RU2457508C2 - Калибровка записей градиента давления - Google Patents

Калибровка записей градиента давления Download PDF

Info

Publication number
RU2457508C2
RU2457508C2 RU2006107884/28A RU2006107884A RU2457508C2 RU 2457508 C2 RU2457508 C2 RU 2457508C2 RU 2006107884/28 A RU2006107884/28 A RU 2006107884/28A RU 2006107884 A RU2006107884 A RU 2006107884A RU 2457508 C2 RU2457508 C2 RU 2457508C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
receiver
pressure signals
recorded
gradient
pressure
Prior art date
Application number
RU2006107884/28A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006107884A (ru
Inventor
Йохан Олоф Андерс РОБЕРТССОН (NO)
Йохан Олоф Андерс РОБЕРТССОН
Николя ГУЖОН (NO)
Николя ГУЖОН
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
Application filed by Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед filed Critical Вестернджеко Сайзмик Холдингз Лимитед
Publication of RU2006107884A publication Critical patent/RU2006107884A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2457508C2 publication Critical patent/RU2457508C2/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
    • G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
    • G01V1/20—Arrangements of receiving elements, e.g. geophone pattern
    • 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
    • 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
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
    • G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design

Landscapes

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

Abstract

Варианты осуществления настоящего изобретения относятся к обработке сейсмических данных, а точнее - к способу вычисления градиента сигналов давления. Заявленные способы вычисления градиента сигналов давления заключаются в том, что размещают косу с, по меньшей мере, одним устройством измерения градиента сигналов давления, причем каждое устройство измерения градиентов сигналов давления имеет первый приемник, второй приемник и третий приемник, расположенные в кластере в треугольной конфигурации, записывают множество сигналов давления на первом приемнике, втором приемнике и третьем приемнике; и вычисляют градиент сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, сигналами давления, записанными на втором приемнике, и сигналами давления, записанными на третьем приемнике. Технический результат заключается в усовершенствовании способа вычисления градиента сигнала давления за счет понижения шума вслед за сигналом при оценивании градиента давления, а также за счет увлечения силы сигнала по мере уменьшения расстояния между приемниками. 2 н. и 27 з.п.ф-лы, 5 ил.

Description

Предпосылки создания изобретения
Область техники, к которой относится изобретение
В общем варианты осуществления настоящего изобретения относятся к обработке сейсмических данных, а точнее - к способу вычисления градиента сигналов давления.
Описание уровня техники
Сейсмическая разведка представляет собой способ определения структуры подземных пластов в геологической среде. При сейсмической разведке обычно используют источники сейсмической энергии, которые формируют сейсмические волны, и сейсмические приемники, которые обнаруживают сейсмические волны. Сейсмические волны распространяются в пласты в геологической среде, где часть волн отражается от границ раздела между подземными пластами. Амплитуда и полярность отраженных волн определяются различиями акустического импеданса слоев породы, содержащих подземные пласты. Акустический импеданс слоя породы представляет собой произведение скорости распространения акустической волны в слое и плотности слоя. Сейсмические приемники обнаруживают отраженные сейсмические волны и преобразуют отраженные волны в репрезентативные электрические сигналы. Обычно сигналы передают посредством электрических, оптических, радиотехнических или других средств в устройства, которые записывают сигналы. Путем анализа записанных сигналов (или трасс) можно определить форму, местоположение и состав подземных пластов.
Морская сейсмическая разведка представляет собой способ определения структуры подземных пластов, лежащих ниже толщи воды. При морской сейсмической разведке обычно используют источники сейсмической энергии и сейсмические приемники, находящиеся в воде, и они либо буксируются позади судна или размещаются с судна на дне моря. Источник энергии обычно представляет собой взрывное устройство или систему со сжатым воздухом, которая вырабатывает сейсмическую энергию, которая затем в виде сейсмических волн распространяется через толщу воды и входит в подземные пласты ниже дна моря. Когда сейсмические волны достигают границ раздела между подземными пластами, часть сейсмических волн отражается обратно через грунт и воду к сейсмическим приемникам для обнаружения, передачи и записи. Сейсмические приемники, обычно используемые при морской сейсмической разведке, представляют собой датчики давления, например гидрофоны. Однако в дополнение к ним могут быть использованы датчики перемещения, например акселерометры. Для охвата района разведки как источники, так и приемники могут оперативно перемещаться на новые места.
При морской сейсмической разведке часто используют косы из сейсмических приемников. Косы обычно содержат гидрофоны для записи флуктуаций давления, вызванных сейсмическими волнами, распространяющимися в воде. В последнее время выявили, что значение сейсмических данных существенно повысится, если можно будет записать вектор движения частиц сейсмических волн, распространяющихся в воде. Некоторые сейсмические косы снабжают геофонами или акселерометрами для записи скорости или ускорения частиц; однако доказано, что такие конфигурации являются сложными вследствие шума и механических вибраций кос.
Однако в соответствии с уравнением движения Ньютона ускорение частиц эквивалентно градиенту давления. По существу градиент давления может быть записан или оценен в противоположность скорости или ускорению частиц. Градиент давления может быть записан или оценен путем использования совокупности близко расположенных кос, например конфигурации с размещением на верхнем и нижнем горизонтах. К сожалению, такие способы часто являются сложными в использовании и дорогостоящими. Поэтому недавно было предложено использовать множество гидрофонов, разнесенных на небольшое расстояние в пределах одной косы. Одна из проблем, встречающихся при использовании таких кос, заключается в необходимости поддержания минимальным диаметра кос для исключения отрицательных последствий, например гидравлического сопротивления и т.п. Поэтому этим необходимым условием ограничивается величина расстояния, которое может быть оставлено между приемниками в косах в конфигурации измерения градиента давления. Обнаружено, что чем меньше расстояние между приемниками, тем меньшее количество низких частот можно извлечь.
Одна проблема, возникающая от размещения приемников близко друг к другу, заключается в повышении шума вслед за сигналом при оценивании градиента давления. По мере уменьшения расстояния между приемниками сила сигнала в результате различия между сигналами давления приемников также уменьшается (см. фигуру 1). Это уменьшение силы сигнала часто приводит к недостоверным результатам измерений градиента давления.
Поэтому в данной области техники существует необходимость в усовершенствованном способе вычисления градиента сигнала давления, в котором исключены рассмотренные выше проблемы.
Сущность изобретения
В общем различные варианты осуществления настоящего изобретения касаются способа вычисления градиента давления. Способ включает в себя записывание множества сигналов давления на по меньшей мере одном из первого приемника и второго приемника. Первый приемник и второй приемник располагают в кластере. Кроме того, способ включает в себя записывание множества сигналов давления на втором приемнике; вычисление калибровочного фильтра для устранения различия в искажениях между сигналами давления, записанными на первом приемнике, и сигналами давления, записанными на втором приемнике; и вычисление градиента сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, и сигналами давления, записанными на втором приемнике, путем использования калибровочного фильтра.
В одном варианте осуществления изобретения первый и второй приемники располагают по вертикали один над другим.
В другом варианте осуществления изобретения калибровочный фильтр вычисляют в соответствии с
Figure 00000001
,
где: G(ω) обозначает калибровочный фильтр; φ(k x,ω) обозначает функцию стоимости; ρ обозначает плотность воды; ω обозначает угловую частоту;
Figure 00000002
обозначает сигналы давления, записанные на первом приемнике;
Figure 00000003
обозначает сигналы давления, записанные на втором приемнике; Δz обозначает вертикальное расстояние, разделяющее первый приемник от второго приемника; и k z обозначает абсолютное значение вертикального волнового числа.
Функцию φ(k x,ω) стоимости получают так, что пространственно-временное окно данных, к которому она применяется, содержит только восходящие волны. Как таковой калибровочный фильтр может быть определен путем минимизации функции φ(k x,ω) стоимости в пространственно-временном окне данных, содержащем только восходящие волны.
В еще одном варианте осуществления изобретения градиент сигналов давления вычисляют в соответствии с
Figure 00000004
,
где:
Figure 00000005
обозначает компоненту z градиента сигналов давления;
Figure 00000006
обозначает сигналы давления, записанные на первом приемнике; G(ω) обозначает калибровочный фильтр;
Figure 00000007
обозначает сигналы давления, записанные на втором приемнике; и Δz обозначает вертикальное расстояние между первым приемником и вторым приемником.
Краткое описание чертежей
Чтобы можно было детально понять последовательность перечисленных выше признаков настоящего изобретения, более конкретное описание изобретения, кратко изложенное выше, сделано относительно вариантов осуществления изобретения, некоторые из которых иллюстрируются прилагаемыми чертежами. Однако следует отметить, что прилагаемые чертежи иллюстрируют только типичные варианты осуществления этого изобретения и поэтому не должны считаться ограничивающими его объем, при этом для изобретения могут предполагаться другие, равным образом эффективные варианты осуществления изобретения.
На чертежах:
Фиг.1 - график, иллюстрирующий уменьшение уровня сигнала в результате различия между сигналами давления приемников, когда расстояние между приемниками уменьшается;
Фиг.2 - вид сейсморазведочного судна, буксирующего сейсмический источник и сейсмическую косу, которые могут быть использованы в сочетании с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения;
Фиг.3 - вид конфигурации косы, которая может быть использована в сочетании с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения;
Фиг.4 - блок-схема последовательности операций способа вычисления оценки градиента сигналов давления согласно одному или нескольким вариантам осуществления изобретения; и
Фиг.5 - структурная схема компьютерной сети, в которой могут быть реализованы варианты осуществления изобретения.
Подробное описание
На фигуре 2 показано сейсморазведочное судно 200, буксирующее сейсмический источник 210 и сейсмическую косу 218, которые могут быть использованы в сочетании с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. Сейсмическая коса 218 может быть размещена приблизительно на 60 м ниже поверхности 212 моря. Однако специалисты в данной области техники должны осознавать, что сейсмическая коса 218 может быть размещена на намного меньшей глубине, например от 3 до 4 м ниже поверхности 212 моря, или на глубинах, больших, чем 60 м ниже поверхности 212 моря. Стрелками 222a-d при пунктирных линиях показаны траектории сейсмической волны от сейсмического источника 210. Стрелкой 222а показана исходная нисходящая сейсмическая волна. Стрелкой 222b показана часть сейсмической волны, которая прошла через морское дно 214. Стрелкой 222с показано восходящее отражение сейсмической волны. Стрелкой 222d показана нисходящая волна-спутник, отраженная от поверхности 212 моря.
На фигуре 3 показана конфигурация 300 косы, которая может быть использована в сочетании с одним или несколькими вариантами осуществления изобретения. Конфигурация 300 косы включает в себя косу 330, которая содержит большое количество гидрофонов 332a, 332b, 332c и большое количество устройств 334a, 334b и 334с измерения градиента сигналов давления. Гидрофоны 332a, 332b, 332c разнесены на расстояния, меньшие, чем приблизительно 12 м. Устройства 334a, 334b и 334с измерения градиента сигналов давления также разнесены на расстояния, меньшие, чем приблизительно 12 м. Каждое устройство 334 измерения градиента сигналов давления может быть кластером гидрофонов, который включает в себя два гидрофона, которые расположены по вертикали один над другим. В таком варианте осуществления изобретения два гидрофона могут быть расположены точно на одной линии один над другим. В другом варианте осуществления изобретения каждое устройство 334 измерения градиента сигналов давления может быть кластером гидрофонов, имеющим три гидрофона, расположенных по углам в треугольной конфигурации. В еще одном варианте осуществления изобретения каждое устройство 334 измерения градиента сигналов давления может быть кластером гидрофонов, имеющим четыре гидрофона, расположенных по углам в тетраэдральной конфигурации. Коса 330 может также включать в себя инклинометры (непоказанные) для измерения ориентации гидрофонов, расположенных в треугольных или тетраэдральных конфигурациях. Одно преимущество от использования кластеров гидрофонов, расположенных в треугольных или тетраэдральных конфигурациях, заключается в возможности получать вертикальные градиенты сигналов давления, а также горизонтальные градиенты сигналов давления.
На фигуре 4 показана блок-схема последовательности операций способа 400 вычисления оценки градиента сигналов давления согласно одному или нескольким вариантам осуществления изобретения. На этапе 410 записывают сигналы давления на первом гидрофоне в кластере гидрофонов, имеющем два гидрофона, расположенных по вертикали один над другим. На этапе 420 записывают сигналы давления на втором гидрофоне в том же самом кластере. Следовательно, сигналы давления на первом гидрофоне записывают отдельно от сигналов давления, записываемых на втором гидрофоне. Записи на этапах 410 и 420 могут быть выполнены до, во время или после разведки. Одно преимущество записи сигналов давления до или во время разведки заключается в возможности визуализации или в выполнении контроля качества измерений градиента сигналов давления во время разведки. Первый гидрофон и второй гидрофон разнесены по вертикали на расстояние Δz, которое может быть в пределах от около 1,5 см до около 15 см.
На этапе 430, используя записанные сигналы давления, вычисляют калибровочный фильтр. В одном варианте осуществления изобретения калибровочный фильтр может быть вычислен путем использования следующего уравнения:
Figure 00000001
,
Figure 00000008
(уравнение 1)
где: G(ω) обозначает калибровочный фильтр; φ(k x,ω) обозначает функцию стоимости; ρ обозначает плотность воды; ω обозначает угловую частоту;
Figure 00000002
обозначает сигналы давления, записанные на первом гидрофоне;
Figure 00000003
обозначает сигналы давления, записанные на втором гидрофоне; Δz обозначает вертикальное расстояние, разделяющее первый гидрофон от второго гидрофона; и k z обозначает абсолютное значение вертикального волнового числа, которое может быть выражено через частоту и горизонтальные волновые числа путем использования дисперсионного соотношения для воды в виде (
Figure 00000009
, где: c - скорость акустической волны в воде).
Функцию стоимости, φ(k x,ω), получают так, чтобы пространственно-временное окно, к которому она применяется, содержала только восходящие волны. Поэтому как таковой калибровочный фильтр G(ω) может быть определен путем минимизации функции стоимости, φ(k x,ω), в пространственно-временном окне данных, которое содержит только восходящие волны. Другими словами, калибровочный фильтр G(ω) может быть определен путем минимизации функции стоимости, φ(k x,ω), как функции угловой частоты. Следовательно, калибровочный фильтр является частотно-зависимым. Кроме того, в этом варианте осуществления изобретения предполагается распространение только вдоль линии наблюдения, и зависимость от k y игнорируется. Хотя вариант осуществления изобретения описывается относительно вычисления калибровочного фильтра путем использования уравнения (1), в других вариантах осуществления изобретения предполагаются другие способы и уравнения для вычисления калибровочного фильтра.
Уравнение (1) может быть получено на основании восходящего и нисходящего участков вертикальной компоненты V z скорости частиц. Восходящий участок вертикальной компоненты V z скорости частиц описывается следующим образом:
Figure 00000010
,
Figure 00000011
(уравнение 2)
где: V z обозначает вертикальную компоненту скорости частиц;
Figure 00000012
обозначает восходящий участок вертикальной компоненты скорости частиц; ρ обозначает плотность воды; ω обозначает угловую частоту; Р обозначает давление; и k z обозначает абсолютное значение вертикального волнового числа.
Нисходящий участок вертикальной компоненты скорости V z частиц описывается следующим образом:
Figure 00000013
,
Figure 00000011
(уравнение 3)
где: V z обозначает вертикальную компоненту скорости частиц;
Figure 00000014
обозначает нисходящий участок вертикальной компоненты скорости частиц; ρ обозначает плотность воды; ω обозначает угловую частоту; Р обозначает давление; и
Figure 00000009
, где: k z обозначает абсолютное значение вертикального волнового числа.
Вертикальная компонента V z скорости частиц может быть представлена в виде:
Figure 00000015
,
Figure 00000016
(уравнение 4)
где: ρ обозначает плотность воды; ω обозначает угловую частоту; Р обозначает давление; и
Figure 00000017
обозначает вертикальную компоненту градиента сигналов давления.
Поле Р 1 давления на первом гидрофоне может быть выражено как:
Figure 00000018
,
Figure 00000019
(уравнение 5)
где:
Figure 00000002
обозначает сигналы давления, записанные на первом гидрофоне.
Точно так же давление Р 2 на втором гидрофоне может быть выражено как:
Figure 00000020
,
Figure 00000019
(уравнение 6)
где:
Figure 00000003
обозначает сигналы давления, записанные на втором гидрофоне.
Как F 1(ω), так и F 2(ω) характеризуют фильтры, которые являются функциями частоты со значением, по существу равным значению из значительного участка частотного диапазона, представляющего интерес.
Для волнового фронта, разложенного по плоским волнам, уравнение (3) можно переписать, используя уравнения с (4) по (6), и это дает:
Figure 00000021
(уравнение 7)
Поскольку Р 1≈Р 2 и поскольку Δz очень мало, например находится в пределах от около 1,5 см до около 15 см, уравнение (7) может быть переписано как:
Figure 00000022
.
(уравнение 8)
Из уравнения (8) можно видеть, что задача калибровки для двух близко расположенных гидрофонов может быть решена прежде всего путем определения частотно-зависимого фильтра G(ω) в пространственно-временном окне данных, содержащем только восходящие волны.
Снова обратимся к фигуре 4, где после того, как калибровочный фильтр вычислен, калибровочный фильтр применяют (этап 440) к сигналам давления, записанным на втором гидрофоне. Если операцию осуществляют во временной области, калибровочный фильтр может быть применен с помощью свертывания. В качестве альтернативы, если операцию осуществляют в частотной области, калибровочный фильтр может быть применен с помощью умножения. Таким способом устраняют различие в искажениях записанных сигналов давления, так что результирующие сигналы давления как от первого, так и второго гидрофонов будут иметь идентичные искажения. То есть сигналы давления, записанные как на первом, так и на втором гидрофонах, будут иметь по существу идентичные характеристики. В одном варианте осуществления изобретения калибровочный фильтр может быть применен к сигналам давления, записанным на втором гидрофоне во время разведки, до вычисления градиента сигналов давления.
На этапе 450 вычисляют градиент сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом и втором гидрофонах. В одном варианте осуществления изобретения компоненту z градиента сигналов давления вычисляют в соответствии с:
Figure 00000004
,
Figure 00000023
(уравнение 9)
где:
Figure 00000005
обозначает компоненту z градиента сигналов давления;
Figure 00000006
обозначает сигналы давления, записанные на первом гидрофоне;
Figure 00000007
обозначает сигналы давления, записанные на втором гидрофоне; и Δz обозначает вертикальное расстояние между первым гидрофоном и вторым гидрофоном.
Компоненты x и y градиента сигналов давления также могут быть вычислены путем использования различных, рассмотренных выше способов, используемых для вычисления компоненты z градиента сигналов давления. Кроме того, для калибровки градиента сигналов давления поперек профиля коса может быть повернута в воде, и процедура калибровки может быть повторена так, чтобы все компоненты градиента сигналов давления могли быть точно прокалиброваны. После осуществления надлежащим образом калибровки в вертикальном направлении конфигурация градиента сигналов давления пригодна для записи с тем же успехом вертикального градиента, а также градиента сигналов давления поперек линии профиля.
В одном варианте осуществления изобретения после того, как градиент сигналов давления будет вычислен, градиент сигналов давления может быть использован при традиционной обработке сейсмических данных, включая подавление волн-спутников, удаление многократных волн и построение изображения. В другом варианте осуществления изобретения способ 400 может быть повторен для каждой конфигурации градиента давления в косе. В еще одном варианте осуществления изобретения способ 400 может быть повторен для каждой конфигурации градиента давления в области общего пункта приема или в области общего пункта взрыва путем использования фильтров компактного пространства, которые воздействуют на записанные сигналы давления, описанных в обычным образом переуступленной Международной заявке WO 2004/029662, которая включена в настоящую заявку путем ссылки. Хотя способ вычисления оценки градиента сигналов давления описан применительно к кластеру гидрофонов, имеющему два гидрофона, в других вариантах осуществления изобретения предусматриваются способы вычисления оценок градиента сигналов давления в случае кластера гидрофонов, имеющего более чем два гидрофона, например три или четыре гидрофона. Кроме того, хотя варианты осуществления изобретения описаны применительно к конфигурации с одной косой, такой как коса 330, другие варианты осуществления изобретения также могут быть применены к конфигурациям с множественными косами, таким как конфигурации с косами на верхнем и нижнем горизонтах. Кроме того, хотя в настоящей заявке варианты осуществления изобретения описаны применительно к гидрофонам, в других вариантах осуществления изобретения предполагаются приемники других типов, общеизвестные для специалистов в данной области техники. Кроме того, различные варианты осуществления изобретения, рассмотренные в настоящей заявке, могут быть применены к сейсмическим данным, регистрируемым в придонных сейсмических условиях, скважинных сейсмических условиях или в сейсмических условиях верхнего и нижнего горизонтов.
На фигуре 5 показана компьютерная сеть 500, в которой могут быть реализованы варианты осуществления изобретения. Компьютерная сеть 500 включает в себя компьютер 530 системы, который может быть реализован как любой обычный персональный компьютер или рабочая станция, например рабочая станция на основе операционной системы UNIX. Компьютер 530 системы находится в связи с дисковыми запоминающими устройствами 529, 531 и 533, которые могут быть внешними запоминающими устройствами в виде жестких дисков. Предполагается, что дисковые запоминающие устройства 529, 531 и 533 представляют собой обычные накопители на жестких магнитных дисках, и как таковые должны быть реализованы с помощью локальной вычислительной сети или удаленного доступа. Конечно, хотя дисковые запоминающие устройства 529, 531 и 533 показаны как отдельные устройства, единственное дисковое запоминающее устройство может быть использовано для хранения любой и всех команд программы, данных измерений и, при желании, результатов.
В одном варианте осуществления изобретения сейсмические данные, например сигналы давления, полученные от гидрофонов, сохраняют в дисковом запоминающем устройстве 531. Компьютер 530 системы может извлекать соответствующие данные из дискового запоминающего устройства 531, чтобы исполнять команды программы, которые соответствуют способам вычисления градиента сигналов давления, описанным в настоящей заявке. Команды программы могут быть записаны на компьютерных языках программирования, таких как Си-плюс-плюс, Ява и т.п. Команды программы могут храниться в считываемом компьютером запоминающем устройстве, таком как дисковое запоминающее устройство 533 для хранения программы. Конечно, запоминающие среды, хранящие команды программы, могут быть любого известного типа, используемыми для хранения компьютерных программ, включая накопители на жестких магнитных дисках, дискеты, компакт-диски, доступные только для чтения, и другие оптические носители, магнитную ленту и т.п.
Согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения компьютер 530 системы вырабатывает выходные данные главным образом на графическом дисплее 527 или в качестве альтернативы с помощью принтера 528. В компьютере 530 системы результаты способов, описанных выше, могут сохраняться на дисковом запоминающем устройстве 529 для более позднего использования и дополнительного анализа. Для обеспечения возможности интерактивной работы компьютер 530 системы может быть снабжен клавиатурой 526 и координатным устройством 525 (например, мышью, трекболом и т.п.).
Компьютер 530 системы может быть расположен в центре обработки данных, удаленном от района разведки. Компьютер 530 системы находится в связи с гидрофонами (либо непосредственно, либо через регистрирующее устройство, непоказанное) для приема сигналов, отображающих отраженные сейсмические волны. Эти сигналы после обычного форматирования и другой первичной обработки сохраняются компьютером 530 системы в виде цифровых данных в дисковом запоминающем устройстве 531 для последующего извлечения и обработки способом, описанным выше. Хотя на фигуре 5 дисковое запоминающее устройство 531 показано как непосредственно соединенное с компьютером 530 системы, также предполагается, что дисковое запоминающее устройство 531 может быть доступно через локальную вычислительную сеть или с помощью удаленного доступа. Кроме того, как должно быть совершенно понятно специалисту в данной области техники, обращающемуся к этому описанию, хотя дисковые запоминающие устройства 529, 531 показаны как отдельные устройства, предназначенные для хранения сейсмических данных и анализа результатов, дисковые запоминающие устройства 529, 531 могут быть реализованы в виде единственного дискового накопителя (вместе или отдельно от дискового запоминающего устройства 533 для хранения программы) или в виде любого другого известного средства, понятного для специалиста в данной области техники.
Хотя вышеизложенное касается вариантов осуществления настоящего изобретения, иные и дополнительные варианты осуществления изобретения могут быть разработаны без отступления от основного объема его, и объем его определяется формулой изобретения, которая следует ниже.

Claims (29)

1. Способ вычисления градиента сигналов давления, заключающийся в том, что
размещают косу с, по меньшей мере, одним устройством измерения градиента сигналов давления, причем каждое устройство измерения градиентов сигналов давления имеет первый приемник и второй приемник, расположенные в кластере, при этом первый приемник расположен по вертикали над вторым приемником и первый приемник отнесен от второго приемника на расстояние от около 1,5 до около 15 см,
записывают множество сигналов давления на первом приемнике и втором приемнике и
вычисляют градиент сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, и сигналами давления, записанными на втором приемнике.
2. Способ по п.1, в котором при вычислении градиента сигналов давления устраняют различия в искажениях между сигналами давления, записанными на первом приемнике, и сигналами давления, записанными на втором приемнике.
3. Способ по п.1, в котором при вычислении градиента сигналов давления вычисляют калибровочный фильтр, используя записанные сигналы давления.
4. Способ по п.3, в котором калибровочный фильтр является частотно-зависимым.
5. Способ по п.3, в котором при вычислении калибровочного фильтра минимизируют весовую функцию φ(kx,ω) как функцию угловой частоты, при этом
Figure 00000024

где G(ω) обозначает калибровочный фильтр; φ(kx,ω) обозначает весовую функцию; ρ обозначает плотность воды; ω обозначает угловую частоту; P1 обозначает сигналы давления, записанные на первом приемнике; Р2 обозначает сигналы давления, записанные на втором приемнике; Δz обозначает вертикальное расстояние, разделяющее первый приемник от второго приемника; и kz обозначает абсолютное значение вертикального волнового числа.
6. Способ по п.5, в котором весовую функцию φ(kx,ω) минимизируют в пространственно-временном окне данных, которое содержит только восходящие волны.
7. Способ по п.3, в котором при вычислении градиента сигналов давления дополнительно применяют калибровочный фильтр к сигналам давления, записанным на втором приемнике.
8. Способ по п.7, в котором калибровочный фильтр применяют к сигналам давления, записанным на втором приемнике, с помощью свертывания.
9. Способ по п.7, в котором калибровочный фильтр применяют к сигналам давления, записанным на втором приемнике, с помощью умножения.
10. Способ по п.7, в котором при вычислении градиента сигналов давления дополнительно вычитают калиброванные сигналы давления, записанные на втором приемнике, из сигналов давления, записанных на первом приемнике.
11. Способ по п.7, в котором при вычислении градиента сигналов давления дополнительно
вычитают калиброванные сигналы давления, записанные на втором приемнике, из сигналов давления, записанных на первом приемнике; и
делят результат на расстояние между первым приемником и вторым приемником.
12. Способ по п.1, в котором градиент сигналов давления вычисляют в соответствии с
Figure 00000025
обозначает компоненту z градиента сигналов давления; P1 обозначает сигналы давления, записанные на первом приемнике; G(ω) обозначает калибровочный фильтр; P2 обозначает сигналы давления, записанные на втором приемнике; и Δz обозначает вертикальное расстояние между первым приемником и вторым приемником.
13. Способ по п.1, в котором сигналы давления на первом приемнике записывают отдельно от сигналов давления, записываемых на втором приемнике.
14. Способ по п.1, в котором сигналы давления записывают до разведки.
15. Способ по п.1, в котором сигналы давления записывают во время разведки.
16. Способ по п.1, в котором сигналы давления записывают после разведки.
17. Способ по п.1, в котором первый и второй приемники представляют собой гидрофоны.
18. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя применение градиента сигналов давления к сейсмическим данным, зарегистрированным в морских сейсмических условиях при буксировке.
19. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя применение градиента сигналов давления к сейсмическим данным, зарегистрированным в придонных сейсмических условиях.
20. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя применение градиента сигналов давления к сейсмическим данным, зарегистрированным в скважинных сейсмических условиях.
21. Способ по п.1, дополнительно включающий в себя применение градиента сигналов давления к сейсмическим данным, зарегистрированным в сейсмических условиях с несколькими косами на верхнем и нижнем горизонтах.
22. Способ по п.1, в котором устройство измерения градиента сигналов давления дополнительно содержит третий приемник, при этом способ дополнительно содержит этапы, на которых:
записывают множество сигналов на третьем приемнике и
вычисляют градиент сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, сигналами давления, записанными на втором приемнике, и сигналами давления, записанными на третьем приемнике.
23. Способ по п.1, в котором устройство измерения градиента сигналов давления дополнительно содержит третий приемник и четвертый приемник, при этом способ дополнительно содержит этапы, на которых:
записывают множество сигналов давления на третьем приемнике;
записывают множество сигналов давления на четвертом приемнике и
вычисляют градиент сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, сигналами давления, записанными на втором приемнике, сигналами давления, записанными на третьем приемнике, и сигналами давления, записанными на четвертом приемнике.
24. Способ по п.22, дополнительно содержащий этап, на котором получают вертикальные градиенты сигналов давления и горизонтальные градиенты сигналов давления из первого приемника, второго приемника и третьего приемника, расположенных в кластере в треугольной конфигурации.
25. Способ вычисления градиента сигналов давления, заключающийся в том, что
размещают косу с, по меньшей мере, одним устройством измерения градиента сигналов давления, причем каждое устройство измерения градиентов сигналов давления имеет первый приемник, второй приемник и третий приемник, расположенные в кластере в треугольной конфигурации;
записывают множество сигналов давления на первом приемнике, втором приемнике и третьем приемнике и
вычисляют градиент сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, сигналами давления, записанными на втором приемнике, и сигналами давления, записанными на третьем приемнике.
26. Способ по п.25, в котором устройство измерения градиента сигналов давления имеет четвертый приемник, расположенный в тетраэдральной конфигурации с первым приемником, вторым приемником и третьим приемником.
27. Способ по п.26, дополнительно содержащий этапы, на которых:
записывают множество сигналов давления на первом приемнике, втором приемнике, третьем приемнике и четвертом приемнике и
вычисляют градиенты сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, втором приемнике, третьем приемнике и четвертом приемнике.
28. Способ по п.26, дополнительно содержащий этап, на котором:
получают вертикальные градиенты сигналов давления и горизонтальные градиенты сигналов давления из вычисленных градиентов сигналов давления между сигналами давления, записанными на первом приемнике, втором приемнике, третьем приемнике и четвертом приемнике.
29. Способ по п.25, дополнительно содержащий этап, на котором:
получают вертикальные градиенты сигналов давления и горизонтальные градиенты сигналов давления из первого приемника, второго приемника и третьего приемника.
RU2006107884/28A 2005-03-14 2006-03-13 Калибровка записей градиента давления RU2457508C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US11/079,704 2005-03-14
US11/079,704 US7319636B2 (en) 2005-03-14 2005-03-14 Calibration of pressure gradient recordings

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006107884A RU2006107884A (ru) 2007-09-20
RU2457508C2 true RU2457508C2 (ru) 2012-07-27

Family

ID=36292708

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006107884/28A RU2457508C2 (ru) 2005-03-14 2006-03-13 Калибровка записей градиента давления

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7319636B2 (ru)
EP (2) EP2960683A1 (ru)
GB (1) GB2424277B (ru)
MX (1) MXPA06002869A (ru)
NO (1) NO20061159L (ru)
RU (1) RU2457508C2 (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2410551B (en) * 2004-01-30 2006-06-14 Westerngeco Ltd Marine seismic acquisition system
US7800977B2 (en) * 2004-06-01 2010-09-21 Westerngeco L.L.C. Pre-stack combining of over/under seismic data
GB2428089B (en) * 2005-07-05 2008-11-05 Schlumberger Holdings Borehole seismic acquisition system using pressure gradient sensors
US7466625B2 (en) * 2006-06-23 2008-12-16 Westerngeco L.L.C. Noise estimation in a vector sensing streamer
US7480204B2 (en) * 2006-07-07 2009-01-20 Westerngeco L.L.C. Seismic data processing
US7379385B2 (en) * 2006-07-26 2008-05-27 Westerngeco L.L.C. Processing of seismic data acquired using over/under streamers and/or over/under sources
US8593907B2 (en) * 2007-03-08 2013-11-26 Westerngeco L.L.C. Technique and system to cancel noise from measurements obtained from a multi-component streamer
US7679991B2 (en) * 2007-03-16 2010-03-16 Westerngeco L. L. C. Processing of seismic data acquired using twin over/under streamers
US9279899B2 (en) * 2007-07-18 2016-03-08 Westerngeco L.L.C. System and technique to estimate physical propagation parameters associated with a seismic survey
US20090040872A1 (en) * 2007-08-09 2009-02-12 Jahir Pabon Removing Vibration Noise from Multicomponent Streamer Measurements
US7630276B2 (en) * 2008-03-27 2009-12-08 Fairfield Industries Incorporated Method for determination of differential transfer function between two closely spaced hydrophones
KR101648730B1 (ko) * 2008-11-21 2016-08-17 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 구배를 감지하기 위한 자유 전하 캐리어 확산 응답 트랜스듀서
US8902699B2 (en) * 2010-03-30 2014-12-02 Pgs Geophysical As Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers
US9019797B2 (en) 2010-06-10 2015-04-28 Westerngeco L.L.C. Deghosting using measurement data from seismic sensors
DE112011102495T5 (de) 2010-07-26 2013-06-06 Exxonmobil Upstream Research Company Seismisches Erfassungsverfahren zur Modentrennung
US8982662B2 (en) 2010-09-02 2015-03-17 Ion Geophysical Corporation Multi-component, acoustic-wave sensor and methods
CN110207809B (zh) * 2019-05-31 2020-04-14 浙江大学 基于空间频域平滑技术的换能器转移阻抗校准装置

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3548631A (en) * 1969-07-30 1970-12-22 Us Navy Pressure gradient hydrophone calibrator
US4692907A (en) * 1984-12-10 1987-09-08 Western Geophysical Company Of America Means for maintaining a fixed relative orientation of two sensors
US6041127A (en) * 1997-04-03 2000-03-21 Lucent Technologies Inc. Steerable and variable first-order differential microphone array

Family Cites Families (24)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2757356A (en) * 1954-01-08 1956-07-31 Texas Instruments Inc Method and apparatus for canceling reverberations in water layers
US3286224A (en) * 1965-02-15 1966-11-15 Gen Dynamics Corp Acoustic direction finding system
US3803543A (en) * 1967-03-17 1974-04-09 Us Navy Remotely formed multibeam hydrophone system
US4437175A (en) * 1981-11-20 1984-03-13 Shell Oil Company Marine seismic system
US4520467A (en) 1982-03-18 1985-05-28 Shell Oil Company Marine seismic system
US4752916A (en) * 1984-08-28 1988-06-21 Dan Loewenthal Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data
US4648082A (en) * 1985-03-04 1987-03-03 Western Geophysical Company Of America Marine acoustic gradient sensor
US4789968A (en) * 1987-04-24 1988-12-06 Exxon Production Research Company Method and system for seismic exploration employing a dual-dipole hydrophone streamer
FR2640842B1 (fr) 1988-12-20 1991-07-26 Thomson Csf Antenne hydrophonique lineaire modulaire directionnelle
US4935903A (en) * 1989-05-30 1990-06-19 Halliburton Geophysical Services, Inc. Reinforcement of surface seismic wavefields
EG19158A (en) * 1989-08-25 1996-02-29 Halliburton Geophys Service System for attenuation of water-column reverberation
US5051961A (en) * 1989-10-26 1991-09-24 Atlantic Richfield Company Method and apparatus for seismic survey including using vertical gradient estimation to separate downgoing seismic wavefield
US5365492A (en) * 1993-08-04 1994-11-15 Western Atlas International, Inc. Method for reverberation suppression
US5581514A (en) * 1993-11-10 1996-12-03 Geco-Prakla, Inc. Surface seismic profile system and method using vertical sensor
GB9800741D0 (en) * 1998-01-15 1998-03-11 Geco As Multiple attenuation of multi-component sea-bottom data
GB9906456D0 (en) * 1999-03-22 1999-05-12 Geco Prakla Uk Ltd Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data
US6477470B2 (en) * 2000-12-01 2002-11-05 Pgs Americas, Inc. Method and system for deghosting
GB0106091D0 (en) * 2001-03-13 2001-05-02 Geco As A method of determining the orientation of a seismic receiver, a seismic receiver, and a method of seismic surveying
GB2384068B (en) 2002-01-11 2005-04-13 Westerngeco Ltd A method of and apparatus for processing seismic data
GB0222524D0 (en) 2002-09-27 2002-11-06 Westerngeco Seismic Holdings Calibrating a seismic sensor
US7123543B2 (en) * 2003-07-16 2006-10-17 Pgs Americas, Inc. Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data
GB2410551B (en) * 2004-01-30 2006-06-14 Westerngeco Ltd Marine seismic acquisition system
US7359283B2 (en) * 2004-03-03 2008-04-15 Pgs Americas, Inc. System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers
US7800977B2 (en) * 2004-06-01 2010-09-21 Westerngeco L.L.C. Pre-stack combining of over/under seismic data

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3548631A (en) * 1969-07-30 1970-12-22 Us Navy Pressure gradient hydrophone calibrator
US4692907A (en) * 1984-12-10 1987-09-08 Western Geophysical Company Of America Means for maintaining a fixed relative orientation of two sensors
US6041127A (en) * 1997-04-03 2000-03-21 Lucent Technologies Inc. Steerable and variable first-order differential microphone array

Also Published As

Publication number Publication date
EP1703303B1 (en) 2016-08-24
GB0605088D0 (en) 2006-04-26
GB2424277A (en) 2006-09-20
US7319636B2 (en) 2008-01-15
EP2960683A1 (en) 2015-12-30
MXPA06002869A (es) 2006-09-18
GB2424277B (en) 2008-09-17
US20060203611A1 (en) 2006-09-14
EP1703303A2 (en) 2006-09-20
RU2006107884A (ru) 2007-09-20
EP1703303A3 (en) 2008-07-23
NO20061159L (no) 2006-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2457508C2 (ru) Калибровка записей градиента давления
US10989825B2 (en) Method and system for determining source signatures after source ghost removal
AU2016202972B2 (en) Method of imaging the earth's subsurface during marine seismic data acquisition
US9229123B2 (en) Method for handling rough sea and irregular recording conditions in multi-sensor towed streamer data
EP2420864B1 (en) Method for wave decomposition using multi-component motion sensors
EP2530491B1 (en) Methods and apparatus for seismic exploration using pressure changes caused by sea-surface variations
EP2330443A2 (en) Method for full-bandwidth source deghosting of marine seismic streamer data
WO2016090354A1 (en) Noise attenuation via thresholding in a transform domain
US8600680B2 (en) Method for eliminating spectral constraints of acquisition system and earth filtering effects
EP3359982A1 (en) Seismic sensor orientation
US8208342B2 (en) Method for combining signals of pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers
US9423518B2 (en) Method for processing dual-sensor streamer data with anti-alias protection

Legal Events

Date Code Title Description
FA92 Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted)

Effective date: 20110208

FZ9A Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal)

Effective date: 20120120

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170314