RU2507543C2 - Совместные интерполяция и подавление волн-спутников в сейсмических данных - Google Patents
Совместные интерполяция и подавление волн-спутников в сейсмических данных Download PDFInfo
- Publication number
- RU2507543C2 RU2507543C2 RU2010153589/28A RU2010153589A RU2507543C2 RU 2507543 C2 RU2507543 C2 RU 2507543C2 RU 2010153589/28 A RU2010153589/28 A RU 2010153589/28A RU 2010153589 A RU2010153589 A RU 2010153589A RU 2507543 C2 RU2507543 C2 RU 2507543C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wave field
- seismic
- component
- actual measurements
- seismic wave
- Prior art date
Links
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 49
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 42
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000006870 function Effects 0.000 claims description 43
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 26
- 230000001629 suppression Effects 0.000 claims description 6
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims description 4
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 9
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000010845 search algorithm Methods 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 238000003491 array Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
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
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
- G01V2210/56—De-ghosting; Reverberation compensation
-
- 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
- G01V2210/57—Trace interpolation or extrapolation, e.g. for virtual receiver; Anti-aliasing for missing receivers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Изобретение относится к совместным интерполяции и подавлению волн-спутников в сейсмических данных. Заявленный способ проведения совместной интерполяции и подавления волн-спутников в сейсмических данных включает представление фактических измерений сейсмического волнового поля в виде комбинации составляющей сейсмического волнового поля, связанной с одним направлением распространения, и оператора волн-спутников; принятие первых данных, указывающих фактические измерения сейсмического волнового поля; совместное определение интерполированных и с подавленными волнами-спутниками составляющих сейсмического волнового поля, основанных, по меньшей мере, частично на фактических измерениях и представлении, посредством обработки первых данных в устройстве обработки данных для получения вторых данных, указывающих интерполирование и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля. Технический результат, достигаемый от реализации заявленного изобретения, заключается в минимизации вредного воздействия погрешностей в позиционировании источников и приемников, а также в возможности восстанавливать свободные от «волн-спутников» данные, которые означают данные, характерные для восходящего волнового поля. 19 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Область техники
В общем изобретение относится к совместным интерполяции и подавлению волн-спутников в сейсмических данных.
Предшествующий уровень техники
Сейсмическая разведка включает в себя исследование подземных геологических формаций на залежи углеводородов. Исследование обычно включает в себя развертывание сейсмического источника (источников) и сейсмических датчиков на заданных местах. Источники генерируют сейсмические волны, которые распространяются в геологические формации, создавая изменения давления и вибрации на всем протяжении пути. Сейсмические волны рассеиваются на изменениях упругих свойств геологической формации, при этом изменяются направление распространения и другие свойства. Часть энергии, излучаемой источниками, достигает сейсмических датчиков. Некоторые сейсмические датчики (гидрофоны) являются чувствительными к изменениям давления, другие (например, геофоны) к движению частиц, и при исследованиях в промышленном масштабе могут развертываться датчики только одного вида или обоих. В ответ на обнаруженные сейсмические волны датчики формируют электрические сигналы, предназначенные для получения сейсмических данных. В таком случае анализ сейсмических данных может указывать на наличие или отсутствие возможных мест нахождения залежей углеводородов.
Некоторые исследования известны как морские исследования, поскольку их проводят в морских условиях. Однако морские исследования могут проводиться не только в среде соленой воды, но также в пресной и слабоминерализованной воде. При морском исследовании одного вида, называемом исследованием с буксируемой установкой, группу из буксируемых кос, содержащих сейсмические датчики, и источников буксируют позади исследовательского судна.
Краткое изложение сущности изобретения
В осуществлении изобретения предложен способ, включающий в себя представление фактических измерений сейсмического волнового поля в виде комбинаций восходящей составляющей сейсмического волнового поля и операторов волн-спутников. Совместно определяют интерполированные и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля, основанные по меньшей мере частично на фактических измерениях и представлении.
В другом осуществлении изобретения предложена система, включающая в себя интерфейс и процессор. Интерфейс принимает фактические измерения сейсмического волнового поля, которые регистрируются с помощью сейсмических датчиков. Процессор выполнен с возможностью представления фактических измерений сейсмического волнового фронта в виде комбинаций восходящей составляющей сейсмического волнового поля и операторов волн-спутников; и процессор выполнен с возможностью совместного определения интерполированных и с подавленными волнами-спутниками составляющих сейсмического волнового поля, основанных по меньшей мере частично на фактических измерениях и представлении.
В еще одном осуществлении изобретения предложен продукт, включающий в себя команды, сохраняемые на доступном для компьютера носителе данных, которые при исполнении системой на базе процессора побуждают систему на базе процессора представлять фактические измерения сейсмического волнового поля в виде комбинаций восходящей составляющей сейсмического волнового поля и операторов волн-спутников. Кроме того, команды при исполнении побуждают систему на базе процессора к совместному определению интерполированных и с подавленными волнами-спутниками составляющих сейсмического волнового поля, основанных по меньшей мере частично на измерениях и представлении.
Краткое описание чертежей
Преимущества и другие признаки изобретения станут более очевидными из нижеследующих чертежей, описания и формулы изобретения.
На чертежах:
фиг.1 - схематичное представление морской системы регистрации, согласно осуществлению изобретения;
фигуры 2 и 3 - блок-схемы последовательности операций способов совместной интерполяции и подавления волн-спутников в сейсмических данных, согласно осуществлениям изобретения; и
фиг.4 - схематическое представление системы обработки сейсмических данных, согласно осуществлению изобретения.
Подробное описание вариантов осуществления изобретения
На фиг.1 показано выполнение морской системы 10 регистрации сейсмических данных в соответствии с некоторыми вариантами осуществления изобретения. В системе 10 исследовательское судно 20 буксирует одну или несколько сейсмических буксируемых кос 30 (на фиг.1 для примера показаны две буксируемые косы 30) позади судна 20. Сейсмические буксируемые косы 30 могут иметь длину несколько тысяч метров и могут содержать различные поддерживающие кабели (непоказанные), а также соединительные провода и/или схемы (непоказанные), которые могут использоваться для поддержания связи на всем протяжении буксируемых кос 30. В общем случае каждая буксируемая коса 30 включает в себя первичный кабель, в который устанавливают сейсмические датчики, которые регистрируют сейсмические сигналы.
В соответствии с осуществлениями изобретения сейсмические датчики представляют собой многокомпонентные сейсмические датчики 58, каждый из которых способен обнаруживать волновое поле продольных волн и по меньшей мере одну составляющую движения частиц, которое связано с акустическими сигналами, которые имеются вблизи многокомпонентного сейсмического датчика 58. Примеры движений частиц включают в себя одну или несколько составляющих смещения частиц, одну или несколько составляющих (вдоль линий приема (x), поперек линий приема (y) и вертикальную (z) составляющие, см., например оси 59) скорости частиц и одну или несколько составляющих ускорения частиц.
В зависимости от конкретного осуществления изобретения многокомпонентный сейсмический датчик 58 может включать в себя один или несколько гидрофонов, геофонов, датчиков смещения частиц, датчиков скорости частиц, акселерометров, датчиков градиента давления или сочетания из них.
Например, в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения конкретный многокомпонентный сейсмический датчик 58 может включать в себя гидрофон 55 для измерения давления и три ортогонально ориентированных акселерометра 50 для измерения трех соответствующих ортогональных составляющих скорости и/или ускорения частиц вблизи сейсмического датчика 58. Заметим, что в зависимости от конкретного осуществления изобретения многокомпонентный сейсмический датчик 58 может быть реализован в виде единого прибора (показанного на фиг.1) или может быть реализован как множество приборов. Кроме того, конкретный многокомпонентный сейсмический датчик 58 может включать в себя датчики 56 градиента давления, которые представляют собой датчики движения частиц другого вида. Каждым датчиком градиента давления измеряют изменение волнового поля продольных волн в конкретной точке по конкретному направлению. Например, одним из датчиков 56 градиента давления можно регистрировать сейсмические данные, являющиеся показателем частной производной волнового поля продольных волн по направлению поперек линий приема в конкретной точке, а другим одним из датчиков градиента давления можно регистрировать в конкретной точке сейсмические данные, являющиеся показателем данных о давлении по направлению вдоль линий приема.
Морская система 10 регистрации сейсмических данных включает в себя один или несколько сейсмических источников 40 (один пример источника 40 показан на фиг.1), таких как воздушные пушки и т.п. В некоторых осуществлениях изобретения сейсмические источники 40 могут быть соединены с исследовательским судном 20 или могут буксироваться им. Как вариант в других осуществлениях изобретения сейсмические источники 40 могут работать независимо от исследовательского судна 20, поскольку источники 40 могут быть соединены с другими судами или буями, что является только небольшим количеством примеров.
Когда сейсмические буксируемые косы 30 буксируют позади исследовательского судна 20, акустические сигналы 42 (пример акустического сигнала 42 показан на фиг.1), часто называемые «взрывами», создают посредством сейсмических источников 40 и направляют вниз через столб 44 воды в слои 62 и 68 ниже поверхности 24 дна водоема. Акустические сигналы 42 отражаются от различных подземных геологических формаций, таких как типичная формация 65, которая показана на фиг.1.
Падающие акустические сигналы 42, которые излучаются источниками 40, создают соответствующие отраженные акустические сигналы или продольные волны 60, которые измеряют с помощью многокомпонентных сейсмических датчиков 58. Заметим, что продольные волны, которые принимают и измеряют с помощью многокомпонентных сейсмических датчиков 58, включают в себя «восходящие» продольные волны, которые распространяются к датчикам 58 без отражения, а также «нисходящие» продольные волны, которые создаются отражениями продольных волн 60 от границы 31 воздух-вода.
Многокомпонентные сейсмические датчики 58 формируют сигналы (например цифровые сигналы), называемые «трассами», которые отображают регистрируемые измерения волнового поля продольных волн и движения частиц. В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения трассы регистрируются и могут по меньшей мере частично обрабатываться в блоке 23 обработки сигналов, который размещен на исследовательском судне 20. Например, конкретный многокомпонентный сейсмический датчик 58 может обеспечивать трассу, которая соответствует волновому полю продольных волн, измеряемому его гидрофонами 55; и датчик 58 может обеспечивать одну или несколько трасс, которые соответствуют одной или нескольким составляющим движения частиц, которые измеряются акселерометрами 50.
Задача регистрации сейсмических данных заключается в построении изображения района исследования с целью идентификации подземных геологических формаций, таких как типовая геологическая формация 65. При последующем анализе представления можно выявлять вероятные местоположения залежей углеводородов. В зависимости от конкретного осуществления изобретения отдельные части анализа представления можно выполнять на сейсмическом исследовательском судне 20, например, в блоке 23 обработки сигналов. В соответствии с другими осуществлениями изобретения представление можно обрабатывать в системе обработки сейсмических данных (такой как типовая система 320 обработки сейсмических данных, которая показана на фиг.4 и дополнительно описана ниже), которая может быть расположена, например, на суше или на судне 20. Таким образом, возможны многочисленные варианты, и все они находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.
Нисходящие продольные волны создают помеху, известную в уровне техники в качестве «волны-спутника». В зависимости от угла падения восходящего волнового поля и глубины погружения буксируемой косы 30 при интерференции восходящего и нисходящего волновых полей создаются нули или вырезы в регистрируемом спектре. Эти вырезы могут снижать полезную ширину полосы спектра и могут ограничивать возможность буксирования буксируемых кос 30 в относительно глубоком море (например, при глубине моря больше 20 метров (м)).
Способ разделения регистрируемого волнового поля на восходящую и нисходящую составляющие часто называют разделением волнового поля или «подавлением волн-спутников». Данные о движении частиц, которые обеспечиваются многокомпонентными сейсмическими датчиками 58, позволяют восстанавливать свободные от «волн-спутников» данные, которые означают данные, характерные для восходящего волнового поля.
Сейсмические данные с подавленными волнами-спутниками и интерполированные обычно имеют существенное значение для решения многочисленных важных задач по обработке сейсмических данных, таких как построение изображения, ослабление многократных волн, обработка данных периодических сейсмических наблюдений и т.д. В соответствии с осуществлениями изобретения, описываемыми в этой заявке, рассматриваются способы, которыми одновременно или совместно обеспечиваются интерполяция и подавление волн-спутников в зарегистрированных сейсмических данных. Более конкретно, сейсмические данные получают, беря регулярные или нерегулярные выборки из данных о давлении и движении частиц. В качестве одного примера выборки из этих данных могут браться на всем протяжении одной или нескольких буксируемых кос в морских условиях или в качестве другого примера могут браться с сейсмических датчиков, расположенных на морском дне.
В этой заявке описываются способы и системы для совместной интерполяции и подавления волн-спутников в зарегистрированных сейсмических данных. Более конкретно, на основании результатов измерений, которые регистрируют с помощью многокомпонентных датчиков, восходящую составляющую волнового поля продольных волн (обозначаемую в этой заявке как p u(x,y;z s,f) определяют на местах нахождения сейсмических датчиков, а также на других местах помимо мест нахождения датчиков, при этом сначала интерполируют зарегистрированные сейсмические данные, а затем подавляют волны-спутники в интерполированных данных (или наоборот).
Восходящую составляющую p u(x,y;z s,f) продольных волн при мгновенной частоте f и глубине z s погружения кабеля в общем случае моделируют как непрерывный сигнал в виде суммы J синусоид, которые имеют комплексные амплитуды (обозначаемые A j), показанной ниже:
В уравнении (1) k x,j представляет волновое число вдоль линий приема для индекса j; k y,j представляет волновое число поперек линий приема для индекса j; z s представляет глубину буксирования косы; f представляет мгновенную частоту синусоид; и с представляет скорость акустической волны в воде. В дополнение к этому k z,j, волновое число в вертикальном или глубинном направлении, может быть описано в следующем виде:
На основании представления восходящей составляющей p u(x,y;z s,f) продольной волны в уравнении (1) результаты измерений давления и движения частиц можно представить в виде непрерывных сигналов, описываемых ниже:
где m P(x,y;z s,f) представляет вектор измерений, который включает в себя давление и ортогональные составляющие скорости частиц в координатах вдоль линий приема, поперек линий приема и вертикальной координате, соответственно. Поэтому результаты измерений вектора m P(x,y;z s,f) являются непрерывными.
Вектор m P(x,y;z s,f) измерений может быть описан в следующем виде:
где H(k x,k y;z s,f) представляет оператор образования волн-спутников, который задают в следующем виде:
В уравнении (5) z s представляет глубину погружения буксируемой косы; и ξ представляет коэффициент отражения поверхности моря.
Исходя из соотношений, изложенных в уравнениях (1) и (3), параметры A j можно определять для целей совместной интерполяции зарегистрированных сейсмических данных и определения восходящей составляющей p u(x,y;z s,f) продольной волны.
Более конкретно, что касается фиг.2, то в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения способ 120 образования восходящей составляющей волнового поля сейсмических данных, такой как восходящая составляющая продольной волны, включает в себя представление (блок 124) фактических измерений сейсмического волнового поля в виде комбинаций восходящей составляющей сейсмического волнового поля и операторов волн-спутников. В соответствии со способом 120, согласно блоку 128 определяют интерполированные и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля, основанные по меньшей мере частично на фактических измерениях и представлении.
Восходящую составляющую p u(x,y;z s,f) продольной волны и вектор m P(x,y;z s,f) измерений определяют согласно уравнению (1) и (3) как комбинацию синусоидальных базисных функций. Однако заметим, что в соответствии с другими осуществлениями изобретения составляющую p u(x,y;z s,f) и вектор m P(x,y;z s,f) измерений можно представлять в виде комбинации базисных функций других видов.
При условии, что синусоиды в уравнении (3) не подвергались воздействию операторов образования волн-спутников, метод поиска совпадения можно использовать для идентификации параметров синусоид. В общих чертах метод поиска совпадения описан в “Matching pursuits with time-frequency dictionaries”, S. Mallat and Z. Zhang Mallat, IEEE Transactions on Signal Processing, vol.41, №12, pp.3397-3415 (1993). Алгоритм поиска совпадения можно считать итерационным алгоритмом, которым растягивают конкретный сигнал на основании линейной комбинации базисных функций. Как описывается в этой заявке, алгоритм поиска подобия обобщают на случаи, когда сигнал представлен в виде линейной комбинации базисных функций, которые подвергают некоторому линейному преобразованию, например, операции образования волн-спутников. Этот обобщенный метод, описанный в этой заявке, относится к обобщенному алгоритму поиска совпадения.
Что касается фиг.3, то в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения способ 150 можно использовать с целью определения коэффициентов из уравнений (1) и (3). В этой связи способ 150 согласно блоку 152 включает в себя выбор новой базисной функции, применение оператора H(k x,k y;z s,f) образования волн-спутников к новой базисной функции и прибавление преобразованной базисной функции к существующей функции измерений для образования новой функции измерений. В этой связи после прибавления первой базисной функции (которая в самой простейшей форме может быть простой синусоидальной функцией или даже постоянной) новую экспоненциальную функцию прибавляют при каждой итерации к набору используемых базисных функции, а соответствующую базисную функцию с подавленными волнами-спутниками прибавляют к представлению; и затем согласно блоку 156 на основании фактических сейсмических данных, которые регистрируют при измерениях датчиками, определяют погрешность или остаток.
Затем энергию остатка минимизируют с целью определения параметров A j для новой базисной функции. Более конкретно, определяют (ромб 160), минимизирована ли энергия остатка при текущих параметрах для новой базисной функции. Если нет, корректируют параметры и согласно блоку 156 снова определяют энергию остатка. Таким образом, с целью минимизации некоторой метрики энергии остатка петлю образуют до тех пор, пока не определят минимальное значение, что позволит определить коэффициенты для следующей базисной функции. Поэтому согласно ромбу 168, если еще одна базисная функция должна быть прибавлена (например, на основании заданного предела базисной функции), способ 150 продолжают в соответствии с блоком 152, чтобы прибавить следующую базисную функцию и вычислить соответствующие параметры. В ином случае, если базисные функции больше не должны прибавляться, согласно блоку 174 определяют восходящую составляющую сейсмической волны.
В качестве более конкретного примера параметры A j для самой новой базисной функции можно определять минимизированием энергии остатка. Поэтому, если (Р-1) базисных функций были определены ранее, представление составляющей p u(x,y;z s,f) при наличии (Р-1) синусоид может быть следующим:
Соответствующую функцию измерений для (Р-1) базисных функций можно получить, применяя операторы волн-спутников к базисным функциям:
Остаток в приближении, обозначаемый r P-1(x,y;z s,f), можно определить следующим образом:
Если новую базисную функцию
, которая имеет соответствующий коэффициент, обозначаемый
, прибавляют к существующему представлению восходящего волнового поля, то остаток можно перезаписать в следующем виде:
В качестве конкретного примера параметры новой базисной функции можно находить минимизацией некоторой метрики остатка, которую, как описано ниже, вычисляют на протяжении местоположений датчиков вдоль линий приема и поперек линий приема:
Один пример такой метрики может быть описан следующим образом:
где С представляет положительную определенную матрицу четыре на четыре; x m представляет местоположения датчиков в направлении вдоль линий приема; и y n представляет местоположения датчиков в направлении поперек линий приема.
Что касается фиг.4, то в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения система 320 обработки сейсмических данных может выполнять по меньшей мере некоторые из способов, которые раскрыты в этой заявке, с целью одновременной интерполяции сейсмических данных и подавления волн-спутников в сейсмических данных. В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения система 320 может включать в себя процессор 350, например, один или несколько микропроцессоров и/или микроконтроллеров. В зависимости от конкретного осуществления изобретения процессор 350 может быть расположен на буксируемой косе 30 (фиг.1), расположен на судне 20 или расположен (например) в наземном оборудовании для обработки данных.
Процессор 350 может быть соединен с интерфейсом 360 связи с целью приема сейсмических данных, которые соответствуют результатам измерений давления и/или движения частиц. Поэтому в соответствии с осуществлениями изобретения, описанными в этой заявке, процессор 350 при исполнении команд, сохраняемых в запоминающем устройстве системы 320 обработки сейсмических данных, может принимать многокомпонентные данные, которые собираются многокомпонентными сейсмическими датчиками при буксировании. Заметим, что в зависимости от конкретного осуществления изобретения многокомпонентные данные могут быть данными, которые непосредственно принимаются с многокомпонентных сейсмических датчиков, когда данные собираются (в этом случае процессор 350 является частью исследовательской системы, например, частью судна или буксируемой косы), или могут быть многокомпонентными данными, которые были ранее собраны с помощью сейсмических датчиков при буксировании и запомнены и переданы в процессор 350, который может находиться, например, в наземном оборудовании.
Например, интерфейс 360 может быть USB-интерфейсом последовательной шины, сетевым интерфейсом, интерфейсом в виде съемного носителя (например, флэш-карты, компакт-диска, доступного только для чтения, и т.д.) или интерфейсом в виде магнитного накопителя (например, встроенным интерфейсом накопителя или интерфейсом малых вычислительных систем). Таким образом, в зависимости от конкретного осуществления изобретения интерфейс 360 может иметь различные формы.
В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения интерфейс 360 может быть соединен с запоминающим устройством 340 системы 320 обработки сейсмических данных для запоминания, например, различных входных и/или выходных массивов данных, относящихся к способам 120 и/или 150 и показанных позицией 348. В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения в запоминающем устройстве 340 могут храниться программные команды 344, которые при исполнении процессором 350 могут быть основанием для осуществления процессором 350 одного или нескольких способов, которые раскрыты в этой заявке, таких как способы 120 и/или 150, и отображения результатов, полученных при осуществлении способа (способов) на дисплее (не показан на фиг.4) системы 320.
Другие осуществления находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения. Например, в других осуществлениях изобретения в качестве не создающего ограничений примера сейсмические данные можно собирать, используя платформу для сбора сейсмических данных другого типа, например, набор морских донных кабелей.
В дополнительных примерах других осуществлений изобретения результаты измерений можно получать, беря выборки нерегулярно или регулярно по пространству и/или во времени. Кроме того, способы, которые описаны в этой заявке, можно использовать для определения нисходящей составляющей продольной волны или движения частиц. Кроме того, способы, которые описаны в этой заявке, можно использовать в случае поднабора результатов измерений движения частиц (то есть измерений менее чем в трех измерениях). Например, в соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения интерполяцию можно выполнять в направлении поперек линий приема, а волны-спутники можно подавлять в сейсмических данных при измерении только давления и вертикальной составляющей скорости частиц. В качестве еще одного примера сейсмические данные можно интерполировать и подавлять волны-спутники, используя вертикальную составляющую скорости частиц и составляющую скорости частиц поперек линий приема. Другие варианты предполагаются и находятся в объеме прилагаемой формулы изобретения.
В соответствии с некоторыми осуществлениями изобретения в качестве еще одного варианта функцию измерений можно представлять многочисленными сигналами, где каждый сигнал относится к отличающемуся частотному диапазону. В этой связи сигнал в каждом диапазоне частот можно интерполировать отдельно или независимо. Кроме того, различающиеся полосы пространственных частот можно использовать в различных частотных диапазонах для представления восходящего волнового поля комбинированными базисными функциями. Заметим, что различающиеся полосы пространственных частот могут определяться скоростью распространения сигналов.
Хотя настоящее изобретение было описано применительно к ограниченному количеству осуществлений, для специалистов в данной области техники, имеющих выгоду от этого раскрытия, должны быть понятными различные модификации и варианты его. Предполагается, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и варианты как попадающие в рамки истинной сущности и объема настоящего изобретения.
Claims (20)
1. Способ проведения совместной интерполяции и подавления волн-спутников в сейсмических данных, заключающийся в том, что:
представляют фактические измерения сейсмического волнового поля в виде комбинации составляющей сейсмического волнового поля, связанной с одним направлением распространения, и оператора волн-спутников;
принимают первые данные, указывающие фактические измерения сейсмического волнового поля; и
совместно определяют интерполированные и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля, основанные, по меньшей мере, частично на фактических измерениях и представлении, посредством обработки первых данных в устройстве обработки данных для получения вторых данных, указывающих интерполирование и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля.
представляют фактические измерения сейсмического волнового поля в виде комбинации составляющей сейсмического волнового поля, связанной с одним направлением распространения, и оператора волн-спутников;
принимают первые данные, указывающие фактические измерения сейсмического волнового поля; и
совместно определяют интерполированные и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля, основанные, по меньшей мере, частично на фактических измерениях и представлении, посредством обработки первых данных в устройстве обработки данных для получения вторых данных, указывающих интерполирование и с подавленными волнами-спутниками составляющие сейсмического волнового поля.
2. Способ по п.1, в котором действие по представлению содержит представление составляющей сейсмического волнового поля, связанной с одним направлением распространения в виде линейной комбинации базисных функций.
3. Способ по п.2, в котором действие по определению содержит определение параметров линейной комбинации базисных функций путем использования метода поиска совпадения.
4. Способ по п.2, в котором действие по определению содержит определение параметров линейной комбинации базисных функций в итеративной последовательности прибавления базисной функции к существующей линейной комбинации базисных функций и определение коэффициентов, связанных с прибавляемой базисной функцией.
5. Способ по п.4, в котором действие по определению коэффициентов, связанных с прибавляемой базисной функцией, содержит:
применение оператора волн-спутников к прибавляемой базисной функции для формирования преобразованной базисной функции;
прибавление преобразованной базисной функции к существующему представлению фактических измерений для формирования нового представления фактических измерений; и
минимизацию остатка между фактическими измерениями и новым представлением фактических измерений.
применение оператора волн-спутников к прибавляемой базисной функции для формирования преобразованной базисной функции;
прибавление преобразованной базисной функции к существующему представлению фактических измерений для формирования нового представления фактических измерений; и
минимизацию остатка между фактическими измерениями и новым представлением фактических измерений.
6. Способ по п.1, в котором действие по совместному определению составляющей сейсмического волнового поля, связанной с одним направлением распространения, содержит определение восходящей составляющей или нисходящей составляющей давления.
7. Способ по п.1, в котором действие по совместному определению составляющей сейсмического волнового поля, связанной с одним направлением распространения, содержит определение восходящей составляющей или нисходящей составляющей движения частиц.
8. Способ по п.1, в котором оператор волн-спутников представляет собой оператор, который является функцией, по меньшей мере, одного из скорости акустической волны, глубины погружения буксируемой косы и коэффициента отражения поверхности моря.
9. Способ по п.1, в котором фактические измерения содержат вектор измерений давления и движения частиц.
10. Способ по п.9, в котором вектор фактических измерений содержит три составляющие движения частиц в добавление к составляющей давления.
11. Способ по п.9, в котором вектор фактических измерений содержит любой поднабор составляющих давления и движения частиц.
12. Способ по п.1, в котором фактические измерения содержат измерения, зарегистрированные расстановкой буксируемых кос.
13. Способ по п.1, в котором фактические измерения содержат измерения, зарегистрированные расстановкой расположенных выше/расположенных ниже буксируемых кос или набором морских донных кабелей.
14. Способ по п.1, в котором фактические измерения содержат измерения, зарегистрированные на регулярно или нерегулярно разнесенных местах и/или регулярно или нерегулярно во времени.
15. Способ по п.1, в котором фактические измерения содержат измерения в трехмерном пространстве.
16. Способ по п.1, в котором действие по определению содержит:
представление измерений в виде сигналов, связанных со множеством частотных диапазонов; и определение сигналов независимо.
представление измерений в виде сигналов, связанных со множеством частотных диапазонов; и определение сигналов независимо.
17. Способ по п.16, в котором действие по определению дополнительно содержит:
использование различающихся полос пространственных частот в различных частотных диапазонах для представления восходящего волнового поля путем комбинирования базисных функций.
использование различающихся полос пространственных частот в различных частотных диапазонах для представления восходящего волнового поля путем комбинирования базисных функций.
18. Способ по п.17, в котором различающиеся полосы пространственных частот основаны на скорости распространения сигналов.
19. Способ по п.1, в котором составляющая сейсмического волнового поля, связанная с одним направлением распространения, содержит восходящую составляющую сейсмического волнового поля.
20. Способ по п.1, в котором составляющая сейсмического волнового поля, связанная с одним направлением распространения, содержит нисходящую составляющую сейсмического волнового поля.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/131,870 | 2008-06-02 | ||
US12/131,870 US7817495B2 (en) | 2008-06-02 | 2008-06-02 | Jointly interpolating and deghosting seismic data |
PCT/US2009/045240 WO2010044918A2 (en) | 2008-06-02 | 2009-05-27 | Jointly interpolating and deghosting seismic data |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010153589A RU2010153589A (ru) | 2012-07-20 |
RU2507543C2 true RU2507543C2 (ru) | 2014-02-20 |
Family
ID=41379636
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010153589/28A RU2507543C2 (ru) | 2008-06-02 | 2009-05-27 | Совместные интерполяция и подавление волн-спутников в сейсмических данных |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7817495B2 (ru) |
EP (1) | EP2283385B1 (ru) |
CN (1) | CN102027390B (ru) |
AU (1) | AU2009303787B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0913227B1 (ru) |
MX (1) | MX2010012702A (ru) |
RU (1) | RU2507543C2 (ru) |
WO (1) | WO2010044918A2 (ru) |
Families Citing this family (40)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB0724847D0 (en) | 2007-12-20 | 2008-01-30 | Statoilhydro | Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth |
US7817495B2 (en) * | 2008-06-02 | 2010-10-19 | Westerngeco L.L.C. | Jointly interpolating and deghosting seismic data |
US20100211320A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Massimiliano Vassallo | Reconstructing a seismic wavefield |
US8554484B2 (en) * | 2009-02-13 | 2013-10-08 | Westerngeco L.L.C. | Reconstructing seismic wavefields |
US8699297B2 (en) * | 2009-02-13 | 2014-04-15 | Westerngeco L.L.C. | Deghosting and reconstructing a seismic wavefield |
US10545252B2 (en) * | 2010-01-15 | 2020-01-28 | Westerngeco L.L.C. | Deghosting and interpolating seismic data |
JP5574724B2 (ja) * | 2010-01-27 | 2014-08-20 | キヤノン株式会社 | 被検体情報処理装置および被検体情報処理方法 |
GB2479200A (en) | 2010-04-01 | 2011-10-05 | Statoil Asa | Interpolating pressure and/or vertical particle velocity data from multi-component marine seismic data including horizontal derivatives |
US8757270B2 (en) | 2010-05-28 | 2014-06-24 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
US9043155B2 (en) * | 2010-10-07 | 2015-05-26 | Westerngeco L.L.C. | Matching pursuit-based apparatus and technique to construct a seismic signal using a predicted energy distribution |
US20120147700A1 (en) * | 2010-12-14 | 2012-06-14 | Svein Arne Frivik | Determining Streamer Depth and Sea Surface Profile |
US20140043934A1 (en) * | 2011-05-24 | 2014-02-13 | Westerngeco L.L.C. | Data acquisition |
US10459099B2 (en) * | 2011-09-22 | 2019-10-29 | Cgg Services Sas | Device and method to determine shape of streamer |
US8862408B2 (en) | 2011-09-28 | 2014-10-14 | Westerngeco L.L.C. | Determining one or more target positions in an acquisition domain for processing survey data |
US20130088939A1 (en) * | 2011-10-10 | 2013-04-11 | Pascal Edme | Wavefield separation using a gradient sensor |
US9541659B2 (en) * | 2011-11-18 | 2017-01-10 | Westerngeco L.L.C. | Noise removal from 3D seismic representation |
US9103943B2 (en) | 2011-11-28 | 2015-08-11 | Fugro-Geoteam As | Acquisition and processing of multi-source broadband marine seismic data |
US9176249B2 (en) | 2011-12-21 | 2015-11-03 | Cggveritas Services Sa | Device and method for processing variable depth streamer data |
US9103941B2 (en) * | 2011-12-21 | 2015-08-11 | Cggveritas Services Sa | Device and method for deghosting variable depth streamer data |
US9405027B2 (en) | 2012-01-12 | 2016-08-02 | Westerngeco L.L.C. | Attentuating noise acquired in an energy measurement |
US9274239B2 (en) | 2012-01-13 | 2016-03-01 | Westerngeco L.L.C. | Wavefield deghosting |
US9671511B2 (en) | 2012-08-31 | 2017-06-06 | Cgg Services Sas | Horizontal streamer broadband marine seismic acquisition configuration and processing |
US20140200812A1 (en) * | 2013-01-11 | 2014-07-17 | Westerngeco L.L.C. | Processing survey data for determining a wavefield |
US9405028B2 (en) | 2013-02-22 | 2016-08-02 | Ion Geophysical Corporation | Method and apparatus for multi-component datuming |
US20160139283A1 (en) * | 2013-06-25 | 2016-05-19 | Westerngeco L.L.C. | Seismic wavefield deghosting and noise attenuation |
SG11201605709QA (en) * | 2014-01-13 | 2016-08-30 | Cgg Services Sa | Device and method for deghosting seismic data using sparse tau-p inversion |
WO2015168130A1 (en) | 2014-04-28 | 2015-11-05 | Westerngeco Llc | Wavefield reconstruction |
US10571587B2 (en) | 2014-07-01 | 2020-02-25 | Pgs Geophysical As | Wavefield reconstruction |
US10422898B2 (en) | 2014-09-23 | 2019-09-24 | Westerngeco L.L.C. | Seismic data processing |
MX2017005230A (es) * | 2014-10-24 | 2017-12-14 | Schlumberger Technology Bv | Interpolación conjunta y eliminación de fantasmas de datos sísmicos. |
EP4258025A3 (en) * | 2015-05-01 | 2023-12-13 | Reflection Marine Norge AS | Marine vibrator directive source survey |
US10996359B2 (en) | 2015-05-05 | 2021-05-04 | Schlumberger Technology Corporation | Removal of acquisition effects from marine seismic data |
EP3384321B1 (en) | 2015-12-02 | 2023-04-12 | Schlumberger Technology B.V. | Land seismic sensor spread with adjacent multicomponent seismic sensor pairs on average at least twenty meters apart |
EP3433642A1 (en) | 2016-03-24 | 2019-01-30 | Saudi Arabian Oil Company | Simultaneous wavefield reconstruction and receiver deghosting of seismic streamer data using an l1 inversion |
US20170363756A1 (en) | 2016-06-15 | 2017-12-21 | Schlumerger Technology Corporation | Systems and methods for acquiring seismic data with gradient data |
US10871586B2 (en) | 2017-05-17 | 2020-12-22 | Cgg Services Sas | Device and method for multi-shot wavefield reconstruction |
CN107390272B (zh) * | 2017-07-10 | 2019-09-13 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种地震接收系统 |
US10996361B2 (en) | 2018-09-07 | 2021-05-04 | Saudi Arabian Oil Company | Adaptive receiver deghosting for seismic streamer |
US11650343B2 (en) * | 2019-04-17 | 2023-05-16 | Pgs Geophysical As | Directional designature of marine seismic survey data |
US11320557B2 (en) | 2020-03-30 | 2022-05-03 | Saudi Arabian Oil Company | Post-stack time domain image with broadened spectrum |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU873185A1 (ru) * | 1980-02-27 | 1981-10-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Способ разведки нефт нных и газовых месторождений |
US20050117451A1 (en) * | 2002-01-11 | 2005-06-02 | Robertsson Johan O.A. | Method and apparatus for processing seismic data |
US20080019215A1 (en) * | 2006-07-24 | 2008-01-24 | Robertsson Johan O A | Seismic data acquisition and source-side derivatives generation and application |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5850622A (en) * | 1996-11-08 | 1998-12-15 | Amoco Corporation | Time-frequency processing and analysis of seismic data using very short-time fourier transforms |
US7415401B2 (en) * | 2000-08-31 | 2008-08-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for constructing 3-D geologic models by combining multiple frequency passbands |
DE60123111D1 (de) * | 2000-12-07 | 2006-10-26 | Westerngeco Seismic Holdings | Verfahren und vorrichtung zum bearbeiten seismischer daten |
CN1275052C (zh) * | 2002-01-14 | 2006-09-13 | 维斯特恩格科地震控股有限公司 | 处理地震数据 |
GB2389183B (en) * | 2002-05-28 | 2006-07-26 | Westerngeco Ltd | Processing seismic data |
US6704244B1 (en) * | 2002-10-08 | 2004-03-09 | Pgs Americas, Inc. | Method for acquiring and processing seismic survey data using ocean bottom cables and streamers |
GB2405473B (en) * | 2003-08-23 | 2005-10-05 | Westerngeco Ltd | Multiple attenuation method |
GB2414299B (en) * | 2004-05-21 | 2006-08-09 | Westerngeco Ltd | Interpolation and extrapolation method for seismic recordings |
GB2415040B (en) * | 2004-06-12 | 2007-03-21 | Westerngeco Ltd | Three-dimensional deghosting |
US7835225B2 (en) * | 2006-10-11 | 2010-11-16 | Pgs Geophysical As | Method for attenuating particle motion sensor noise in dual sensor towed marine seismic streamers |
US7676327B2 (en) | 2007-04-26 | 2010-03-09 | Westerngeco L.L.C. | Method for optimal wave field separation |
US7715988B2 (en) * | 2007-06-13 | 2010-05-11 | Westerngeco L.L.C. | Interpolating and deghosting multi-component seismic sensor data |
GB2450122B (en) | 2007-06-13 | 2009-08-05 | Westerngeco Seismic Holdings | Method of representing signals |
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 |
US8116166B2 (en) * | 2007-09-10 | 2012-02-14 | Westerngeco L.L.C. | 3D deghosting of multicomponent or over / under streamer recordings using cross-line wavenumber spectra of hydrophone data |
US7817495B2 (en) | 2008-06-02 | 2010-10-19 | Westerngeco L.L.C. | Jointly interpolating and deghosting seismic data |
-
2008
- 2008-06-02 US US12/131,870 patent/US7817495B2/en active Active
-
2009
- 2009-05-27 WO PCT/US2009/045240 patent/WO2010044918A2/en active Application Filing
- 2009-05-27 CN CN200980115088.9A patent/CN102027390B/zh active Active
- 2009-05-27 BR BRPI0913227-9A patent/BRPI0913227B1/pt active IP Right Grant
- 2009-05-27 RU RU2010153589/28A patent/RU2507543C2/ru active
- 2009-05-27 AU AU2009303787A patent/AU2009303787B2/en active Active
- 2009-05-27 MX MX2010012702A patent/MX2010012702A/es active IP Right Grant
- 2009-05-27 EP EP09820930.7A patent/EP2283385B1/en active Active
-
2010
- 2010-09-15 US US12/882,327 patent/US9030910B2/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU873185A1 (ru) * | 1980-02-27 | 1981-10-15 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Способ разведки нефт нных и газовых месторождений |
US20050117451A1 (en) * | 2002-01-11 | 2005-06-02 | Robertsson Johan O.A. | Method and apparatus for processing seismic data |
US20080019215A1 (en) * | 2006-07-24 | 2008-01-24 | Robertsson Johan O A | Seismic data acquisition and source-side derivatives generation and application |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP2283385A4 (en) | 2013-10-16 |
MX2010012702A (es) | 2010-12-21 |
EP2283385B1 (en) | 2019-10-23 |
CN102027390B (zh) | 2014-09-10 |
US20110002192A1 (en) | 2011-01-06 |
BRPI0913227B1 (pt) | 2023-10-10 |
EP2283385A2 (en) | 2011-02-16 |
WO2010044918A2 (en) | 2010-04-22 |
CN102027390A (zh) | 2011-04-20 |
AU2009303787A1 (en) | 2010-04-22 |
US7817495B2 (en) | 2010-10-19 |
RU2010153589A (ru) | 2012-07-20 |
AU2009303787B2 (en) | 2014-05-15 |
US20090296523A1 (en) | 2009-12-03 |
BRPI0913227A2 (pt) | 2016-01-19 |
WO2010044918A3 (en) | 2010-07-08 |
US9030910B2 (en) | 2015-05-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2507543C2 (ru) | Совместные интерполяция и подавление волн-спутников в сейсмических данных | |
US7715988B2 (en) | Interpolating and deghosting multi-component seismic sensor data | |
US20100211320A1 (en) | Reconstructing a seismic wavefield | |
US9541659B2 (en) | Noise removal from 3D seismic representation | |
US20100002541A1 (en) | Interpolating seismic data | |
US20100211322A1 (en) | Interpolating a pressure wavefield along an undersampled direction | |
MX2011006036A (es) | Uso de inversion de forma de onda para determinar las propiedades de un medio en el subsuelo. | |
WO2010093739A2 (en) | Deghosting and reconstructing a seismic wavefield | |
EA012636B1 (ru) | Способ предсказания кратных волн, связанных с поверхностью, на основе данных буксируемой морской сейсмической косы с двумя типами датчиков | |
GB2503325A (en) | Receiver-based ghost filter generation | |
WO2013080128A1 (en) | Separation of simultaneous source data | |
AU2015238881B2 (en) | Methods and Systems that Attenuate Noise in Seismic Data | |
EP2674788A2 (en) | Surface-Related Multiple Elimination for Depth-Varying Streamer | |
US10545252B2 (en) | Deghosting and interpolating seismic data | |
EA021201B1 (ru) | Способ очистки данных морской сейсмической косы от ложных отражений со стороны источника во всей полосе частот | |
NO347447B1 (en) | Methods and systems that combine wavefields associated with generalized source activation times and near-continuously recorded seismic data | |
US20220299666A1 (en) | Deconvolution of down-going seismic wavefields | |
US20160084976A1 (en) | Processing of multi-sensor streamer data | |
AU2014202655B2 (en) | Jointly interpolating and deghosting seismic data | |
AU2015224508B2 (en) | Deghosting and interpolating seismic data |