottakersted som bølgen som blir analysert på denne måten, med deres andre endepunkt felles ved stedet for multipelrefleksjonene fra overflaten. Dette vil bli forklart i forbindelse med fig. 2.
Man skal f.eks. betrakte et tilfelle hvor en bølge som passerer fra et kildested S til et hydrofonsted R langs banen SAR.
Dette er en primærbølge. Et multipel når altså R fra S ved
å passere langs banen SB-BC-CD-DR..--.Det skal bli antatt at dette multiplet, henvist til som "SBCDR" kan bli modellefct ved å kombinere paret med primærbølger SB-BC og CD-DR.
Disse vil ha blitt opptegnet i løpet av konvensjonell under-søkelsesprosess. Multiplet SEFGR, ved hvilket en av refleksjonene er fra sjøbunnen og en fra det undersjøiske laget og en fra sjøbunnen kan bli syntitisert fra kombinasjonen med primære SEF og FGR. For å subtrahere multiplene som har refleksjoner ved C og F fra forløpet S er opptegnet med skudd-punktet ved S og hydrofonen ved R er det kun nødvendig å lokalisere punktene C og F og kombinere forløpene opptegnet med hensyn til strålebanenSBCmed den som korresponderer med CDR og likeledes kombinere forløpene SEF og FGR og subtrahere
de kombinerte syntetiske forløpene fra forløp SR som har strålebanen SAR.
Med henvisning til fig. 3 er forløpet 4 en idealisert versjon av den analoge fremstillingen til forløpet opptegnet med hen-
syn til kildestedet S og mottakerstedet R. Amplituden for signalet er i retningen fra venstre til høyre på diagrammet og tiden går fra toppen til bunnen, som er vanlig. Slike forløp er lagret i datamaskinlager ved en digitalsekvens "ord" som hver representerer analogamplituden for forløpet ved et gitt
tidspunkt. Fremstillingen av det vist på fig. 3 (og fig. 4) korresponderer således med den grafiske fremstillingen av disse digitalordssekvensene. Slike forløp blir vanligvis sendt ut for analyse av øvet personell.
Det er her antatt at bølgen opptegnet som forløpet 40 er summen
av en primærbølge og en eller flere multipelbølger. Primærrefleksjonen til bølgen opptegnet av forløpet 42 er vist på
42a på forløpet. Det korresponderer med direkte bane tatt av den akkustiske bølgeinngangen til jorden og mottatt ved en mottaker etter en enkel refleksjon fra et grensesnitt mellom materialer av forskjellige akkustiske motstander. Kun en enkel rippel 42a som angir detekteringen av primærrefleksjonen er vist. Det skal bemerkes at slike forløp opptegner utallige slike primærrefleksjoner som korresponderer med antall grensesnitt ved hvilke refleksjonen til primærbølgen forekommer.
For foreliggende formål er imidlertid kun en enkelt primær-ref leks jon nødvendig å betrakte. De øvrige refleksjonene opptegner forløpet 40 er multipler som er vist separat på
forløpet 44. D.v.s.,. antagelsen er gjort at forløpet 40 viser summen av primærrefleksjoner på sporet 42 og for multiplene på forløpet 44. Antagelsen blir så gjort at refleksjonene på multipelforløpet 44 er effektivt summen av to primærrefleksjoner som er vist på forløpene 46 og 48, i det disse forløpene er opptegnet med hensyn til bølgene mellom kilden S og stedet C ved overflaten til vannet ved hvilket multipelrefleksjonen finner sted, og mellom punktet C og mottakerstedet R. Det totalt mottatte forløpet 40 er følgelig lik summen av forløpet 42 pluss summen av forløpene som forekommer mellom punktet C
på overflaten og kilden og mottakerstedene S og R hhv. Disse sanne forløpene (som heretter vil bli henvist til som SC og CR) vil i alminnelighet ha blitt opptegnet i løpet av undersøkelses-operasjonen, d.v.s. CR når fartøyet er ved C og SC i forbindelse med samme skudd når bølgen SR er under analyse. Vanskeligheten er et nøyaktig sted for punktet C ved overflaten fra hvilke multipelrefleksjonen forekommer. Mens punktet C kunne bli lokalisert er det imidlertid ikke nødvendig for å fjerne multiplet fra en seismisk opptegning.
Valget av punktene C og F, ved hvilke punkter forskjellige multipler blir reflektert fra overflaten, kan bli bestemt ved å anvende stråleforløpteknikk dersom nøyaktig form på sjø-bunnen og det undersjøiske laget er kjent og dersom hastig-heten til lydbølgen i disse mediene er kjent. Slike kunnskaper er imidlertid ikke enkelt å få frem og spesielt med hensyn til formen på det undersjøiske laget er opprinnelig gjenstand for seismiske undersøkelser. Tidligere kjente metoder som innbefatter stråleforløp for å kalkulere multipler på denne måten har ved de aller beste tilfellene vært marginalt nyttige og av et hvert tilfelle krevet mye datamaskintid for irative metoder anvendt ved stråleforløpet.
Foreliggende oppfinnelse anvender Huygens Prinsipp med Bølge-utbredelse som sier at en bølge som utbreder seg i et hvert medium eller kombinasjon av media mellom to faste punkter vil ta den banen som gir kortest mulig total utbredelsestid.
Dette fysiske prinsippet er utvidet med Snell's regel som
blir anvendt ved stråleforløp. Den forenkler i tilfeller hvor nøyaktig for på de forskjellige grensesnittene mellom mediene ikke er kjent som her. I stedet, kan alle mulige par med primærstrålebaner bli kombinert og utbredelsestiden målt for hver. Paret med sann strålebane som har den korteste utbredelsestiden vil bli tatt langs hvilken multiplen virkelig utbreder seg.
Det skal bemerkes at denne metoden tilveiebringer virkelige multipelbaner uten hensyn til havbunnens form og grensesnittet mellom sjøbunnlagene p.g.a. at disse styrer det virkelige multiplet og de enkelte primærrefleksjonene som blir summert for å generere det syntetiske multiplet på en identisk måte.
Ved utførelse av foreliggende prosess blir den virkelige
banen til et multipel fra et kildested S til et mottakersted R bestemt ved å kombinere par med forløp som har en felles begynnelse og et endepunkt ved intervallet mellom S og R.
(Ved denne beskrivelsen betyr kombinering av bølgepar for å danne et syntetisk forløp konvolvering eller en lignende mate-
matisk egnet prosedyre). Dersom alle mulige forløpspar blir kombinert i dette område har det konvolverte paret som har kortest total utbredelsestid samme bane som multiplet mellom S og R. For å bestemme den virkelige multipelbanen mellom S og R kombineres parene med forløp ved hvilken et av hvert par blir opptegnet med hensyn til en kilde ved et punkt C ved intervallet mellom S og R og en hydrofon ved punktet R, og den andre blir opptegnet med hensyn til en kilde ved S og en hydrofon ved det samme punkt C, og ved å bestemme hvilke av disse kombinerte forløpene som har total minimumsutbredelsestid.
Dagens undersøkelsespraksis innbefatter generering og opptegning av alle disse forløpene. Foreliggende metode innbefatter følgelig ikke noen ytterligere datainnsamlingskrav.
Fig. 2a viser hvorledes par med forløp som kan bli kombinert for å generere et syntetisk multipelforløp bli generert.
Et undersøkelsesfartøy 10 er vist ved fire suksessive steder
i en retning av undersøkelsene C^, C2, CNog S. Dette er i /samsvar med praksis ifølge hvilken fartøyet kjører i en generelt rett linje, sender en akkustisk bølge i vannet ved intervaller med størrelsesorden av 10 sekunder og sleper bak seg en lang streamer 12, som inneholder mange hydrofoner til-passet for å sende ut forløp med hensyn til likt antall lokaliseringer langs dens lengde. Det antas at det er ønskelig å fjerne multipler fra forløpet opptegnet med fartøy 10 ved en kildelokalisering S og en hydrofon ved en lokalisering R langs en streamer 12. For å gjør så blir syntetiske multipelforløp som korresponderer med alle mulige sanne multipelstrålebaner generert. Flere mulige multipelbaner er vist på fig. 2a. Disse kan bli simulert ved generering av syntetiske multipel-forløp ved å kombinere sanne forløp som blir opptegnet med undersøkelsesfartøyet ved mellomliggende steder C^, C2, CN. Den viste multipelstrålebanen i fullt samsvar med refleksjonen fra overflaten ved stedet C2, kan f.eks. bli generert ved å kombinere de opptegnete forløpene med hensyn til kilden ved S og hydrofonen ved C2(som ville ha blitt opptegnet samtidig som SR forløpet, som er av interesse), og tidligere opptegnete
forløp når fartøyet var ved C~og med hensyn til en annen
hydrofon i streameren, lokalisert ved det tidspunktet ved R. Alle mulige mellomliggende fartøylokaliseringer blir behandlet på samme måte, d.v.s. en kombinasjon av opptegnet forløp blir gjort med hensyn til utallige refleksjonslokaliseringer C-^, C2»...Ctø. Følgende kombinasjoner kunne således bli ut-ført :
På denne måte blir alle mulige par med syntetiske multipelforløp som korresponderer med forløpet under analysen generert. Disse syntetiske multipelforløpene kan således bli henvist til som forløp generert ved samling og kombinering av par med forløp som har et endepunkt felles, og i det deres andre endepunkt er det samme som forløpet som analyseres.
Fig. 4 viser resultatet av den nettopp beskrevne operasjonen.
Som beskrevet ovenfor bekrefter Huygens' prinsipp at alle mulige bølgebaner utsatt for en bølgeutbredelse i et gitt medium eller media, er den strålebanen som gir kortest totale utbredelsestid, den langs hvilken bølgen virkelig utbreder seg. Det virkelige punktet C fra hvilke multipelen blir reflektert ved overflaten kan følgelig bli lokalisert ved konvolvering av forløpene mellom alle mulige punkter C1til CN, og kilde og mottakerlokaliseringer henholdsvis S og R, og ingenting som har minimumsutbredelsestid. Det er imidlertid ikke nødvendig å gjøre dette for å fjerne multipler. I stedet blir stabling av konvolverte syntetiske forløp som korresponderer med bølger som utbreder seg mellom S
og alle mulige lokaliseringer S og mellom C og R utført, hvor
det stablete forløpet er det riktige syntetiske multipelforløpet.
(Uttrykket stabling henviser til summering av øyeblikksamplitude-verdiene for alle forløpene utført med hensyn til hvert punkt i tid). Begge prosedyrene er vist grafisk på fig. 4. Til høyre er vist flere syntetiske multipelforløp 50 som er konvolverte par med sanne forløp som forekommer mellom forskjellige lokaliseringer C på overflaten, og lokaliseringer S og R for forløpet 40 som er av interesse. Dette skal bli henvist til som syntetiske multipelforløp siden de er kopier av multipler genererte av konvolverte forløp. Flere syntetiske forløp er angitt på teg-ningen som SR-^til SRNsom korresponderer med fartøylokalisering-ene C1~CNsom beskrevet i forbindelse med fig. 2a. Buktningene 50a angir detekteringen av den multipelreflekterte bølgen.
Som vist, etter som lokaliseringene C varierer mellom S og R,
blir noen minimumsverdier for utbredelsestiden til hvert ref-leks j onsforhold nådd som angitt ved hjelp av forløpet 52, hvor den syntetiske multipelreflekterte bølgen blir mottatt ved kortest tidspunkt. Undersøkelser av forløpene 50 kan således gjenvinne lokaliseringen av punktet C. Dersom forløpene imidlertid alle er stablet, d.v.s. fellespunkter med hensyn til tiden er summert, som resulterer i et stablet forløp 34, blir minimumstiden svært klart angitt ved begynnelsen av buktningen 54a. Dette er nøyaktig lokalisert p.g.a. at selv om ankomst-tiden til buktningen 50a varierer fra forløp til forløp varierer ikke den relative fasen til buktningen 50a slik at stabelen med alle forløp har en svært korrelert startbuktning 54a. Resten av multiplenes refleksjoner har en tendens til å slette hverandre som angitt ved forløpet 54. Den første buktningen 54a kan være den første multiplen fra sjøbunnen. F.eks. den vist med banen SB-BC-CD-DR på fig. 2. Dersom et andre multipel var merkbart tilstede, f.eks. fra banen SE-EF-FG-GR kan dette altså vises som en andre buktning ved 54b, som har blitt generert ved summering av mange mindre, like'korrelerte buktninger 50b. Med mindre punktene C og F er sammenfallende like vil forskjellsforløpene 50 fremvise korteste utbredelsestider som vist.
Prosessen med å kombinere (konvolvere) to virkelige forløp for
for å generere et syntetisk multipelforløp har blitt henvist til generelt ovenfor. For å riktig kombinere forløpene for å generere et syntetisk multipelforløp som beskrevet ovenfor,
er det nødvendig å gjøre kombineringen i samsvar med en prosess som vil ta med i beregningen bølgelignende forløp. Det skal bemerkes at en egnet prosedyre er konvolvering. Konvolvering innbefatter tidsdomenefiltrering av en funksjon med en annen. Den seismiske inngangsbølgeformen blir f.eks. konvolvert av refleksjonsfunksjonen til jorden ved å bli den reflekterte bølgen som blir opptegnet for å gi utgangsforløpet.
For generell bakgrunn ved behandling av filtrering som kan bli uttrykt ved den matematiske konvolveringsoperasjonen henvises til kapittel 2 i "Statistical Theory of Communication" av Y.L. Lee, John Wiley&Sons, Inc., New York, 1961.
Direkte beregning av konvolveringen til to funksjoner f og g innbefatter beregninger av integralet F deffinert av følgende ligning:
Mens direkte beregninger av dette integralet er det mulig å anvende moderne datamaskinteknikk, tar den svært lang tid.
Slik beregning kan ofte bli forenklet ved å utføre en beregning
av slike tidsdomenefunksjoner ved frekvensdomenet. Dette kan bli gjort f.eks. ved å ta Fouriertransformasjonen av vært seismisk forløp før konvolveringen har parete virkelige forløp for å generere et syntetisk multipelforløp. I samsvar medFourieranalysen blir en bølge uttrykt som en funksjon av tiden, slik som et forløp, transformert ned i en rekke verdier A^,
som hver representerer bidraget med en bestemt frekvenskompo-
nent i forhold til totalbølgen. Disse elementene kan bli kjenne-tegnet ved hjelp av følgende ligning:
hvor 'ene er øyeblikksverdier for bølgeamplituden.
Konvolveringen av Fourier-transformerte bølger kan så bli enkelt fullført ved multiplisering med hverandre de korresponderende A^.'ene for to transformerte forløp som skal bli konvolvert for å generere et syntetisk multipelforløp. Etter at de syntetisk forløpene således har blitt generert blir den inverse Fourier-transformasjonsoperasjonen tilført til dem for å gi en rekke amplitudeverdier (d.v.s. aVene) for hver av de syntetisk forløpene 50.
Den inverse Fourier-transformasjonsoperasjonen er vellkjent og foregår i samsvar med ligning:
A Vene kan bli opptegnet for å gi visuell fremstilling av de syntetiske multipelforløpene som vist ved 50. Disse kan bli undersøkt for å bestemme hvilke syntetiske forløp som korresponderer med minimumsutbredelsestidsverdien, slik som forløpet angitt ved 32 på fig. 4. Den korresponderende øyeblikksampli-tudeverdien a^ for de konvolverte syntetiske multiplene M kan så bli algebraisk addert med hverandre for å gi det stablete syntetiske forløpet 34. Den største amplitudeverdien vil angi minimumstiden for utbredelsen av et hvert par med sanntids-
bølger og følgelig virkelige multipel. (Alternativt og fortrinnsvis p.g.a. behandlingseffektiviteten kan stablingen bli utført før anvendelsen av den inverse transformasjonen). Det syntetiske forløpet 54 kan bli subtrahert direkte, igjen a^
med a^, fra forløpet under analysen 40 etter egnet skalering og filtreringsoperasjoner har blitt utført. Dette skal bli beskrevet nærmere senere.
For denne med utførelsen av Fourier-analysen er at mens konvol-vering måtte ha blitt utført individuelt med hensyn til par av forløp, må Fourier-transformasjonen kun bli utført en gang med hensyn til hvert forløp, fulgt av enkel geometrisk multiplikasjon av tilsvarende Fourier-transformasjonselementer.
Fig. 5 viser et flytdiagram av metoden ifølge oppfinnelsen.
Ved 60 blir et forløp som har endepunktene S og R valgt for analyse. Ved 62 blir par med forløp som har ett endepunkt felles og deres andre endepunkter ved S og R konvolvert med hverandre. Denne prosessen kan fortrinnsvis bli fortsatt ved frekvensdomenen, som følgende: Fourier-transformasjonen av hvert forløp blir først beregnet ved 64. Ved 65 blir korresponderende frekvenskomponenter av Fourier-transformerte forløp multiplisert med hverandre for å gi de konvolverte forløpene. Som angitt ved 65 skal det bemerkes at forløpene blir valgt for denne konvolveringsprosessen på basis av deres endepunkter uten hensyn til om kilden eller mottakeren er ved det bestemte endepunktet da loven om bølgeutbredelse ikke varierer med hensyn til retning av bølgens utbredelse. Dette er henvist til som Resiprositetsprinsippet og medfører en effektiv dobling av nytten av hvert av forløpene opptegnet ved undersøkelsesprosessen. De synetiske forløpene kan så bli stablet i 65a. De multipli-serte og stablete forløpene blir så behandlet i samsvar ved den inverse Fourier-transformasjonen ved 66 for å gi forløp som har minimal utbredelsestid. De konvolverte forløpene kunne alternativt bli stablet som ved 68 etter direkte beregning av konvolveringsfunksjonen, men denne ovenfor beskrevne prosessen er beregningsmessig mer effektiv. Det inverse trans-formasjonstrinnet kunne likeledes foregå etter stablingen av frekvensdomeneversjonen av prosessen, men denne sekvensen viser igjen beregningsmessig mer effektivitet. Det skal bemerkes her at det stablete forløpet i virkeligheten er det syntetiske multipelforløpet med minimal utbredelsestid.
På denne måte må f.eks. punktet C aldri nødvendigvis bli eksplisit identifisert. Operasjonen kan bli utført på nytt som angitt ved 72, med hensyn til høyere multipelorden, d.v.s. de som utsettes for flere refleksjoner fra overflaten før mottakelse ved detektoren. For å gjøre så blir 3, 4 eller høyere nummer med forløp som har endepunktet felles og like med S og R konvolvert som ovenfor. Ved 74 blir det stablet syn tetiske multipelforløpet skalert slik at dets amplitude korresponderer med amplituden til forløpet som analyseres. Korre-lasjon blir utført ved 76 for å lokalisere multipelforløpet med hensyn til det totale forløpet som blir analysert, d.v.s. for å "line up" korresponderende punkter på det syntetiske multipelforløpet og det virkelige forløpet av interesse.
Det syntetiske multipelforløpet kan bli subtrahert fra det virkelige forløpet.
Skalerings-, korrelasjons- og subtraksjonsprosessen kan innbefatte konstruksjonen av minstekvadraters filtre, ved 78, og anvendelse av disse filtrene på det syntetiske multiplet genererte ved 80. Filtrene f^, f2 og f^ minimaliserer følgende deffinerte størrelser:
hvor R = forløpet som analyseres,
X = mottakelsesstedet,
r
X = skuddstedet,
s
M^, M2 , = første, andre, tredje... - syntetisk - størrelses-ordenmultipel,
<*>= konvolveringsoperatoren.
Anvendelsen av filtrene fortsetter så i samsvar med ligning
5 :
hvor P = multipelfri forløp.
Konvensjonell seismisk databehandling kan så bli foretatt på nytt ved anvendelse av P, det multipelfrie seismiske forløpet.
Det skal bemerkes at det har blitt beskrevet en fremgangsmåte for å fjerne overflatemultipler fra seismiske opptegninger, som anvender samme data som tidligere har blitt opptegnet for seismisk undersøkelse slik at ingen kompleksitet blir innført i operasjonsfeltet ved anvendelse av foreliggende metode.
Det skal videre bemerkes at foreliggende metode tillater multipelfjerning uten kunnskap om havbunnens struktur eller strukturen på jorden under havbunnen, siden virkelige forløp blir anvendt for å simulere multipeldelen av et forløp som analyseres. På denne måten blir havbunnen og havbunnlagstruk-turen implisit anvendt for å generere det syntetiske multiplet slik at strukturinformasjonen aldri må bli eksplisit adskilt fra seismisk opptegning. Anvendelsen av Huygens<1>prinsipp,
som betyr valg av riktig syntetisk multipel fra utallige mulige multipler inneholdt i dataopptegning, tilveiebringer dessuten en svært pålitelig innretning for valg av egnet multipel.
Med hensyn til utførelsesmodusen av oppfinnelsen vil fagmannen
på området se at den ovenfor beskrevne metoden og som vist på
fig. 5, gir en stor mengde med databehandlingsoperasjoner for hver analysert opptegning. Det er klart at alle opptegninger av en gitt undersøkelse vil bli analysert og følgelig vil det være ønskelig å utføre databehandlingsoperasjonen så effektivt som mulig. Det fremgår også at samme opptegning vil bli anvendt stadig på nytt ved analysen av forskjellige forløp, for således å fjerne multiplene. Følgelig, vil det være- den mest effektive måten for å utføre oppfinnelsen i praksis å generere Fourier-transf ormasjonsfremstillinger av hver seismisk opptegning,
lagre de transformerte opptegningene, og å velge den egnete for behandling når de blir elementer av mulige par med forløp som utgjør et syntetisk multipel som korresponderer med et bestemt forløp, som analyseres. Det skal også bemerkes at den foreliggende metode kan underlegges databehandling av den typen henvist til som parallellbehandling for hvilke visse høyhastig-hetsdatamaskiner er spesielt konstruert. Den beste anvendelsen i praksis er på slike digitale datamaskiner for høyhastighets-parallellbehandling av den art som er fremstilt av Crey Rese-arch Corporation, eller handelsført under navnet "Cyber" av Control Data Corporation.

Claims (8)

1. Fremgangsmåte for å fjerne støy fra et seismisk forløp som analyseres ved å fjerne overflatemultipelrefleksjonene fra forløpet som analyseres, karakterisert ved å innbefatte trinnene med å generere syntetiske over-flatemultipelforløp ved å kombinere par med virkelige forløp valgt med et endepunkt felles med hverandre, og med det andre endepunkt felles forløpet som analyseres, identifisering fra disse syntetiske forløpene det syntetiske forløpet hvis totale utbredelsestid mellom endepunktene til forløpet som analyseres er minimum, og subtrahering av det identifiserte syntetiske forløpet fra for-løpet som analyseres.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at identifikasjon av det syntetiske forløpet som har minimal utbredelsestid utføres ved stabling av de syntetiske overflatemultipelforløpene som er generert.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at kombineringen utføres ved konvolvering av par med forløp.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at subtraheringstrinnet innbefatter anvendelsen av et minstekvadratets filter på det identifiserte syntetiske for-løpet og det virkelige forløpet.
5. Fremgangsmåte for å fjerne multipelrefleksjoner fra et seismisk forløp somanalyseres, karakterisert ved å innbefatte generering av syntetiske opptegninger med multipelrefleksjoner ved å summere par med virkelige forløp, i det hvert av parene har endepunkter felles med hverandre, og med forløpet som analyseres, hvor summeringstrinnet innbefatter konvolvering av paret med forløp med et annet for å generere det syntetiske forløp med multipelrefleksjon, valg fra den syntetiske opptegningen av syntetiske forløp som har minimal total utbredelsestid mellom endepunktene for for-løpet som analyseres, korrelering av forløpet som har minimums utbredelsestid mellom endepunktene til forløpet som analyseres med forløpet som analyseres, og subtrahering av det derfra for å gi et forløp som har fått deres multipelrefleksjoner fjernet.
6. Fremgangsmåte for å fjerne multipelrefleksjoner fra et seismisk forløp som skal bli analysert som har endepunkter ved S og R langs en undersøkelseslinje, karakterisert ved at den innbefatter valg av par med virkelige forløp, i det hver av parene har et endepunkt ved S og det andre av parene har et endepunkt ved R, i det de parete forløpene har deres andre endepunkter ved et felles overflatepunkt langs undersøkelseslinj en, konvolvering sammen med de valgte par for å generere syntetiske multipelforløp, fra disse, som identifiserer det syntetiske multipelforløpet som har kortest utbredelsestid mellom punktene S og R og subtrahering av det valgte syntetiske multipelforløpet som har den korteste totale utbredelsestiden fra forløpet som skal bli analysert for å fjerne multipelrefleksjonene fra forløpet som skal bli analysert.
7. Fremgangsmåte for å fjerne multipelrefleksjoner fra et seismisk forløp som analyseres, karakterisert ved å innbefatte generering av Fourier-transformasjons-fremstilling av virkelige forløp opptegnet i forhold til bølge-kilder og mottakere langs undersøkelseslinjen til forløpet som skal bli analysert, valg av et par med de Fourier-transformerte forløpene, i det hvert par med forløp har en ende felles med forløpet som analyseres og med deres andre endepunkt felles med hverandre, multiplikasjon med hverandre felles frekvenskomponenter av de valgte Fourier-transformerte forløp som har endepunkter felles med forløpet som analyseres, tilførsel av den inverse Fourier-transformasjonen til de multi- pliserte komponenter for å generere syntetiske multipelforløp, identifisering av et syntetisk multipelforløp som har minimal netto utbredelsestid mellom endepunktene til forløpet som analyseres som ekvivalent til multipelrefleksjonene ved for-løpet som analyseres, og subtrahering av syntetiske forløp således identifisert fra forløpet som analyseres.
8. Fremgangsmåte for å fjerne multipelrefleksjoner fra seismiske forløp som representerer bølger med seismisk energi som utbreder seg langs banen, som har endepunkter langs en under-søkelseslin j e , karakterisert ved å innbefatte opptegninger av forløpene i forhold til stedet for kildene og detektering av seismisk energi langs linjen, beregning av Fourier-transformerte versjoner av forløpene, valg av et forløp som skal bli analysert, valg av et par med transformerte versjoner av forløpene, i det det ene av parene med forløp har et endepunkt felles, og de andre endepunktene er de samme som forløpet som skal bli analysert, multiplisering av korresponderende frekvenskomponenter til en av parene, stabling av resultatet av multiplikasjonstrinnet for å generere et syntetisk multipelforløp, utledningen av den inverse Fourier-transformasjonen av det syntetiske multipelforløpet, og subtrahering av det inverse transformerte syntetiske multipel-forløpet fra forløpet som skal bli analysert.
NO834762A 1982-12-27 1983-12-22 Fremgangsmaate for fjerning av stoey fra en seismisk refleksjon NO834762L (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/452,996 US4887243A (en) 1982-12-27 1982-12-27 Removal of surface multiples

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO834762L true NO834762L (no) 1984-06-28

Family

ID=23798809

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO834762A NO834762L (no) 1982-12-27 1983-12-22 Fremgangsmaate for fjerning av stoey fra en seismisk refleksjon

Country Status (3)

Country Link
US (1) US4887243A (no)
EP (1) EP0112715A3 (no)
NO (1) NO834762L (no)

Families Citing this family (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4907205A (en) * 1988-04-29 1990-03-06 Amoco Corporation Method for attenuating multiple reflection events in seismic data
US5170377A (en) * 1990-03-22 1992-12-08 Western Atlas International, Inc. 3-D mapping of salt domes
US5051960A (en) * 1990-07-16 1991-09-24 Mobil Oil Corporation Method of removing records of multiple reflection events from seismic data
US5309360A (en) * 1991-05-23 1994-05-03 Halliburton Geophysical Services, Inc. Method for attenuating undesirable data, such as multiples, using constrained cross-equalization
US5521881A (en) * 1994-09-02 1996-05-28 Exxon Production Research Company Method of processing seismic data having multiple reflection noise
GB2296567A (en) * 1994-12-24 1996-07-03 Geco As Source signature determination and multiple reflection reduction
GB9612470D0 (en) * 1996-06-14 1996-08-14 Geco As Multiple attenuation method
US5873050A (en) * 1997-06-19 1999-02-16 Exxon Production Research Company Method of analyzing capabilities of multiple-suppression computer seismic data processing software
US6128581A (en) * 1999-05-19 2000-10-03 Pgs Seres As Dynamic datumming for land and marine multicomponent seismic data processing
US6169959B1 (en) * 1999-05-27 2001-01-02 Baker Hughes Incorporated Method of predicting kinematics for surface multiples
US6263285B1 (en) * 1999-09-15 2001-07-17 Pgs Tensor, Inc. Amplitude spectra estimation
MY135160A (en) * 2002-04-16 2008-02-29 Shell Int Research Marine time-lapse seismic surveying
US6894948B2 (en) * 2003-01-29 2005-05-17 Pgs Exploration (Uk) Limited Method for processing dual sensor seismic data to attenuate noise
US7672192B2 (en) * 2003-05-02 2010-03-02 Westerngeco L.L.C. Method for computing and using timing errors that occur in multiples predicted by multiple prediction algorithm
US7181347B2 (en) * 2003-09-23 2007-02-20 Westerngeco, L.L.C. Method for the 3-D prediction of free-surface multiples
EP2386880B1 (en) * 2004-04-07 2018-10-10 WesternGeco Seismic Holdings Limited Fast 3-d surface multiple prediction
MXPA06011579A (es) 2004-04-07 2008-03-11 Westerngeco Seismic Holdings Ltd Prediccion generalizada de multiplos de superfie 3-d.
GB2420881B (en) * 2004-12-01 2008-01-16 Westerngeco Ltd Processing seismic data
US7447115B2 (en) * 2006-12-05 2008-11-04 Westerngeco L.L.C. Processing seismic data using interferometry techniques
US7596055B2 (en) * 2006-12-05 2009-09-29 Westerngeco L.L.C. Attenuating unwanted signal using interferometry techniques
US7715986B2 (en) * 2007-05-22 2010-05-11 Chevron U.S.A. Inc. Method for identifying and removing multiples for imaging with beams
CN101452081B (zh) * 2007-12-05 2011-07-06 中国科学院地质与地球物理研究所 消除地震多次波的方法
US7987054B2 (en) * 2008-05-23 2011-07-26 Exxonmobil Upstream Research Company Efficient multiple prediction in two and three dimensions
US8164978B2 (en) * 2008-09-19 2012-04-24 Westerngeco L.L.C. Interbed multiple prediction
US8326543B2 (en) * 2009-11-20 2012-12-04 Chevron U.S.A. Inc. System and method for attenuating multiples in seismic data that accounts for beam azimuth
US9939542B2 (en) 2012-03-09 2018-04-10 Shell Oil Company Signal enhancement using diversity shot stacking for reverse time migrations (DeSSeRT)
US10288754B2 (en) 2012-03-29 2019-05-14 Westerngeco L.L.C. Seismic noise removal
CN105408772B (zh) * 2013-01-09 2019-09-03 西方奇科抗震控股有限公司 多分量微震数据的噪声衰减
WO2015042815A1 (zh) * 2013-09-25 2015-04-02 中国石油化工股份有限公司 一种地震数字信号的提频方法及装置

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3344395A (en) * 1965-02-01 1967-09-26 Pan American Petroleum Corp Displaying subtractively combined seismic data
US3381266A (en) * 1965-09-27 1968-04-30 Mobil Oil Corp Stacking of seismic traces having common offset distances
US3371310A (en) * 1966-03-14 1968-02-27 Pan American Petroleum Corp Discriminating between primary and multiple seismic reflections
US3339176A (en) * 1966-03-14 1967-08-29 Pan American Petroleum Corp Discriminating primary and multiple seismic reflections
GB1195204A (en) * 1966-06-15 1970-06-17 Seismograph Service England Methods for Use in Identifying Multiple Reflections.
US3421140A (en) * 1967-05-31 1969-01-07 Mobil Oil Corp Processing of seismic data obtained with long shot-detector distances
US3581274A (en) * 1969-03-19 1971-05-25 Mobil Oil Corp Frequency-domain band broadening of seismic data
US3599175A (en) * 1969-09-12 1971-08-10 Petty Geophysical Eng Co System and methods of processing seismic data and the like
US3735337A (en) * 1971-07-22 1973-05-22 Amco Prod Co Minimizing multiple reflecting
FR2245961A1 (en) * 1974-04-24 1975-04-25 Seismograph Service Ltd Selective attenuation of multiple reflected seismic signals - enables correct interpretation of recordings of earths crust
US4380059A (en) * 1980-08-20 1983-04-12 Mobil Oil Corporation F-K Filtering of multiple reflections from a seismic section

Also Published As

Publication number Publication date
EP0112715A2 (en) 1984-07-04
EP0112715A3 (en) 1986-08-20
US4887243A (en) 1989-12-12

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO834762L (no) Fremgangsmaate for fjerning av stoey fra en seismisk refleksjon
CN101014881B (zh) 用于压力传感器和质点运动传感器记录的地震数据中水底多次波的衰减的系统
US5173880A (en) Method of generating seismic wavelets using seismic range equation
CA2658307C (en) Method for deghosting marine seismic streamer data with irregular receiver positions
US9625593B2 (en) Seismic data processing
US20120275267A1 (en) Seismic Data Processing
NO339072B1 (no) Hurtig 3-D-overflatemultippel-prediksjon
US20140303898A1 (en) Device and method for de-blending simultaneous shot data
NO316927B1 (no) Fremgangsmate for kildesignaturbestemmelse og multippel refleksjonsreduksjon
SG192348A1 (en) Device and method for de-blending simultaneous shooting data
NO339057B1 (no) Seismisk prosessering for eliminering av multiple refleksjoner
EA025309B1 (ru) Способ и система для геологического картографирования и машиночитаемый носитель
EP2730949A2 (en) Interference noise attenuation method and apparatus
MX2010014019A (es) Metodo para atenuacion de ruido de interferencia en datos sismicos de sensor dual.
EA032186B1 (ru) Сейсмическая адаптивная фокусировка
EA022531B1 (ru) Способ определения сейсмического атрибута по сейсмическим сигналам
US9658354B2 (en) Seismic imaging systems and methods employing correlation-based stacking
AU2013270630A1 (en) A 4D repeatability indicator based on shot illumination for seismic acquisition
US8547792B2 (en) Processing seismic data
NO146924B (no) Fremgangsmaate ved marine seismiske undersoekelser
Edme et al. Near-surface imaging using ambient-noise body waves
Ursin Seismic signal detection and parameter estimation
WO2002023222A1 (en) Illumination weighted imaging condition for migrated seismic data
McBride et al. Seismic reflection profiling in deep water: avoiding spurious reflectivity at lower-crustal and upper-mantle traveltimes
Cheng Gradient projection methods with applications to simultaneous source seismic data processing