RU2579164C1 - Способ обращения для определения добротности геологической среды - Google Patents
Способ обращения для определения добротности геологической среды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2579164C1 RU2579164C1 RU2014145635/28A RU2014145635A RU2579164C1 RU 2579164 C1 RU2579164 C1 RU 2579164C1 RU 2014145635/28 A RU2014145635/28 A RU 2014145635/28A RU 2014145635 A RU2014145635 A RU 2014145635A RU 2579164 C1 RU2579164 C1 RU 2579164C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- trace
- frequency
- wave
- obtaining
- amplitude spectrum
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 61
- 238000012887 quadratic function Methods 0.000 claims description 9
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims description 8
- 230000005284 excitation Effects 0.000 claims description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 6
- 229940035637 spectrum-4 Drugs 0.000 claims description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000009499 grossing Methods 0.000 claims description 3
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 9
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 2
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 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
- G01V1/30—Analysis
-
- 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
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/307—Analysis for determining seismic attributes, e.g. amplitude, instantaneous phase or frequency, reflection strength or polarity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
- G01V1/42—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators in one well and receivers elsewhere or vice versa
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2200/00—Details of seismic or acoustic prospecting or detecting in general
- G01V2200/10—Miscellaneous details
- G01V2200/14—Quality control
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/63—Seismic attributes, e.g. amplitude, polarity, instant phase
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/67—Wave propagation modeling
- G01V2210/677—Spectral; Pseudo-spectral
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
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных сейсмической разведки. Раскрыт способ обращения для определения Q-фактора слоя посредством использования атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования в технологии обработки данных геофизической разведки. Согласно указанному способу сначала используют частотно-волновочисленный способ для осуществления разделения волнового поля для исходных данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП), чтобы получить нисходящую волну. Выбирают нисходящую субволну и контрольную субволну для осуществления преобразования Фурье с тем, чтобы получить амплитудный спектр. Осуществляют полиномиальное приближение в отношении амплитудного спектра для того, чтобы получить эквивалентный Q-фактор, а затем используют соотношение между эквивалентным Q-фактором и Q-фактором слоя для осуществления обращения с тем, чтобы получить Q-фактор слоя. Предлагаемый способ характеризуется способностью противостоять случайным помехам и устранять различия между возбужденными субволнами. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 4 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к технологии обработки данных сейсмической разведки и, в частности, к способу обращения для определения добротности геологической среды посредством использования атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП) с желаемой стабильностью.
Уровень техники
В связи с увеличением требований к точности сейсмической разведки для подробного описания нефтеносного и газоносного коллекторов необходимы сейсмические данные с высоким разрешением, при этом затухание в виду поглощения геологической средой представляет собой основной фактор, который влияет на разрешение сейсмических данных. Затухание в виду поглощения геологической средой преимущественно выражается в качестве затухания амплитуд, фазового искажения и снижения частоты (более того, затухание в высокочастотной части является более интенсивным, чем затухание в низкочастотной части, и затухание в близповерхностном слое является более интенсивным, чем затухание в глубинном слое) при распространении сейсмической волны, что значительно снижает разрешение сейсмических данных. Осуществляют точную оценку значения добротности геологической среды (Q-фактор), а затем осуществляют эффективную компенсацию обратной Q-фильтрации в отношении сейсмической записи перед и после суммирования, что может по существу согласовать формы отраженных волн в близповерхностных, средних и глубинных слоях сейсмического профиля, усилить высокочастотную часть средних и глубинных слоев, а также расширить частотный спектр, чтобы восстановить исходную форму сейсмической волны и устранить влияния изменения во времени субволн для того, чтобы соответствовать гипотетическому отношению, необходимому для деконволюции и оценки субволны в качестве стационарной. Следовательно, качество сейсмического профиля может быть эффективно улучшено, что способствует обработке и толкованию сейсмических данных.
При регистрации данных продольного ВСП (вертикального сейсмического профилирования) точка возбуждения расположена очень близко к верхней приемной площадке так, что нисходящие прямые волны, принятые на различных глубинах, характеризуются одинаковой траекторией распространения. Таким образом, нисходящие прямые волны в сейсмических записях с различными глубинами могут быть непосредственно использованы для обращения добротности геологической среды (Q-фактора), а также осуществления обратной Q-фильтрации для того, чтобы увеличить разрешение данных ВСП и провести отработку сейсмических данных на поверхности для увеличения разрешение. Таким образом, метод извлечения точного Q-фактора с использованием данных продольного ВСП имеет важное практическое значение.
Способ обращения для определения добротности геологической среды, в основном, заключается в применении способа сравнения логарифмических спектров, способа на основе сдвига центральной частоты и способа на основе сдвига пиковой частоты, технологии анализа методом сканирования и способа частотно-временного анализа, а также способа многооконного анализа в отношении амплитудного спектра сейсмической субволны. Среди этого, в способе на основе сдвига центральной частоты и способе на основе сдвига пиковой частоты предполагается, что амплитудный спектр сейсмической волны может быть представлен гауссовым спектром; и в способе частотно-временного анализа предполагается, что сейсмическая субволна характеризуется нуль-фазой.
Матней (Mathneey) и Новак (Nowack) предлагают способ согласования мгновенных значений частот, который заключается в использовании итерационного процесса для модификации причинного оператора затухания для того, чтобы сделать более близкими взвешенные мгновенные значения частот посредством оператора, действующего на пик огибающей после контрольного импульса и на пик огибающей целевого импульса, тем самым обращая добротность среды. Внедряя этот способ, Матней и Новак оценивают затухание сейсмических данных в результате дифракции в земной коре. Дазиос и соавторы (Dasios et al.) оценивают затухание записи широкополосного волнового акустического каротажа посредством внедрения способа согласования мгновенных значений частот. Такой способ преодолевает некоторые недостатки способа сравнения логарифмических спектров, например, необязательно выбирать диапазон переменной полосы частот и т.п. Тем не менее, этот способ предусматривает обязательно использование преобразования Гилберта для вычисления мгновенного значения частоты, а также использование сложного итерационного процесса для согласования мгновенного значения частоты. Хорошо известно, что преобразование Гилберта чувствительно к шуму; таким образом, использование способа согласования мгновенных значений частот в отношении сейсмического сигнала с шумом является ограниченным. Барнс (Barnes) предполагает, что субволна сейсмического источника является идеальной субволной полосы пропускания, и предлагает отношение между мгновенным значением частоты и значением добротности, а также временем прохождения, однако практическая субволна сейсмического источника значительно отличается от идеальной субволны полосы пропускания.
Все указанные способы вряд ли применимы к практическим данным, и они не содержат информации о том, как использовать нисходящую волну из данных ВСП. Более того, во всех приведенных выше способах значение добротности, полученное посредством обращения, и значение геологической скорости вряд ли соответствуют, и невозможно оценить обоснованность значения добротности, полученного посредством обращения. Дополнительно, упомянутые выше способы не рассматривают разницу возбуждения субволн, вызванную средой возбуждения во время сбора, что вряд ли имеет применение и эффективность обобщения, и, конечно, будет влиять на стабильность добротности.
Раскрытие изобретения
Цель настоящего изобретения заключается в предоставлении способа обращения для определения добротности геологической среды с использованием атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП) с желаемой стабильностью.
Способ согласно настоящему изобретению предусматривает следующие стадии:
1) возбуждение поверхностного сейсмического источника, получение данных вертикального сейсмического профилирования при помощи подземного сейсмографа и получение при помощи сейсмографа, расположенного возле сейсмического источника, сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
2) считывание первого вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования, а также первого вступления 2 сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
3) сглаживание нисходящих волн посредством вычитания первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования из времени каждой точки дискретизации указанной трассы для того, чтобы получить первое волновое поле;
4) получение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области первого волнового поля посредством сначала применения преобразования Фурье к первому волновому полю по времени для того, чтобы осуществить преобразование в частотную область, тем самым получая амплитудный спектр всей записи вертикального сейсмического профилирования, а затем применения преобразования Фурье к амплитудному спектру по номеру трассы для того, чтобы осуществить преобразование в волновочисленную область;
5) умножение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области, соответствующего восходящей волне в спектре в частотно-волновочисленной (F-K) области, полученном на стадии (4), на ноль; затем осуществление обратного преобразования Фурье по волновому числу для получения амплитудного спектра; применение обратного преобразования Фурье по частоте к полученному амплитудному спектру для того, чтобы получить волновое поле 2 во временной области;
6) применение преобразования Фурье к сигналу во временном окне, открывающемся в волновом поле 2 назад от первой точки дискретизации в каждой трассе нисходящей волны, чтобы получить амплитудный спектр 1 на любой частоте; и деление амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты для того, чтобы получить амплитудный спектр 2 в экспоненциальной форме;
7) получение амплитудного спектра 2 любой частоты в экспоненциальной форме в каждой трассе нисходящей волны посредством повторения стадии 6);
8) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих трассе нисходящей субволны, посредством вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2 трассы, полученного на стадии 7), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
9) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе нисходящей субволны в записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 8);
10) считывание первого вступления 2 контрольной субволны, зарегистрированной на стадии 1), получение амплитудного спектра 3 контрольной субволны на каждой частоте при помощи применения преобразования Фурье в отношении сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования в пределах временного окна, открывающегося назад от первого вступления 2 сигнала контрольной субволны; и получение амплитудного спектра 4 каждой трассы контрольной субволны в экспоненциальной форме при помощи деления амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты;
11) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена частотного спектра трассы контрольной субволны при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 4, полученного на стадии 10), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
12) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе контрольных субволн записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 11);
13) нахождение для каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования среднего значения между коэффициентом квадратичного члена трассы и коэффициентом квадратичного члена соответствующей контрольной субволны со стадии 12);
14) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2, полученного на стадии 7), вычитания произведения среднего значения коэффициентов квадратичного члена сейсмической трассы, полученного на стадии 13), и квадрата частоты, а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
15) получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 1 при помощи деления первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования на одночленный коэффициент трассы, полученный на стадии 14);
16) получение эквивалентной добротности геологической среды 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования при помощи повторения стадии 15) и получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 2 посредством осуществления статистического выравнивания значений эквивалентной добротности геологической среды 1 всех трасс записи вертикального сейсмического профилирования;
17) получение коэффициента поглощения каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования посредством деления первого времени вступления 1 трассы на эквивалентный Q-фактор (добротность геологической среды) 2, соответствующий трассе указанной записи;
18) получение Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующего трассе записи вертикального сейсмического профилирования, посредством деления значения расхождения между первым вступлением 1 соседних трасс записи вертикального сейсмического профилирования на значение расхождения между коэффициентами поглощения соседних трасс;
19) повторение стадии 18) до тех пор, пока значения Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующие каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования, не будут получены при помощи обращения.
Краткое описание чертежей
На Фиг. 1 представлено схематическое изображение нисходящей волны;
на Фиг. 2 представлено схематическое изображение вырезанной нисходящей волны;
на Фиг. 3 представлен амплитудный спектр вырезанной нисходящей волны;
на Фиг. 4 представлен Q-фактор слоя, полученный при помощи обращения согласно настоящему изобретению.
Осуществление изобретения
Далее настоящее изобретение будет описано более подробно.
Настоящее изобретение предоставляет способ обращения для определения добротности геологической среды с использованием атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП) с желаемой стабильностью. Способ предусматривает осуществление следующих конкретных стадий:
1) возбуждение поверхностного сейсмического источника, получение данных вертикального сейсмического профилирования при помощи подземного сейсмографа и получение при помощи сейсмографа, расположенного возле сейсмического источника, сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
2) считывание первого вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования, а также первого вступления 2 сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
3) сглаживание нисходящих волн посредством вычитания первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования из времени каждой точки дискретизации указанной трассы для того, чтобы получить первое волновое поле;
4) получение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области первого волнового поля посредством сначала применения преобразования Фурье к первому волновому полю по времени для того, чтобы осуществить преобразование в частотную область, тем самым получая амплитудный спектр всей записи вертикального сейсмического профилирования, а затем применения преобразования Фурье к амплитудному спектру по номеру трассы для того, чтобы осуществить преобразование в волновочисленную область;
5) умножение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области, соответствующего восходящей волне в спектре в частотно-волновочисленной (F-K) области, полученном на стадии (4), на ноль; затем осуществление обратного преобразования Фурье по волновому числу для получения амплитудного спектра; применение обратного преобразования Фурье по частоте к полученному амплитудному спектру для того, чтобы получить волновое поле 2 во временной области;
6) в волновом поле 2, как показано на Фиг. 1, открытие временного окна назад от первой точки дискретизации в каждой трассе нисходящей волны, и, как показано на Фиг. 2, применение преобразования Фурье к сигналу во временном окне, чтобы получить амплитудный спектр 1 на любой частоте; и, как показано на Фиг. 3, деление амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты для того, чтобы получить амплитудный спектр 2 в экспоненциальной форме;
7) получение амплитудного спектра 2 любой частоты в экспоненциальной форме в каждой трассе нисходящей волны посредством повторения стадии 6);
8) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих трассе нисходящей субволны, посредством вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2 трассы, полученного на стадии 7), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
9) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе нисходящей субволны в записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 8);
10) считывание первого вступления 2 контрольной субволны, зарегистрированной на стадии 1), получение амплитудного спектра 3 контрольной субволны на каждой частоте при помощи применения преобразования Фурье в отношении сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования в пределах временного окна, открывающегося назад от первого вступления 2 сигнала контрольной субволны; и получение амплитудного спектра 4 каждой трассы контрольной субволны в экспоненциальной форме при помощи деления амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты;
11) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена частотного спектра трассы контрольной субволны при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 4, полученного на стадии 10), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
12) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе контрольных субволн записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 11);
13) нахождение для каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования среднего значения между коэффициентом квадратичного члена трассы и коэффициентом квадратичного члена соответствующей контрольной субволны со стадии 12);
14) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2, полученного на стадии 7), вычитания произведения среднего значения коэффициентов квадратичного члена сейсмической трассы, полученного на стадии 13), и квадрата частоты, а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
15) получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 1 при помощи деления первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования на одночленный коэффициент трассы, полученный на стадии 14);
16) получение эквивалентной добротности геологической среды 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования при помощи повторения стадии 15) и получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 2 посредством осуществления статистического выравнивания значений эквивалентной добротности геологической среды 1 всех трасс записи вертикального сейсмического профилирования;
17) получение коэффициента поглощения каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования посредством деления первого времени вступления 1 трассы на эквивалентный Q-фактор (добротность геологической среды) 2, соответствующий трассе указанной записи;
18) получение Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующего трассе записи вертикального сейсмического профилирования, посредством деления значения расхождения между первым вступлением 1 соседних трасс записи вертикального сейсмического профилирования на значение расхождения между коэффициентами поглощения соседних трасс;
19) повторение стадии 18) до тех пор, пока значения Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующие каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования, не будут получены при помощи обращения.
Промышленная применимость
Предлагаемый способ характеризуется способностью противостоять случайным помехам и устранять различие между возбужденными субволнами. Указанный алгоритм является простым и менее трудоемким, по сравнению с известными алгоритмами; более того, Q-фактор слоя, полученный при помощи обращения, характеризуется желаемой стабильностью и высокой точностью.
Claims (1)
- Способ обращения для определения добротности геологической среды, предусматривающий:
1) возбуждение поверхностного сейсмического источника, получение данных вертикального сейсмического профилирования при помощи подземного сейсмографа и получение при помощи сейсмографа, расположенного возле сейсмического источника, сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
2) считывание первого вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования, а также первого вступления 2 сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
3) сглаживание нисходящих волн посредством вычитания первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования из времени каждой точки дискретизации указанной трассы для того, чтобы получить первое волновое поле;
4) получение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области первого волнового поля посредством сначала применения преобразования Фурье к первому волновому полю по времени для того, чтобы осуществить преобразование в частотную область, тем самым получая амплитудный спектр всей записи вертикального сейсмического профилирования, а затем применения преобразования Фурье к амплитудному спектру по номеру трассы для того, чтобы осуществить преобразование в волновочисленную область;
5) умножение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области, соответствующего восходящей волне в спектре в частотно-волновочисленной (F-K) области, полученном на стадии (4), на ноль; затем осуществление обратного преобразования Фурье по волновому числу для получения амплитудного спектра; применение обратного преобразования Фурье по частоте к полученному амплитудному спектру для того, чтобы получить волновое поле 2 во временной области;
6) применение преобразования Фурье к сигналу во временном окне, открывающемся в волновом поле 2 назад от первой точки дискретизации в каждой трассе нисходящей волны, чтобы получить амплитудный спектр 1 на любой частоте; и деление амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты для того, чтобы получить амплитудный спектр 2 в экспоненциальной форме;
7) получение амплитудного спектра 2 любой частоты в экспоненциальной форме в каждой трассе нисходящей волны посредством повторения стадии 6);
8) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих трассе нисходящей субволны, посредством вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2 трассы, полученного на стадии 7), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
9) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе нисходящей субволны в записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 8);
10) считывание первого вступления 2 контрольной субволны, зарегистрированной на стадии 1), получение амплитудного спектра 3 контрольной субволны на каждой частоте при помощи применения преобразования Фурье в отношении сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования в пределах временного окна, открывающегося назад от первого вступления 2 сигнала контрольной субволны; и получение амплитудного спектра 4 каждой трассы контрольной субволны в экспоненциальной форме при помощи деления амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты;
11) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена частотного спектра трассы контрольной субволны при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 4, полученного на стадии 10), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
12) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе контрольных субволн записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 11);
13) нахождение для каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования среднего значения между коэффициентом квадратичного члена трассы и коэффициентом квадратичного члена соответствующей контрольной субволны со стадии 12);
14) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2, полученного на стадии 7), вычитания произведения среднего значения коэффициентов квадратичного члена сейсмической трассы, полученного на стадии 13), и квадрата частоты, а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
15) получение значения эквивалентной добротности геологической среды 1 при помощи деления первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования на одночленный коэффициент трассы, полученный на стадии 14);
16) получение эквивалентной добротности геологической среды 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования при помощи повторения стадии 15) и получение значения эквивалентной добротности геологической среды 2 посредством осуществления статистического выравнивания значений эквивалентной добротности геологической среды 1 всех трасс записи вертикального сейсмического профилирования;
17) получение коэффициента поглощения каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования посредством деления первого времени вступления 1 трассы на значение эквивалентной добротности геологической среды 2, соответствующее трассе указанной записи;
18) получение значения добротности геологической среды, соответствующего трассе записи вертикального сейсмического профилирования, посредством деления значения расхождения между первым вступлением 1 соседних трасс записи вертикального сейсмического профилирования на значение расхождения между коэффициентами поглощения соседних трасс;
19) повторение стадии 18) до тех пор, пока значения добротности геологической среды, соответствующие каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования, не будут получены при помощи обращения.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201210109416.8A CN103376464B (zh) | 2012-04-13 | 2012-04-13 | 一种地层品质因子反演方法 |
| CN201210109416.8 | 2012-04-13 | ||
| PCT/CN2012/001686 WO2013152468A1 (zh) | 2012-04-13 | 2012-12-11 | 一种地层品质因子反演方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2579164C1 true RU2579164C1 (ru) | 2016-04-10 |
Family
ID=49326985
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014145635/28A RU2579164C1 (ru) | 2012-04-13 | 2012-12-11 | Способ обращения для определения добротности геологической среды |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20150168573A1 (ru) |
| EP (1) | EP2837953A4 (ru) |
| CN (1) | CN103376464B (ru) |
| RU (1) | RU2579164C1 (ru) |
| WO (1) | WO2013152468A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717162C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2020-03-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения физических характеристик однородной среды и ее границ |
Families Citing this family (45)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103698812B (zh) * | 2013-12-26 | 2016-06-29 | 中国石油天然气集团公司 | 利用叠前地震道集计算地层品质因数的方法及装置 |
| CN105095559A (zh) * | 2014-05-09 | 2015-11-25 | 中央大学 | 实施全息希尔伯特频谱分析的方法与系统 |
| WO2016008105A1 (zh) * | 2014-07-15 | 2016-01-21 | 杨顺伟 | 一种基于柯西分布的叠后波阻抗反演方法 |
| CN105388523A (zh) * | 2014-09-04 | 2016-03-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种高精度的品质因子提取方法 |
| CN104502965B (zh) * | 2014-12-22 | 2017-04-05 | 中国石油天然气集团公司 | 一种振幅补偿因子的反演方法 |
| CN105182416A (zh) * | 2015-09-06 | 2015-12-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 基于分频数据的地震反演方法及其装置 |
| CN106814393B (zh) * | 2015-11-27 | 2019-07-12 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种地层品质因子q的估算方法 |
| CN107300718B (zh) * | 2016-04-14 | 2019-11-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种品质因子三维衰减模型的建立方法 |
| CN107340538B (zh) * | 2016-05-03 | 2019-02-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于混频处理的储层预测方法和装置 |
| CN107544087B (zh) * | 2016-06-23 | 2019-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种测量近地表地层品质因子的方法及装置 |
| US10481287B2 (en) | 2016-08-05 | 2019-11-19 | Saudi Arabian Oil Company | Surface consistent statics solution and amplification correction |
| CN107807390B (zh) * | 2016-09-09 | 2019-08-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 地震数据的处理方法及系统 |
| CN107219553B (zh) * | 2017-06-06 | 2019-11-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于gr分频反演的暗河充填预测方法 |
| CN107356964B (zh) * | 2017-07-05 | 2018-10-30 | 西安交通大学 | S变换域基于变分原理的q值估计与补偿方法 |
| CN107179544B (zh) * | 2017-07-11 | 2019-03-26 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 转换波宽频延拓及提高转换波数据分辨率的方法 |
| CN109425903A (zh) * | 2017-08-21 | 2019-03-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种近地表地层品质因子的获取方法 |
| CN108469633B (zh) * | 2018-02-07 | 2019-10-11 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种地层品质因子的计算方法及装置 |
| CN108845357B (zh) * | 2018-06-13 | 2020-12-22 | 成都信息工程大学 | 一种基于同步挤压小波变换估计地层等效品质因子的方法 |
| CN108919354B (zh) * | 2018-09-27 | 2019-09-27 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 近地表q偏移方法及装置 |
| CN109471162A (zh) * | 2018-10-08 | 2019-03-15 | 中国石油天然气集团有限公司 | 层间多次波处理方法、系统、电子设备及可读介质 |
| CN109765615A (zh) * | 2019-01-10 | 2019-05-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种地层品质因子反演方法及装置 |
| CN110456415A (zh) * | 2019-07-17 | 2019-11-15 | 中国石油大港油田勘探开发研究院 | 一种基于局部峰值频率的陆相薄储层解释方法及系统 |
| CN112305587A (zh) * | 2019-08-02 | 2021-02-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 恢复地震数据分辨率的方法、存储介质及计算机设备 |
| CN112578436B (zh) * | 2019-09-27 | 2024-06-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种子波提取方法及系统 |
| CN110988986B (zh) * | 2019-12-25 | 2021-01-01 | 成都理工大学 | 改善深层碳酸盐岩储层刻画精度的地震资料低频增强方法 |
| CN113138419B (zh) * | 2020-01-20 | 2022-05-10 | 中国石油天然气集团有限公司 | 提取下行子波和衰减参数的方法、装置 |
| CN113341457A (zh) * | 2020-02-18 | 2021-09-03 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种时频域等效q场的获取方法及装置 |
| US11391855B2 (en) | 2020-03-13 | 2022-07-19 | Saudi Arabian Oil Company | Developing a three-dimensional quality factor model of a subterranean formation based on vertical seismic profiles |
| CN111596350B (zh) * | 2020-04-20 | 2023-03-24 | 江苏省地震局 | 一种地震台网波形数据质量监控方法和装置 |
| US11703607B2 (en) | 2020-06-15 | 2023-07-18 | Saudi Arabian Oil Company | Determining a seismic quality factor for subsurface formations from a seismic source to a first VSP downhole receiver |
| CN111965695B (zh) * | 2020-08-17 | 2023-04-25 | 山西潞安环保能源开发股份有限公司五阳煤矿 | 一种基于反射槽波的小断层落差探测方法 |
| CN112099083B (zh) * | 2020-08-26 | 2023-10-13 | 中化地质矿山总局地质研究院 | 一种基于双谱谱比对数的品质因子估计方法及系统 |
| CN114152983B (zh) * | 2020-09-08 | 2024-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 地震子波提取方法、系统、存储介质以及电子设备 |
| CN112099088B (zh) * | 2020-09-16 | 2022-04-12 | 中油奥博(成都)科技有限公司 | 一种基于高密度光纤地震数据的油气指示及表征方法 |
| CN112162314B (zh) * | 2020-09-25 | 2024-01-02 | 武汉市工程科学技术研究院 | 一种人工地震信号剖面的二维插值方法 |
| US11859472B2 (en) | 2021-03-22 | 2024-01-02 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and method for milling openings in an uncemented blank pipe |
| US11573346B2 (en) | 2021-04-15 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Determining a seismic quality factor for subsurface formations for marine vertical seismic profiles |
| CN113589381B (zh) * | 2021-08-09 | 2023-06-27 | 成都理工大学 | 一种基于压缩感知的相位与反射系数同时反演方法 |
| CN113777650B (zh) * | 2021-08-12 | 2022-10-25 | 西安交通大学 | 一种基于混合范数和小波变换的稀疏时频谱分解方法、装置、设备及存储介质 |
| US11788377B2 (en) | 2021-11-08 | 2023-10-17 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole inflow control |
| US12049807B2 (en) | 2021-12-02 | 2024-07-30 | Saudi Arabian Oil Company | Removing wellbore water |
| US12024985B2 (en) | 2022-03-24 | 2024-07-02 | Saudi Arabian Oil Company | Selective inflow control device, system, and method |
| CN114861563B (zh) * | 2022-04-27 | 2022-12-13 | 中国石油大学(华东) | 物理嵌入深度学习地层压力预测方法、装置、介质及设备 |
| CN115902528B (zh) * | 2023-02-21 | 2023-05-26 | 华东交通大学 | 一种直流牵引网振荡与短路故障辨识方法 |
| CN116840916B (zh) * | 2023-07-04 | 2024-03-26 | 成都理工大学 | 一种地震速度信号和加速度信号联合子波提取方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153182C1 (ru) * | 1998-12-30 | 2000-07-20 | Московский государственный университет леса | Способ оценки нефтегазового месторождения |
| US6931324B2 (en) * | 2003-10-16 | 2005-08-16 | Rdspi, L.P. | Method for determining formation quality factor from seismic data |
| US7376517B2 (en) * | 2005-05-13 | 2008-05-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for estimation of interval seismic quality factor |
| CN102023311A (zh) * | 2010-08-10 | 2011-04-20 | 中国石油大学(华东) | 地层的品质因子谱及其求取方法 |
| US20110273961A1 (en) * | 2010-05-05 | 2011-11-10 | Wenyi Hu | Q Tomography Method |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5067112A (en) * | 1991-01-04 | 1991-11-19 | Mobil Oil Corporation | Method for removing coherent noise from seismic data through f-x filtering |
| GB0018480D0 (en) * | 2000-07-27 | 2000-09-13 | Geco Prakla Uk Ltd | A method of processing surface seismic data |
| FR2831961B1 (fr) * | 2001-11-07 | 2004-07-23 | Inst Francais Du Petrole | Methode de traitement de donnees sismiques de puits en amplitude preservee absolue |
| US20040122596A1 (en) * | 2002-12-19 | 2004-06-24 | Core Laboratories, Inc. | Method for high frequency restoration of seismic data |
| GB2405473B (en) * | 2003-08-23 | 2005-10-05 | Westerngeco Ltd | Multiple attenuation method |
| CN100487488C (zh) * | 2006-05-11 | 2009-05-13 | 中国石油集团东方地球物理勘探有限责任公司 | 零井源距垂直地震剖面纵横波数据深度域走廊叠加剖面处理方法 |
| CN100552472C (zh) * | 2007-04-22 | 2009-10-21 | 罗仁泽 | 利用垂直地震剖面和微测井进行地震信号补偿方法 |
| CN101630017B (zh) * | 2008-07-16 | 2011-12-07 | 中国石油天然气集团公司 | 二维垂直地震剖面不同类型地震波场分离方法 |
| CN102269822B (zh) * | 2010-06-02 | 2013-07-31 | 中国石油天然气集团公司 | 一种混合的地层吸收补偿方法 |
| US9291733B2 (en) * | 2011-01-31 | 2016-03-22 | Cggveritas Services Sa | Device and method for determining S-wave attenuation in near-surface condition |
-
2012
- 2012-04-13 CN CN201210109416.8A patent/CN103376464B/zh active Active
- 2012-12-11 EP EP12874053.7A patent/EP2837953A4/en not_active Withdrawn
- 2012-12-11 RU RU2014145635/28A patent/RU2579164C1/ru active
- 2012-12-11 WO PCT/CN2012/001686 patent/WO2013152468A1/zh active Application Filing
- 2012-12-11 US US14/394,100 patent/US20150168573A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2153182C1 (ru) * | 1998-12-30 | 2000-07-20 | Московский государственный университет леса | Способ оценки нефтегазового месторождения |
| US6931324B2 (en) * | 2003-10-16 | 2005-08-16 | Rdspi, L.P. | Method for determining formation quality factor from seismic data |
| US7376517B2 (en) * | 2005-05-13 | 2008-05-20 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for estimation of interval seismic quality factor |
| US20110273961A1 (en) * | 2010-05-05 | 2011-11-10 | Wenyi Hu | Q Tomography Method |
| CN102023311A (zh) * | 2010-08-10 | 2011-04-20 | 中国石油大学(华东) | 地层的品质因子谱及其求取方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Quan, Y., and J. M. Harris, "Seismic attenuation tomography using the frequency shift method", 1997, Geophysics, 62, p.895-905. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717162C1 (ru) * | 2016-12-01 | 2020-03-18 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения физических характеристик однородной среды и ее границ |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013152468A1 (zh) | 2013-10-17 |
| EP2837953A4 (en) | 2016-04-06 |
| CN103376464B (zh) | 2016-04-06 |
| US20150168573A1 (en) | 2015-06-18 |
| CN103376464A (zh) | 2013-10-30 |
| EP2837953A1 (en) | 2015-02-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2579164C1 (ru) | Способ обращения для определения добротности геологической среды | |
| CN111208561B (zh) | 基于时变子波与曲波变换约束的地震声波阻抗反演方法 | |
| CN110187388B (zh) | 一种基于变分模态分解的稳定地震品质因子q估计方法 | |
| CN105093294B (zh) | 基于可变模态分解的地震波衰减梯度估计方法 | |
| CN109669212B (zh) | 地震数据处理方法、地层品质因子估算方法与装置 | |
| CN102305941A (zh) | 由叠前时间偏移直接扫描确定地层叠加品质因子方法 | |
| CN107065013B (zh) | 一种地震尺度下的层速度确定方法及装置 | |
| Gao et al. | Estimation of quality factor Q from the instantaneous frequency at the envelope peak of a seismic signal | |
| CN110261904B (zh) | 基于广义s变换的近地表q值反演及分类评价方法 | |
| CN103728662A (zh) | 一种基于地震信号包络峰值的地层介质品质因子估计方法 | |
| CN108845357A (zh) | 一种基于同步挤压小波变换估计地层等效品质因子的方法 | |
| Xue et al. | Estimation of seismic quality factor in the time-frequency domain using variational mode decomposition | |
| Song et al. | Utilization of multimode surface wave dispersion for characterizing roadbed structure | |
| Cheng et al. | Q estimation by a match-filter method | |
| CN110244383B (zh) | 基于近地表数据的地质岩性综合模型创建方法 | |
| Wu et al. | Q-factor estimation in CMP gather and the continuous spectral ratio slope method | |
| CN110749923A (zh) | 一种基于范数方程提高分辨率的反褶积方法 | |
| CN103984013B (zh) | 一种小波域叠前地震道集吸收衰减参数估计算法 | |
| CN110568491B (zh) | 一种品质因子q的估算方法 | |
| CN110941028B (zh) | 一种对碳酸盐岩溶蚀孔洞型地热能储层位置进行定位的方法和系统 | |
| CN111665536B (zh) | 基于微测井子波定量化约束的井深设计方法 | |
| Yang et al. | Seismic attenuation estimation from instantaneous frequency | |
| CN112526611A (zh) | 表层地震波品质因子的提取方法及装置 | |
| Zhao et al. | Absorption-constrained wavelet power spectrum inversion for enhancing resolution of nonstationary seismic data | |
| CN103760599B (zh) | 一种微小断层检测方法及断层检测装置 |