RU2337381C2 - Обработка сейсмических данных - Google Patents

Обработка сейсмических данных Download PDF

Info

Publication number
RU2337381C2
RU2337381C2 RU2004124712/28A RU2004124712A RU2337381C2 RU 2337381 C2 RU2337381 C2 RU 2337381C2 RU 2004124712/28 A RU2004124712/28 A RU 2004124712/28A RU 2004124712 A RU2004124712 A RU 2004124712A RU 2337381 C2 RU2337381 C2 RU 2337381C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
seismic data
velocity
vertical component
seismic
Prior art date
Application number
RU2004124712/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2004124712A (ru
Inventor
Йохан Олоф Андерс РОБЕРТССОН (NO)
Йохан Олоф Андерс РОБЕРТССОН
Лассе АМУНДСЕН (NO)
Лассе Амундсен
Таге РЕСТЕН (NO)
Таге РЕСТЕН
Original Assignee
Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед
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
Priority claimed from GB0212293A external-priority patent/GB2389183B/en
Application filed by Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед filed Critical Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед
Publication of RU2004124712A publication Critical patent/RU2004124712A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2337381C2 publication Critical patent/RU2337381C2/ru

Links

Images

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
    • G01V1/364—Seismic filtering
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/56—De-ghosting; Reverberation compensation

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Oceanography (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)

Abstract

Предложенное изобретение относится к обработке сейсмических данных и, в частности, к обработке морских сейсмических данных для ослабления эффектов «волн-спутников», и может быть применено при обработке как морских сейсмических данных, зарегистрированных при спокойном море, так и морских сейсмических данных, зарегистрированных при бурном море. Данное изобретение позволяет повысить точность обработки сейсмических данных, зарегистрированных на глубине более 0,4 от общей глубины моря в точке регистрации данных. Предложенный способ определения вертикальной компоненты скорости частиц по сейсмическим данным, зарегистрированным на приемнике, расположенном в толще воды, включает в себя определение вертикальной компоненты скорости частиц при использовании оператора, полученного при использовании уравнения
Figure 00000001
где ω - угловая частота; k=(ω/α) - волновое число; α - скорость Р-волны; ρ - плотность; D2 - дифференциальный оператор; р - зарегистрированное давление в жидкости;

Description

Текст описания приведен в факсимильном виде.
Figure 00000005
Figure 00000006
Figure 00000007
Figure 00000008
Figure 00000009
Figure 00000010
Figure 00000011
Figure 00000012
Figure 00000013
Figure 00000014
Figure 00000015
Figure 00000016
Figure 00000017
Figure 00000018
Figure 00000019
Figure 00000020
Figure 00000021
Figure 00000022
Figure 00000023
Figure 00000024
Figure 00000025
Figure 00000026
Figure 00000027
Figure 00000028
Figure 00000029
Figure 00000030
Figure 00000031
Figure 00000032
Figure 00000033
Figure 00000034
Figure 00000035
Figure 00000036
Figure 00000037
Figure 00000038
Figure 00000039
Figure 00000040
Figure 00000041
Figure 00000042
Figure 00000043
Figure 00000044
Figure 00000045
Figure 00000046
Figure 00000047
Figure 00000048
Figure 00000049
Figure 00000050
Figure 00000051
Figure 00000052
Figure 00000053

Claims (33)

1. Способ определения вертикальной компоненты скорости частиц по сейсмическим данным, зарегистрированным на приемнике, расположенном в толще воды, включающий в себя определение вертикальной компоненты скорости частиц при использовании оператора, полученного при использовании следующего уравнения или уравнения, полученного из него:
Figure 00000054
где ω - угловая частота;
k=(ω/α) - волновое число;
α - скорость Р-волны;
ρ - плотность;
D2 - дифференциальный оператор;
р - зарегистрированное давление в жидкости;
Figure 00000055
* - двумерный пространственный оператор свертки.
2. Способ по п.1, в котором оператор выполнен с возможностью обработки сейсмических данных, зарегистрированных ниже поверхности толщи воды на глубине, по меньшей мере, в 0,4 раза превышающей минимальную длину волны сейсмической волны, испускаемой посредством сейсмического источника, который используется при регистрации сейсмических данных.
3. Способ по п.1, в котором D2 представляет собой дифференциальный оператор, ограниченный по полосе частот.
4. Способ по п.1, в котором суммирование по m осуществляют от m=0 до m=М, где М является конечным числом.
5. Способ по п.4, в котором этап определения вертикальной скорости частиц включает в себя определение вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, в соответствии с
Figure 00000056
6. Способ по п.4, в котором этап определения вертикальной скорости частиц включает в себя определение вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, в соответствии с
Figure 00000057
где
Figure 00000058
7. Способ по п.4, в котором этап определения вертикальной скорости частиц включает в себя определение вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, в соответствии с
Figure 00000059
где A00=1;
A10=A11= -1/3.
8. Способ по п.1, который включает в себя определение вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, при использовании следующего уравнения или уравнения, полученного из него:
Figure 00000060
где
Figure 00000061
где an и bm - обратные и прямые коэффициенты фильтра;
Wk - набор положительных весов и
Fk=F(kΔkx) обозначает желаемую характеристику дискретных горизонтальных волновых чисел.
9. Способ по п.8, который включает в себя определение вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, при использовании следующего уравнения:
Figure 00000062
где Гkm=cos(kΔkxmΔx) и
bm=0,5gm для gm=1, 2, ..., M/2 и b0=g0.
10. Способ по одному из предшествующих пунктов, в котором данные регистрируют на приемнике, расположенном в буксируемой косе, дополнительно включающий в себя этап определения производной давления по горизонтальному направлению, перпендикулярному буксируемой косе, по производной давления по горизонтальному направлению вдоль буксируемой косы.
11. Способ по п.10, в котором этап определения производной давления по горизонтальному направлению, перпендикулярному буксируемой косе, включает в себя использование
Figure 00000063
при этом буксируемая коса вытянута вдоль оси х.
12. Способ по п.1, который включает в себя дополнительный этап обработки сейсмических данных при использовании вертикальной компоненты скорости частиц.
13. Способ по п.12, который включает в себя обработку сейсмических данных для определения, по меньшей мере, одной из восходящей компоненты и нисходящей компоненты из сейсмических данных.
14. Способ по п.12, который включает в себя обработку сейсмических данных при использовании вертикальной компоненты скорости частиц для ослабления в обработанных данных влияния сейсмической волны, отраженной и/или рассеянной на свободной поверхности толщи воды.
15. Способ по п.12, который включает в себя этапы
а) удаления вступления прямой волны и присоединенного вступления волны-спутника из зарегистрированных сейсмических данных;
b) разделения сейсмических данных, оставшихся после удаления вступления прямой волны и присоединенного вступления волны-спутника, на восходящую и нисходящую компоненты;
c) суммирование нисходящей компоненты, полученной на этапе (b), и вступления прямой волны и присоединенного вступления волны-спутника, чтобы посредством этого получить полную нисходящую компоненту; и
d) деление восходящей компоненты, полученной на этапе (b), на полную нисходящую компоненту, полученную на этапе (с), чтобы посредством этого ослабить влияние кратных отражений в сейсмических данных.
16. Способ по п.12, который дополнительно включает в себя обработку сейсмических данных при использовании вертикальной компоненты скорости частиц, чтобы посредством этого получить информацию о сигнатуре источника сейсмических волн.
17. Способ по п.1, в котором сейсмические данные содержат данные о давлении и скорости частиц, а способ дополнительно включает в себя сравнение вертикальной компоненты скорости частиц, определенной по зарегистрированному давлению, с измеренными значениями скорости частиц.
18. Способ по п.1, в котором сейсмические данные содержат данные о давлении и скорости частиц, а способ дополнительно включает в себя этап определения глубины погружения сейсмического приемника в толще воды по измеренной вертикальной компоненте скорости частиц и вертикальной компоненте скорости частиц, определенной по давлению.
19. Способ по п.5, который включает в себя определение по меньшей мере одной горизонтальной производной волнового поля давления в соответствии со способом, включающим в себя этап преобразования Фурье волнового поля давления в область волновых чисел.
20. Способ регистрации морских сейсмических данных, включающий в себя следующие этапы:
возбуждение группы из одного или нескольких сейсмических источников для излучения сейсмической волны;
регистрацию сейсмических данных на одном или нескольких приемниках, расположенных в толще воды, при этом сейсмические данные содержат по меньшей мере данные о давлении; и
обработку зарегистрированных данных о давлении в соответствии со способом по п.1.
21. Устройство для определения вертикальной компоненты скорости частиц по сейсмическим данным, зарегистрированным на приемнике, расположенном в толще воды, содержащее средство для определения вертикальной компоненты скорости частиц, при использовании оператора, полученного при использовании следующего уравнения или уравнения, полученного из него:
Figure 00000064
где ω - угловая частота;
k=(ω/α) - волновое число;
α - скорость Р-волны;
ρ - плотность;
D2 - дифференциальный оператор;
р - зарегистрированное давление в жидкости;
Figure 00000065
* - двумерный пространственный оператор свертки.
22. Устройство по п.21, в котором оператор выполнен с возможностью обработки сейсмических данных, зарегистрированных ниже поверхности толщи воды на глубине, по меньшей мере, в 0,4 раза превышающей минимальную длину волны сейсмической волны, испускаемой посредством сейсмического источника, использованного при регистрации сейсмических данных.
23. Устройство по п.21, которое выполнено с возможностью определения вертикальной компоненты скорости частиц при использовании дифференциального оператора D2, ограниченного по полосе частот.
24. Устройство по п.21, которое выполнено с возможностью осуществления суммирования по m от m=0 до m=М, при этом М является конечным числом.
25. Устройство по п.24, которое выполнено с возможностью определения вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, в соответствии с
Figure 00000066
26. Устройство по п.24, которое выполнено с возможностью определения вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, в соответствии с
Figure 00000067
Figure 00000068
27. Устройство по п.24, которое выполнено с возможностью определения вертикальной компоненты скорости частиц по давлению, зарегистрированному на приемнике, в соответствии с
Figure 00000069
где А00=1;
А10=А11= -1/3.
28. Устройство по одному из пп.22-27, которое выполнено с возможностью обработки данных, зарегистрированных на приемнике, расположенном в буксируемой косе, и дополнительно выполненное с возможностью определения производной давления по горизонтальному направлению, перпендикулярному буксируемой косе, по производной давления по направлению вдоль буксируемой косы.
29. Устройство по п.28, которое выполнено с возможностью определения производной давления по направлению, перпендикулярному буксируемой косе, в соответствии с
Figure 00000070
при этом буксируемая коса вытянута вдоль оси х.
30. Устройство по п.21, которое выполнено с возможностью дополнительной обработки сейсмических данных при использовании вертикальной компоненты скорости частиц.
31. Устройство по п.30, которое выполнено с возможностью обработки сейсмических данных при использовании вертикальной компоненты скорости частиц, чтобы посредством этого ослабить в обработанных данных эффекты сейсмической волны, отраженной и/или рассеянной на поверхности толщи воды.
32. Устройство по п.31, которое выполнено с возможностью обработки сейсмических данных при использовании вертикальной компоненты скорости частиц, чтобы посредством этого получить информацию о сигнатуре источника сейсмических волн.
33. Устройство по п.21, которое содержит программируемый процессор данных.
RU2004124712/28A 2002-01-14 2003-01-09 Обработка сейсмических данных RU2337381C2 (ru)

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US34887202P 2002-01-14 2002-01-14
US60/348,872 2002-01-14
GB0212293A GB2389183B (en) 2002-05-28 2002-05-28 Processing seismic data
GB0212293.5 2002-05-28

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2004124712A RU2004124712A (ru) 2005-05-27
RU2337381C2 true RU2337381C2 (ru) 2008-10-27

Family

ID=26247070

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004124712/28A RU2337381C2 (ru) 2002-01-14 2003-01-09 Обработка сейсмических данных

Country Status (5)

Country Link
EP (1) EP1474705B1 (ru)
CN (1) CN1275052C (ru)
NO (1) NO337876B1 (ru)
RU (1) RU2337381C2 (ru)
WO (1) WO2003058281A1 (ru)

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2389183B (en) 2002-05-28 2006-07-26 Westerngeco Ltd Processing seismic data
GB2405473B (en) 2003-08-23 2005-10-05 Westerngeco Ltd Multiple attenuation method
GB2410551B (en) 2004-01-30 2006-06-14 Westerngeco Ltd Marine seismic acquisition system
US8477561B2 (en) 2005-04-26 2013-07-02 Westerngeco L.L.C. Seismic streamer system and method
US20080008038A1 (en) * 2006-07-07 2008-01-10 Johan Olof Anders Robertsson Method and Apparatus for Estimating a Seismic Source Signature
US7817495B2 (en) * 2008-06-02 2010-10-19 Westerngeco L.L.C. Jointly interpolating and deghosting seismic data
US8456948B2 (en) 2008-06-28 2013-06-04 Westerngeco L.L.C. System and technique to obtain streamer depth and shape and applications thereof
CN102478664B (zh) * 2010-11-23 2013-09-04 中国石油天然气集团公司 一种有效信号无污染的空间采样间隔确定方法
US10274624B2 (en) 2015-09-24 2019-04-30 Magseis Ff Llc Determining node depth and water column transit velocity
US20230077945A1 (en) 2020-02-21 2023-03-16 Schlumberger Technology Corporation Data-drive separation of downgoing free-surface multiples for seismic imaging
CN111680384B (zh) * 2020-03-21 2024-03-22 西安现代控制技术研究所 拖曳式二次起爆云爆弹拖缆释放长度计算方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0015810D0 (en) * 2000-06-29 2000-08-23 Geco As A method of processing seismic data

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
GEISER J., BARR F. and PAFFENHOLZ J., in their publication "Vertical Component Coupling of OBC-Data", EAGE 64th Conference & Exhibition, Florence, Italy, 27-30 May, 2002.. AMUNDSEN L. в "Elimination of free-surface related multiples without need of the source wavelet", Geophysics, vol.66, pp.327-341 (2001). AMUNDSEN L. et al "Extraction of the normal component of the particle velocity from marine pressure data" Geophysics, vol.60, pp.212-222 (1995). ROBERTSSON J. О. А. и KRAGH E. in their publication "Rough sea deghosting using a single streamer and pressure gradient approximation", Geophysics (2001). *

Also Published As

Publication number Publication date
RU2004124712A (ru) 2005-05-27
CN1633610A (zh) 2005-06-29
AU2003201041B2 (en) 2007-03-22
EP1474705B1 (en) 2013-04-24
AU2003201041A1 (en) 2003-07-24
NO20043389L (no) 2004-08-16
NO337876B1 (no) 2016-07-04
EP1474705A1 (en) 2004-11-10
NO20043389D0 (no) 2004-08-16
CN1275052C (zh) 2006-09-13
WO2003058281A1 (en) 2003-07-17

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2337381C2 (ru) Обработка сейсмических данных
US10353098B2 (en) Removing noise from a seismic measurement
RU2507543C2 (ru) Совместные интерполяция и подавление волн-спутников в сейсмических данных
US9128206B2 (en) Removing noise from a seismic measurement
US20030125880A1 (en) Method and system for deghosting
RU2003128650A (ru) Морская сейсмическая разведка
AU2001290607A1 (en) Method and system for deghosting
FR2955396A1 (fr) Dispositif de traitement de donnees sismiques marines
Drémeau et al. Reconstruction of dispersion curves in the frequency-wavenumber domain using compressed sensing on a random array
US20160109594A1 (en) Methods and systems that attenuate noise in seismic data
EP2976661A1 (en) Removing noise from a seismic measurment
Jun et al. Random noise attenuation of sparker seismic oceanography data with machine learning
WO2008145630A1 (en) Seismic exploration process enabling the suppression of ghosts due to reflections at the water surface, and process for processing seismic data in order to suppress these ghosts
CN110703332B (zh) 一种鬼波压制方法
IZUTANI A STATISTICAL MODEL FOR PREDICTION OF QUASIREALISTIC STRONG GROUND MOTION
US20110103183A1 (en) System and Technique to Increase the Spacing of Particle Motion Sensors on a Seismic Streamer
Birinci et al. Noise attenuation of a 3D marine seismic reflection dataset-a case study in the Southwest Black Sea region
US20160170058A1 (en) Method and system of seismic data processing
Bakhoday-Paskyabi A wavelet-entropy based segmentation of turbulence measurements from a moored shear probe near the wavy sea surface
CN113126164B (zh) 地震数据去噪方法及装置
Karrenbach Three-dimensional time-slice migration
Shchepetkin et al. A method for reconstructing bottom topography for an enclosed basin from scattered, sparse measurement data
US6629063B2 (en) Amplitude temporal order dependent adaptive processor
Cotter et al. Performance of three hydrophone flow shields in a tidal channel
BİRİNCİ et al. Bulletin of the Mineral Research and Exploration

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20140110