RU2577792C1 - Robust process for depth imaging in seismic survey based on operator adjustment by reference seismic record - Google Patents
Robust process for depth imaging in seismic survey based on operator adjustment by reference seismic record Download PDFInfo
- Publication number
- RU2577792C1 RU2577792C1 RU2014137992/28A RU2014137992A RU2577792C1 RU 2577792 C1 RU2577792 C1 RU 2577792C1 RU 2014137992/28 A RU2014137992/28 A RU 2014137992/28A RU 2014137992 A RU2014137992 A RU 2014137992A RU 2577792 C1 RU2577792 C1 RU 2577792C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- migration
- operator
- seismogram
- conversion
- Prior art date
Links
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 title description 2
- 238000012776 robust process Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 5
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 5
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 229910052704 radon Inorganic materials 0.000 description 3
- SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N radon atom Chemical compound [Rn] SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect 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
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)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Изобретение относится к технологиям построения глубинных сейсмических изображений фрагментов земной коры, а именно к технологии, позволяющей производить высокоточную оценку глубинно-скоростных моделей, а также получать качественные и точные динамические глубинные изображения среды по сейсмическим данным в процессе поисков и разведки месторождений полезных ископаемых.The invention relates to technologies for constructing deep seismic images of fragments of the earth's crust, and in particular to technology that allows high-precision assessment of deep-speed models, as well as to obtain high-quality and accurate dynamic deep images of the environment from seismic data in the process of prospecting and exploration of mineral deposits.
Уровень техникиState of the art
Из уровня техники известен алгоритм помехозащищенного преобразования Радона ([1] Denisov, M., and Finikov, D., 2002, An alias protection scheme for Radon transform: 64th Ann. Internat. Mtg. EAGE). В работе предложен способ подавления аляйсинг-эффекта при накапливании сейсмических трасс в процессе преобразования Радона (Аляйсинг - помеха, возникающая при несинфазном пространственном суммировании дискретных сигналов). Алгоритм реализован в частотной области и использует как знакопостоянное, так и знакопеременное суммирование. Недостатки алгоритма проявляются в условиях изменчивости волновой картины по временной координате. Применение преобразования Фурье исключает возможность настройки алгоритма на локальные условия несинфазного накапливания сигналов.The prior art algorithm for noise-free Radon transform ([1] Denisov, M., and Finikov, D., 2002, An alias protection scheme for Radon transform: 64th Ann. Internat. Mtg. EAGE). A method for suppressing the aliasing effect during the accumulation of seismic traces during the Radon transform is proposed in the paper (Alaizing is a hindrance arising from non-phase spatial summation of discrete signals). The algorithm is implemented in the frequency domain and uses both alternating and alternating summation. The disadvantages of the algorithm are manifested in the conditions of variability of the wave pattern along the time coordinate. The use of the Fourier transform eliminates the possibility of tuning the algorithm to local conditions of non-phase accumulation of signals.
Из уровня техники известен алгоритм подавления артефактов при суммировании сейсмических трасс ([2] Денисов М.С., Фиников Д.Б., 2005. Способ подавления шумов дискретизации при суммировании сейсмических трасс (на примере моделирования кратных волн), Геофизика, 1). В работе предложен способ подавления аляйсинг-эффекта накапливания трасс, рассмотрена задача прогнозирования многократно отраженных волн-помех. Алгоритм реализован в пространственно-временной области и использует как знакопостоянное, так и знакопеременное суммирование. Недостатки алгоритма проявляются в условиях интерференции сигналов, в особенности при пересечении интенсивных и слабых волн.The prior art algorithm for suppressing artifacts when summing seismic traces ([2] Denisov MS, Finikov DB, 2005. A method for suppressing sampling noise when summing seismic traces (using the example of multiple wave modeling), Geophysics, 1). In the work, a method for suppressing the aliasing effect of accumulation of traces is proposed, the problem of predicting the repeatedly reflected interference waves is considered. The algorithm is implemented in the space-time domain and uses both sign-constant and sign-alternating summation. The disadvantages of the algorithm are manifested in the conditions of signal interference, especially when crossing intense and weak waves.
Известна сейсмическая миграция с помощью смещения данных сейсмокаротажа ([3] US 6002642 А, опубл. 14.12.1999). Настоящее изобретение относится к способу геофизической разведки, который улучшает точность сейсмической миграции. В рассматриваемом документе решают обратную кинематическую задачу по временам пробега, включая томографические методы. Способ миграции сейсмических данных с использованием смещения обследуемых измерений сейсмокаротажа включает траекторию волны подобной миграции для сейсмических данных, использующийся для определения прямого времени хода волны для приемников в скважине. Варианты осуществления настоящего изобретения предусматривают непосредственное использование времени хода волны в миграции или обратное использование времени хода волны в миграции через построение модели скорости миграции. Варианты скоростной модели по времени хода волны обеспечивают либо коррекцию ошибок через использование интерполированные функции ошибок или построения таблиц об ошибках миграции. Изобретение может быть использовано для времени хода волны, глубины и миграции Кирхгофа, в две или три величины, и в любом суммировании. Изобретение может быть использовано, чтобы переносить любой тип сейсмических данных, в том числе продольной волны, поперечной волны и преобразования волновых сейсмических данных.Known seismic migration by shifting seismic logging data ([3] US 6002642 A, publ. 14.12.1999). The present invention relates to a geophysical exploration method that improves the accuracy of seismic migration. In the document under consideration, the inverse kinematic problem is solved by travel times, including tomographic methods. A method for migrating seismic data using bias of the surveyed measurements of seismic logging includes a wave path of similar migration for seismic data, used to determine the direct wave travel time for receivers in the well. Embodiments of the present invention provide for the direct use of wave travel time in migration or the reverse use of wave travel time in migration through the construction of a migration velocity model. Variants of the velocity model for the wave travel time provide either error correction through the use of interpolated error functions or the construction of migration error tables. The invention can be used for the wave travel time, Kirchhoff depth and migration, in two or three quantities, and in any summation. The invention can be used to carry any type of seismic data, including longitudinal wave, shear wave, and wave seismic data conversion.
Известен метод определения оптимальной скорости временной миграции до суммирования ([4] CN 101839999, опубл. 22.09.2010). Способ включает в себя определение сейсмической волны вблизи земли. На земле расположен детектор для сбора отраженных сейсмических волн, т.е. детектор накапливает сейсмические данные. При этом используют изменение скоростей по времени отраженной сейсмической волны в качестве оптимальной скорости. Используя интервал скоростей, меняющийся со временем отражения сейсмической волны, изменяют длину шага, образуя группу скоростей функциональных объектов, а временную миграцию выполняют до суммирования накопленных сейсмических данных. Описывают результат изменения скорости в диапазоне скоростей, в соответствии с интенсивностью групповых волн и распределения спектра залегания скоростей. Оптимальная скорость принимается до суммирования временной миграции. Пересекающиеся скорости временной миграции до суммирования, определенные на общей отражающей точке, используются для получения нового профиля скорости. Это изобретение вычисляет информацию, которая должна быть выведена на момент анализа скорости в эффективном диапазоне скоростей, очевидно, уменьшает количество вычислений и улучшает практичность.A known method for determining the optimal rate of temporary migration before summation ([4] CN 101839999, publ. 09/22/2010). The method includes determining a seismic wave near the ground. A detector is located on the ground to collect reflected seismic waves, i.e. the detector collects seismic data. In this case, a change in the time velocity of the reflected seismic wave is used as the optimal speed. Using the speed interval that varies with the reflection time of the seismic wave, the step length is changed to form a group of velocities of functional objects, and temporary migration is performed until the accumulated seismic data is summed. Describe the result of changes in speed in the speed range, in accordance with the intensity of the group waves and the distribution of the spectrum of occurrence of speeds. The optimal speed is taken before summing the temporary migration. The intersecting temporal migration velocities prior to summation, determined at a common reflective point, are used to obtain a new velocity profile. This invention calculates the information that should be output at the time of the speed analysis in the effective speed range, obviously, reduces the number of calculations and improves practicality.
Известен способ сейсмической разведки для изучения осадочного чехла при наличии сильно изрезанных акустически жестких границ ([5] RU 2221262, опубл. 10.01.2004). Изобретение относится к геофизике, к сейсмическим методам разведки полезных ископаемых и предназначено для получения сейсмических разрезов повышенной разрешенности и достоверности в сложных геологических условиях. Способ сейсмической разведки включает проведение сейсморазведочных работ, обработку полученных исходных сейсмических данных, построение сейсмического временного разреза. Для учета негиперболичности годографов проводят дополнительную обработку исходных сейсмограмм путем их палеотрансформации во временной области к условиям реально существующей палеограницы на период палеогеографической обстановки, когда граница залегала субгоризонтально. Палеотрансформацию осуществляют путем ввода псевдопалеостатических поправок, их коррекции, осуществляемой путем подбора эффективных палеоскоростей (Vэф палео). По палеотрансформированным сейсмограммам проводят подавление регулярных волн - помех и с учетом данных об интервальных скоростях осуществляют построение палеовременного мигрированного разреза.A known method of seismic exploration for the study of sedimentary cover in the presence of strongly indented acoustically hard boundaries ([5] RU 2221262, publ. 10.01.2004). The invention relates to geophysics, to seismic methods of mineral exploration and is intended to obtain seismic sections of high resolution and reliability in difficult geological conditions. The seismic exploration method includes conducting seismic exploration, processing the obtained initial seismic data, and constructing a seismic time section. To account for the non-hyperbolicity of the hodographs, additional processing of the initial seismograms is carried out by paleotransforming them in the time domain to the conditions of the actual existing paleo-boundary for the period of the paleogeographic situation, when the border lies subhorizontal. The paleotransformation is carried out by introducing pseudo-paleostatic corrections, their correction, carried out by selecting effective paleoscale speeds (Veff paleo). According to paleotransformed seismograms, regular waves - interference are suppressed and, taking into account data on interval velocities, a paleotemporal migrated section is constructed.
Наиболее близким аналогом предлагаемого технического решения является патент ([6] RU 2126984 «Способ определения глубинно-скоростных параметров среды и построения ее изображения по сейсмическим данным - система prime», 27.02.1999). Данное изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для определения геологических параметров среды и ее глубинного изображения для поиска месторождений нефти и газа в сложных сейсмогеологических условиях. Для улучшения разрешенности сейсмических записей, повышения отношения сигнал/помеха и повышения достоверности построения сейсмических изображений, кинематические параметры отраженных волн определяют путем использования локального оператора преобразования для накапливания сейсмограмм, а определение глубинно-скоростных параметров среды осуществляют с проверкой адекватности выбранной модели среды и реальных данных путем решения обратной задачи двумя способами, один из которых использует краевые условия на кровле, а другой - на подошве, и сопоставление этих результатов между собой.The closest analogue of the proposed technical solution is the patent ([6] RU 2126984 "Method for determining the depth-velocity parameters of the medium and constructing its image from seismic data - the prime system", 02/27/1999). This invention relates to the field of seismic exploration and can be used to determine the geological parameters of the environment and its deep image for the search for oil and gas deposits in complex seismic and geological conditions. To improve the resolution of seismic records, increase the signal-to-noise ratio and increase the reliability of seismic imaging, the kinematic parameters of the reflected waves are determined by using the local conversion operator to accumulate seismograms, and the depth-velocity parameters of the medium are determined by checking the adequacy of the selected medium model and real data by solving the inverse problem in two ways, one of which uses boundary conditions on the roof, and the other on the bottom seam, and comparing these results with each other.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Задачей, решаемой заявленным изобретением, является производить высокоточную оценку глубинно-скоростных моделей, а также получать качественные и точные динамические глубинные изображения среды по сейсмическим данным в процессе поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, в условиях интерференции отраженных волн.The problem solved by the claimed invention is to make a high-precision assessment of deep-speed models, as well as to obtain high-quality and accurate dynamic deep images of the medium from seismic data in the process of prospecting and exploration of mineral deposits, under the conditions of interference of reflected waves.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении точности оценки глубинно-скоростных моделей на 7-18% по сравнению со стандартными методами для простых сейсмогеологических условий и на 45-80% - для сложных, а также повышении точности динамических глубинных изображений среды на 12-23% для простых сейсмогеологических условий и на 60-75% - для сложных.The technical result of the invention consists in increasing the accuracy of estimation of deep-speed models by 7-18% compared with standard methods for simple seismic and geological conditions and by 45-80% for complex, as well as increasing the accuracy of dynamic deep-seated images by 12-23% for simple seismic and geological conditions and 60-75% for complex ones.
Для достижения указанного технического результата в предложенном методе построения глубинных изображений в сейсморазведке на основании настройки оператора по эталонным сейсмограммам, включающем построение сейсмического изображения по сейсмическим данным, а именно, параметрам отраженных волн и параметрам среды, с целью обработки исходной сейсмограммы выравнивают амплитуду сигналов - волн процедурой автоматического регулирования уровня (АРУ) сигнала; осуществляют дополнительную обработку результатов преобразования в областях пересечения годографов при помощи веерной фильтрации с нелинейной адаптацией весовых коэффициентов, тем самым вводя эталонную сейсмограмму; вычисляют весовые коэффициенты помехозащищенного оператора миграционного преобразования, применяя его к эталонной сейсмограмме; применяют миграционный оператор, полученный по эталонной сейсмограмме, к исходным данным или применяют миграционное преобразование с целью выделения помехи с последующим ее адаптивным вычитанием из результата традиционной миграции.To achieve the specified technical result in the proposed method for constructing deep images in seismic exploration based on the operator’s settings using reference seismograms, including the construction of a seismic image from seismic data, namely, the parameters of the reflected waves and environmental parameters, in order to process the initial seismogram, the signal-wave amplitude is equalized by the procedure automatic level control (AGC) of the signal; carry out additional processing of the conversion results in the regions of hodographs intersection using fan filtering with non-linear adaptation of weight coefficients, thereby introducing a reference seismogram; calculate the weighting coefficients of the noise-immigration migration transformation operator, applying it to the reference seismogram; apply the migration operator obtained from the reference seismogram to the source data or apply the migration transformation in order to isolate the interference, followed by its adaptive subtraction from the result of traditional migration.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Рис. 1. Блок-схема обработки, основанной на построении эталонной сейсмограммы.Fig. 1. A flowchart of processing based on the construction of a reference seismogram.
Рис. 2. Блок-схема помехозащищенного миграционного преобразования, основанного на выделении помехи и ее адаптивном вычитании.Fig. 2. The block diagram of the noise-free migration conversion based on the allocation of interference and its adaptive subtraction.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
В условиях пространственной дискретности сейсмических данных при реализации многоканальных процедур, к которым относится миграционное преобразование сейсмограмм, проявляются артефакты, которые принято называть аляйсинг-помехой.Under the conditions of spatial discreteness of seismic data during the implementation of multichannel procedures, which include migration transformation of seismograms, artifacts appear, which are commonly called aliasing interference.
Сейсмическая разведка (сейсморазведка) позволяет получить структурную карту грунта посредством излучения нисходящих акустических или упругих волн в грунт и регистрации "эхо-сигналов", отраженных от нижележащих слоев породы. Для излучения нисходящих акустических или упругих волн в грунт можно использовать, например, взрывы или сейсмические вибраторы на земле и пневматические пушки на море. В процессе сейсморазведки излучатель волн перемещают вдоль поверхности грунта над исследуемой геологической структурой. Каждый раз при возбуждении излучателя формируется нисходящий сейсмический сигнал, который распространяется через грунт, отражается и/или дифрагируется и после отражения регистрируется во многих точках поверхности. При этом сочетают многочисленные комбинации возбуждения и регистрации источников для создания почти непрерывного профиля разреза, который может простираться на несколько сотен километров. При двухмерной сейсморазведке позиции источников излучения и регистрации обычно располагают по одной прямой, а при трехмерной сейсморазведке позиции источников излучения и регистрации обычно распределяют по поверхности в узлах координатной сетки. Проще говоря, можно представить, что 2-мерный сейсмический профиль дает изображение сечения слоев грунта с отражающими горизонтами, расположенными приблизительно посредине между позициями источников излучения и сейсмоприемников. Трехмерная сейсморазведка дает "куб" данных, т.е., в принципе, 3-мерное изображение геологической среды под площадью съемки, с отражающими горизонтами, расположенными приблизительно посредине между позициями источников излучения и сейсмоприемников, находящимися в узлах сетки сбора данных.Seismic exploration (seismic exploration) allows you to obtain a structural map of the soil by emitting downward acoustic or elastic waves into the soil and registering "echo signals" reflected from the underlying layers of the rock. For the emission of downward acoustic or elastic waves into the ground, for example, explosions or seismic vibrators on the ground and air guns at sea can be used. In the process of seismic exploration, the wave emitter is moved along the soil surface above the investigated geological structure. Each time the emitter is excited, a downward seismic signal is generated, which propagates through the ground, is reflected and / or diffracted, and after reflection is recorded at many points on the surface. At the same time, numerous combinations of excitation and registration of sources are combined to create an almost continuous section profile, which can extend several hundred kilometers. In two-dimensional seismic exploration, the positions of the radiation and registration sources are usually located on one straight line, and in three-dimensional seismic exploration, the positions of the radiation and registration sources are usually distributed over the surface at nodes of the coordinate grid. Simply put, one can imagine that a 2-dimensional seismic profile provides an image of the cross section of soil layers with reflecting horizons located approximately in the middle between the positions of the radiation sources and geophones. Three-dimensional seismic exploration provides a “cube” of data, that is, in principle, a three-dimensional image of the geological environment under the survey area, with reflecting horizons located approximately in the middle between the positions of the radiation sources and geophones located in the nodes of the data acquisition grid.
Мигрированную трассу (трассу сейсмического изображения) M(q,y,t) сейсмограммы общего пункта возбуждения (ОПВ) получаем следующим образом, где y - латеральная координата, q - координата источника колебаний. Пункт возбуждения (Ндп. точка возбуждения) - это пункт на, над или под поверхностью наблюдений, в котором производится возбуждение сейсмических колебаний.The migrated trace (seismic trace) M (q, y, t) of the common point of excitation (OPV) seismogram is obtained as follows, where y is the lateral coordinate, q is the coordinate of the oscillation source. The point of excitation (Ndp. Point of excitation) is the point on, above or below the surface of observations, in which the excitation of seismic oscillations is performed.
Вычисления производятся по формуле:Calculations are made according to the formula:
где u(q,x,t) - сейсмограмма, параметры А и В определяют пространственную апертуру суммирования, т.е. интервал х∈[а-А,а+В] на профиле наблюдений. Звездочка обозначает процедуру свертки, f(t) - оператор компенсирующей фильтрации, w(y,x) - весовые множители, t(y,x) - траектория суммирования. Выражение (1) преобразуется к видуwhere u (q, x, t) is a seismogram, parameters A and B determine the spatial summation aperture, i.e. interval x∈ [aA, a + B] on the observation profile. The asterisk denotes the convolution procedure, f (t) is the compensating filtering operator, w (y, x) is the weighting factor, t (y, x) is the summation trajectory. Expression (1) is converted to the form
где
глобальная сумма может быть получена как непосредственным суммированием в пределах апертуры, так и сложением локальных суммthe global sum can be obtained both by direct summation within the aperture and by adding local sums
При суммировании (4) имеются локальные области, которые обеспечивают накапливание сигнала (конструктивное суммирование), и области, в которых формируется только аляйсинг-помеха. Поэтому задача построения алгоритма подавления аляйсинг-шума формулируется как подбор критерия для разделения этих областей.When summing (4), there are local areas that provide signal accumulation (constructive summation), and areas in which only aliasing is formed. Therefore, the task of constructing an aliasing noise suppression algorithm is formulated as a selection of a criterion for separating these areas.
В качестве такого критерия выберем , т.е. отношение энергий локальной суммы (3), которую в дальнейшем для удобства мы будем обозначать как b+, и аналогичной суммы, b-, полученной со знакопеременной весовой функцией:As such a criterion, we choose , i.e. the ratio of the energies of the local sum (3), which for convenience will be denoted below as b + , and a similar sum, b - obtained with an alternating weight function:
где под переменной ζ подразумевается номер канала, т.е. целое число. Построим функцию w(A): w(0)=1 и w(A)→0 при А→∞, причем w(A) близка к 1 при А∈[0,р], тогда алгоритм подавления аляйсинг-шума представим в видеwhere the variable ζ means the channel number, i.e. integer. We construct the function w (A): w (0) = 1 and w (A) → 0 as A → ∞, and moreover, w (A) is close to 1 as A∈ [0, p], then we present the aliasing noise suppression algorithm in form
Итак, получаем следующий алгоритм:So, we get the following algorithm:
1. Локальное суммирование с целью получения b+ и b-;1. Local summation in order to obtain b + and b - ;
2. Оценка энергий в скользящем по t окне;2. Estimation of energies in a window sliding over t;
3. Суммирование
При интерференции волн, амплитуда которых существенно отличается, такой алгоритм обнаруживает совершенно естественную тенденцию настраиваться на обработку интенсивной волны, при этом игнорируя слабый сигнал. С целью преодоления такой ситуации представляется целесообразным ввести «эталонную» сейсмограмму, по которой можно произвести настройку алгоритма, т.е. назначение весовых коэффициентов, а затем применить полученные коэффициенты к сейсмограмме, которую необходимо обработать. Блок-схема процедуры обработки, основанной на построении эталонной сейсмограммы, приведена на рис. 1.In the interference of waves whose amplitudes are significantly different, such an algorithm reveals a completely natural tendency to tune in to processing an intense wave, while ignoring a weak signal. In order to overcome this situation, it seems advisable to introduce a “reference” seismogram by which you can configure the algorithm, i.e. assignment of weight coefficients, and then apply the obtained coefficients to the seismogram that needs to be processed. A flowchart of a processing procedure based on the construction of a reference seismogram is shown in Fig. one.
Рассмотрим способ расчета эталонной сейсмограммы. Традиционным способом выравнивания амплитуд сигналов является процедура АРУ (автоматическая регулировка уровня). Известно, что такое преобразование успешно справляется с поставленной задачей в областях, где нет интерференции сигналов, в то время как в окрестности точек пересечения годографов амплитуды сигналов претерпевают локальные искажения. Понятно, что такое свойство алгоритма АРУ делает его малопригодным для нашей задачи. Поэтому мы предлагаем произвести дополнительную обработку результата преобразования с целью выравнивания амплитуд сигналов и в областях пересечения годографов. Так как искажение энергии сигнала на годографе носит локальный характер, его можно устранить способами веерной фильтрации с нелинейной адаптацией весовых коэффициентов. Выражение для преобразования, осуществляемого таким кинематическим фильтром, можно записать в следующем видеConsider the method of calculating the reference seismogram. The traditional way to equalize signal amplitudes is the AGC procedure (automatic level control). It is known that such a conversion successfully copes with the task in areas where there is no interference of signals, while in the vicinity of the intersection points of the hodographs, the signal amplitudes undergo local distortions. It is clear that such a property of the AGC algorithm makes it unsuitable for our task. Therefore, we propose to perform additional processing of the conversion result in order to equalize signal amplitudes in the regions of hodographs intersection. Since the distortion of the signal energy on the hodograph is local in nature, it can be eliminated by fan filtering with non-linear adaptation of weight coefficients. The expression for the transformation carried out by such a kinematic filter can be written as follows
где u(x,t) - исходное волновое поле, dα(x,t) - направленная сумма, y∈[-L,L] пространственная база фильтра, α - направление суммирования, перебираемое в пределах веера, U(x,t) - результат фильтрации.where u (x, t) is the initial wave field, d α (x, t) is the directional sum, y∈ [-L, L] is the spatial base of the filter, α is the summation direction sorted through the fan, U (x, t ) is the result of filtering.
Так как годографы волн на этом этапе обработки считаются неизвестными, возникнут сложности с оцениванием кинематики сигнала, что мы устраним их при помощи применения адаптивного фильтра, который в каждой точке (x,t) самостоятельно анализирует волновое поле на предмет наличия или отсутствия сигнала или помехи. Пусть в некоторой точке имеется веер, центрированный относительно касательной к априорному годографу. Для того чтобы принять решение, действительно ли данная точка принадлежит отражению, производится вычисление когерентности волнового поля во всех направлениях α внутри веера. По смыслу рассматриваемой задачи веер выбирается заведомо широким. За меру когерентности принимается значение сембланса, то есть параметра, вычисляемого по формулеSince hodographs of waves at this stage of processing are considered unknown, difficulties will arise in estimating the kinematics of the signal, which we will eliminate by using an adaptive filter, which at each point (x, t) independently analyzes the wave field for the presence or absence of a signal or interference. Suppose that at some point there is a fan centered with respect to the tangent to the a priori hodograph. In order to decide whether a given point really belongs to reflection, the coherence of the wave field in all directions α inside the fan is calculated. According to the meaning of the problem under consideration, the fan is chosen deliberately wide. As a measure of coherence, we take the value of the semblance, that is, a parameter calculated by the formula
и принимающего значения от нуля до единицы. Для получения более гладких значений сембланса как функции от x и t возможно усреднение в пределах скользящего окна. Введем гладкую весовую функцию, принимающую значения, близкие к единице для близких к единице рα(x,t) и близкую к нулю для близких к нулю pα(x,t). Такой может быть, напримерand accepting values from zero to one. To obtain smoother values of the samples as a function of x and t, averaging is possible within a moving window. We introduce a smooth weight function taking values close to unity for close to unity p α (x, t) and close to zero for close to zero p α (x, t). This may be, for example
где n - целое число, Q - пороговое значение для принятия решения об отсутствии или наличии когерентного сигнала. Тогда алгоритм адаптивной кинематической фильтрации запишем какwhere n is an integer, Q is the threshold value for deciding on the absence or presence of a coherent signal. Then we write the adaptive kinematic filtering algorithm as
где dα (x,t) вычисляется по формуле (4). В условиях отсутствия априорной информации о кинематике сигнала такой метод устранит локальные нарушения динамики сигнала, вызванные применением процедуры АРУ, и подготовит эталонную сейсмограмму для вычисления весовых коэффициентов помехозащищенного оператора миграционного преобразования.where d α (x, t) is calculated by formula (4). In the absence of a priori information about the kinematics of the signal, this method will eliminate local disturbances in the signal dynamics caused by the application of the AGC procedure and prepare a reference seismogram for calculating the weight coefficients of the noise-protected migration conversion operator.
Описанный способ получения глубинных изображений предлагается также дополнить возможностью вывода не помехозащищенного изображения, а результата оценивания аляйсинг-помехи. С этой целью в преобразовании нужно поменять весовые коэффициенты w на обратные им величины
Блок-схема указанной последовательности обработки, включающей этап выделения помехи с последующим ее адаптивным вычитанием, показана на рис. 2.A block diagram of the indicated processing sequence, including the step of isolating interference with its subsequent adaptive subtraction, is shown in Fig. 2.
Источники информацииInformation sources
1. Denisov, M., and Finikov, D., 2002. An alias protection scheme for Radon transform: 64th Ann. Internal. Mtg. EAGE.1. Denisov, M., and Finikov, D., 2002. An alias protection scheme for Radon transform: 64th Ann. Internal Mtg. EAGE.
2. Денисов М.С., Фиников Д.Б., 2005. Способ подавления шумов дискретизации при суммировании сейсмических трасс (на примере моделирования кратных волн), Геофизика, 1.2. Denisov MS, Finikov DB, 2005. A method of suppressing sampling noise when summing seismic traces (using the example of modeling multiple waves), Geophysics, 1.
3. US 6002642 A, Seismic migration using offset checkshot data, 14.12.1999.3.US 6002642 A, Seismic migration using offset checkshot data, 12/14/1999.
4. CN 101839999 A, Method for determining optimum velocity section for pre-stack time migration, 22.09.2010.4. CN 101839999 A, Method for determining optimum velocity section for pre-stack time migration, 09/22/2010.
5. RU 2221262 C1. Способ сейсмической разведки для изучения осадочного чехла при наличии сильно изрезанных акустически жестких границ (варианты), 10.01.2004.5. RU 2221262 C1. Seismic exploration method for studying sedimentary cover in the presence of severely indented acoustically hard boundaries (options), 01/10/2004.
6. RU 2126984 C1. «Способ определения глубинно-скоростных параметров среды и построения ее изображения по сейсмическим данным - система prime», 27.02.1999, (Прототип).6. RU 2126984 C1. “The method for determining the deep-speed parameters of the medium and constructing its image from seismic data is the prime system,” 02.27.1999, (Prototype).
Claims (1)
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014137992/28A RU2577792C1 (en) | 2014-09-22 | 2014-09-22 | Robust process for depth imaging in seismic survey based on operator adjustment by reference seismic record |
PCT/RU2015/000585 WO2016048194A1 (en) | 2014-09-22 | 2015-09-17 | Method for constructing depth images on the basis of reference seismograms |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014137992/28A RU2577792C1 (en) | 2014-09-22 | 2014-09-22 | Robust process for depth imaging in seismic survey based on operator adjustment by reference seismic record |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2577792C1 true RU2577792C1 (en) | 2016-03-20 |
Family
ID=55581558
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014137992/28A RU2577792C1 (en) | 2014-09-22 | 2014-09-22 | Robust process for depth imaging in seismic survey based on operator adjustment by reference seismic record |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2577792C1 (en) |
WO (1) | WO2016048194A1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2126984C1 (en) * | 1998-07-16 | 1999-02-27 | Глоговский Владимир Маркович | Method determining depth and speed parameters of medium and construction of its image by seismic data- prime system |
RU2221262C1 (en) * | 2003-03-14 | 2004-01-10 | Закрытое акционерное общество работников Народное предприятие "Запприкаспийгеофизика" | Process of seismic prospecting for examination of sedimentary mantle in presence of heavily broken-up acoustically stiff boundaries ( variants ) |
CN101839999A (en) * | 2009-03-20 | 2010-09-22 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | Method for determining optimum velocity section for pre-stack time migration |
CN101957455A (en) * | 2010-09-20 | 2011-01-26 | 中国海洋石油总公司 | Method of three-dimensional preserved-amplitude pre-stack time migration |
CN102141633A (en) * | 2010-12-10 | 2011-08-03 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | Anisotropic three-dimensional prestack time migration method |
-
2014
- 2014-09-22 RU RU2014137992/28A patent/RU2577792C1/en not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-09-17 WO PCT/RU2015/000585 patent/WO2016048194A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2126984C1 (en) * | 1998-07-16 | 1999-02-27 | Глоговский Владимир Маркович | Method determining depth and speed parameters of medium and construction of its image by seismic data- prime system |
RU2221262C1 (en) * | 2003-03-14 | 2004-01-10 | Закрытое акционерное общество работников Народное предприятие "Запприкаспийгеофизика" | Process of seismic prospecting for examination of sedimentary mantle in presence of heavily broken-up acoustically stiff boundaries ( variants ) |
CN101839999A (en) * | 2009-03-20 | 2010-09-22 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | Method for determining optimum velocity section for pre-stack time migration |
CN101957455A (en) * | 2010-09-20 | 2011-01-26 | 中国海洋石油总公司 | Method of three-dimensional preserved-amplitude pre-stack time migration |
CN102141633A (en) * | 2010-12-10 | 2011-08-03 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | Anisotropic three-dimensional prestack time migration method |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ДЕНИСОВ М.С., "СЕЙСМИЧЕСКАЯ МИГРАЦИЯ: АНАЛИЗ ПОСТАНОВКИ ЗАДАЧИ, СПОСОБОВ ЕЕ РЕШЕНИЯ И ОГРАНИЧЕНИЙ МЕТОДА", ж-л "ТЕХНОЛОГИИ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ", N4, 2013, с.56-61. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2016048194A1 (en) | 2016-03-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2707526C (en) | Spectral shaping inversion and migration of seismic data | |
Yuan et al. | Multiscale adjoint waveform tomography for surface and body waves | |
EP3227727B1 (en) | Seismic acquisition method and apparatus | |
Choi et al. | Source-independent time-domain waveform inversion using convolved wavefields: Application to the encoded multisource waveform inversion | |
KR101548976B1 (en) | Estimation of soil properties using waveforms of seismic surface waves | |
RU2518577C2 (en) | Continuous adaptive surface wave analysis for three-dimensional seismic data | |
Chang et al. | High-frequency Rayleigh-wave tomography using traffic noise from Long Beach, California | |
US10345468B2 (en) | System and method for seismic data processing of seismic data sets with different spatial sampling and temporal bandwidths | |
US9348050B2 (en) | Near-surface noise prediction and removal for data recorded with simultaneous seismic sources | |
Yang et al. | Viscoacoustic least-squares reverse time migration using a time-domain complex-valued wave equation | |
EP2113792A1 (en) | Spectral shaping inversion and migration of seismic data | |
Mecking et al. | Cavity detection by SH-wave full-waveform inversion—A reflection-focused approach | |
RU2570827C2 (en) | Hybrid method for full-waveform inversion using simultaneous and sequential source method | |
Li et al. | Generalized staining algorithm for seismic modeling and migration | |
Barison et al. | Wave equation datuming applied to marine OBS data and to land high resolution seismic profiling | |
Bleibinhaus et al. | Effects of surface scattering in full-waveform inversion | |
Hu et al. | Slowness-driven Gaussian-beam prestack depth migration for low-fold seismic data | |
Yang et al. | Full waveform inversion of combined towed streamer and limited OBS seismic data: a theoretical study | |
RU2577792C1 (en) | Robust process for depth imaging in seismic survey based on operator adjustment by reference seismic record | |
Fliedner et al. | Automated velocity model building with wavepath tomography | |
Liu et al. | Reducing near-surface artifacts from the crossline direction by full-waveform inversion of interferometric surface waves | |
Kurzmann et al. | Real data applications of seismic full waveform inversion | |
Xie et al. | The effect of strong near surface scattering on seismic imaging: investigation based on resolution analysis | |
Sedek et al. | Automatic NMO correction and full common depth point NMO velocity field estimation in anisotropic media | |
WO2015028485A2 (en) | 4d noise suppression |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170923 |