SU890297A1 - Method of vibrational seismic prospecting - Google Patents
Method of vibrational seismic prospecting Download PDFInfo
- Publication number
- SU890297A1 SU890297A1 SU802913121A SU2913121A SU890297A1 SU 890297 A1 SU890297 A1 SU 890297A1 SU 802913121 A SU802913121 A SU 802913121A SU 2913121 A SU2913121 A SU 2913121A SU 890297 A1 SU890297 A1 SU 890297A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- frequency
- waves
- seismic
- signal
- curve
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Description
Изобретение относится к сейсморазведке, использующей непрерывные, квазигармонические колебания, модулированные по частоте.The invention relates to seismic exploration using continuous, quasi-harmonic, modulated frequency.
Известен способ сейсмической разведки, использующий для возбуждения колебаний циклическое изменение частоты источника возбуждения. Возбуждаемый сигнал, отраженный на различ-. ных сейсмических горизонтах, регистрируют сейсмоприемником с задержкой по времени относительно возбуждаемого сигнала, тем большей, чем глу6же находится отражающий горизонт. При непрерывном изменении частоты вибрации эта задержка приводит к появлению разницы частот сигнала возбуждения и сигнала отраженной волны, что используется для преобразования непрерывных сейсмических колебаний в импульсную форму при корреляционной обработке^ 1].A known method of seismic exploration, using to excite oscillations, a cyclic change in the frequency of the excitation source. The excited signal reflected on the different-. seismic horizons, recorded by the seismic receiver with a time delay relative to the excited signal, the greater the deeper the reflecting horizon. With a continuous change in the vibration frequency, this delay leads to the appearance of a frequency difference between the excitation signal and the reflected wave signal, which is used to convert continuous seismic vibrations into a pulsed form during correlation processing ^ 1].
Функция автокорреляции представляет собой симметричный затухающий в обе стороны импульс, максимум энергии которого сосредоточен в центральном экстремуме. Степень затухания боковых экстремумов зависит от полосы частот и длительности исходного квазигармонического сигнала. При ограниченном по спектру и длительности возбуждаемом квазигармоническом сигнале автокорреляционная функция имеет значительный уровень боковых экстремумов .The autocorrelation function is a symmetrical pulse decaying in both directions, the maximum energy of which is concentrated in the central extremum. The degree of attenuation of lateral extrema depends on the frequency band and the duration of the initial quasi-harmonic signal. When the quasiharmonic signal is limited in spectrum and duration, the autocorrelation function has a significant level of lateral extrema.
Однако наличие боковых экстремумов (в особенности'от интенсивных волн-помех) значительно снижает разрешающую способность результирующей записи и зачастую делает невозможным выделение слабых волн от более глубоких отражающих границ.However, the presence of lateral extrema (in particular, from intense interference waves) significantly reduces the resolution of the resulting recording and often makes it impossible to distinguish weak waves from deeper reflecting boundaries.
Известен также способ сейсморазведки, основанный на возбуждении непрерывных колебаний вибрационным источником, приеме, усилении, управляемой частотной фильтрации и регистрации непрерывных сейсмических волн, в котором сигнал, поступивший от сейсмоприемника рабочего канала, подвергают управляемой режекторной фильтрации, при которой полоса задержания фильтра постоянно настраивается на частоту работы источника колебаний сигналом, поступающим с датчика, например «сейсмоприемника·., расположенного на рабочем органе вибратора. При такой фильтрации ослабляется синфазная с работой вибратора составляющая сейсмического сигнала. Колебания, связанные с полезными волнами, задержанными по времени в результате распространения в среде, не ослабляются, так как полоса задержания фильтра не совпадает с мгновенной частотой полезного сигнала.There is also a known method of seismic exploration based on the excitation of continuous oscillations by a vibration source, receiving, amplifying, controlled frequency filtering and recording continuous seismic waves, in which the signal received from the working channel seismic receiver is subjected to controlled notch filtering, in which the filter delay band is constantly tuned to the frequency the operation of the oscillation source by a signal coming from a sensor, for example, a “geophones ·.” located on the working body of the vibrator. With this filtering, the in-phase component of the seismic signal is weakened in-phase with the vibrator. Oscillations associated with useful waves delayed in time as a result of propagation in the medium are not attenuated, since the filter delay band does not coincide with the instantaneous frequency of the useful signal.
Недостатки этого способа следующие. Остронаправленная характеристика применяемого режекторного фильтра позволяет проводить подавление и уменьшение мешающих колебаний только вблизи вибратора, где они имеют минимальный фазовый и временной сдвиг относительно исходного возбуждаемого колебания . Колебания вблизи вибратора имеют большой динамический диапазон, поэтому процесс фильтрации производят до регистрации, что не всегда целесообразно.Но кроме исходных колебаний, возбуждаемых вибратором, в начальной части сейсмической записи присутствуют интенсивные колебания, связанные с волнами, образовавшимися в верхней части разреза, - отраженными, преломленными поверхностями и т.п. Указанный способ не уменьшает уровня этих колебаний, так как они не синфазны с колебаниями вибратора. А всем этим колебаниям после корреляционной обработки сопутствуют свои боковые экстремумы на функции взаимной корреляции, которые являются помехой и значительно понижают разрешающую способность вибрационной сейсморазведки .The disadvantages of this method are as follows. The oversized directional characteristic of the used notch filter allows the suppression and reduction of interfering vibrations only near the vibrator, where they have a minimum phase and temporal shift relative to the initial excited oscillation. Oscillations near the vibrator have a large dynamic range, so the filtering process is carried out before registration, which is not always advisable. But in addition to the initial vibrations excited by the vibrator, in the initial part of the seismic recording there are intense vibrations associated with the waves formed in the upper part of the section - reflected, refracted surfaces, etc. The specified method does not reduce the level of these oscillations, since they are not in phase with the vibrations of the vibrator. And all these vibrations after correlation processing are accompanied by their lateral extrema on the cross-correlation functions, which are a hindrance and significantly reduce the resolution of vibrational seismic exploration.
Целью изобретения1 является снижение уровня помех путем осуществления программного регулирования амплитуд непрерывных волн в зависимости от их задержки относительно исходного возбуждаемого колебания.The aim of the invention 1 is to reduce the level of interference by implementing programmed regulation of the amplitudes of continuous waves depending on their delay relative to the initial excited oscillation.
Поставленная цель достигается тем, что согласно способу вибрационной сейсморазведки, основанном на возбуждении непрерывных колебаний;.вибра ционным источником, приеме, усилении управляемой частотной фильтрации, перестраиваемой синхронно с частотой вибрации, и регистрации непрерывных сейсмических волн, фильтрацию непрерывного вибросейсмического сигнала выполняют с амлитудно-частотной характеристикой полосы подавления сигналов, имеющей форму, обратную форме зависимости амплитуд сейсмических волн от их задержки относительно возбуждаемого колебания, -в масштабе частот, определяемом скоростью изменения частоты вибрации, а частоту полосы подавления перестраивают сигналом, поступающим с датчика, например, сейсмоприемника, установленного на рабочем органе вибратора, и задержанным относительно начала возбуждения колебаний на время подхода к сейсмоприемнику канала максимальной по амплитуде волны, например, волны в первых вступлениях.This goal is achieved by the fact that according to the method of vibrational seismic exploration, based on the excitation of continuous oscillations; a vibration source, reception, amplification of controlled frequency filtering, tunable synchronously with the frequency of vibration, and registration of continuous seismic waves, filtering a continuous vibroseismic signal is performed from the amplitude-frequency characteristic of the signal suppression band, having the form inverse to the form of the dependence of the amplitudes of seismic waves on their delay relative to the excitation vibration, on a frequency scale determined by the rate of change of the vibration frequency, and the frequency of the suppression band is tuned by a signal from a sensor, for example, a geophone installed on the working body of the vibrator, and delayed relative to the start of excitation of oscillations for the time of approaching the channel’s geophone with maximum amplitude waves, for example, waves in the first arrivals.
На фиг. 1 и 2 приведены графики, поясняющие предлагаемый способ.In FIG. 1 and 2 are graphs explaining the proposed method.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Сложный вибросейсмический сигнал подвергают управляемой частотной фильтрации с амплитудно-частотной характеристикой, при которой уровень подавления различных волн, слагающих сложный вибросейсмический сигнал, выбирают в зависимости от рассогласования этих волн по частоте с частотой волны, имеющей максимальную амплитуду. Причем на частоту этой волны настраивают максимум полосы подавления фильтра, для чего задерживают на необходимое время сигнал настройки, поступающий с датчика, например, сейсмоприемника, установленного на рабочем органе вибратора. При этом для определения параметров фильтра используют зависимости амплитуд волн от их задержек по времени и рассогласования частот, однозначно связанных между собой градиентом изменения частоты возбуждаемого колебания. Связь между зависимостью амплитуд сейсмических волн от времени, градиентом изменения частоты возбуждаемого колебания и зависимостью амплитуды сейсмических волн от рассогласования по частоте, показана на фиг. 1. Кривая 1 показывает изменение амплитуд сейсмических волн от времени A(t), кривая 2 - градиент изменения частоты возбуждаемого колебания, кривые 3 изменение амплитуд сейсмических волн от величины рассогласования их по частоте где fMaf- текущая частота исходного колебания. Линии, параллельные кривой 2, представляют собой графики изменения частоты регулярных волн, а точки пересечения их . с осью времен — задержку этих волн относительно исходного колебания, значения, найденные по кривой 1 в этих точках·, определяют амплитуды колебаний каждой из волн. Из сопоставления кривых 1 и 2 видно, что отличие волн, составляющих сложный вибросейсмический сигнал, по амплитуде и частоте колебаний относительно исходного колебания сохраняется постоянным и определяется задержкой волн относительно исходного колебания. Построив зависимость амплитуды колебаний волн (с различными задержками) относительно значений их мгновенных частот для любого времени, например t, получают амплитудно-частотную характеристику волн, слагающих сложный вибросейсмический сигнал, которая и является искомой характеристикой фильтра, например, режекторного. Осуществление такой фильтрации с перемещением полосы подавления фильтра соответственно значению частоты исходного колебания (кривая 2). приводит к программному регулированию амплитуд волн по закону, определяемому кривой 1.A complex vibroseismic signal is subjected to controlled frequency filtering with an amplitude-frequency characteristic, in which the level of suppression of various waves composing a complex vibroseismic signal is selected depending on the frequency mismatch of these waves with the wave frequency having the maximum amplitude. Moreover, the maximum frequency of the filter suppression bandwidth is tuned to the frequency of this wave, for which the setup signal coming from a sensor, for example, a geophones mounted on a working body of the vibrator, is delayed for the necessary time. In this case, to determine the filter parameters, the dependences of the wave amplitudes on their time delays and frequency mismatch are used, which are uniquely related to each other by the gradient of the frequency variation of the excited oscillation. The relationship between the time dependence of the amplitudes of the seismic waves, the gradient of the frequency of the excited oscillation, and the dependence of the amplitude of the seismic waves on the frequency mismatch is shown in FIG. 1. Curve 1 shows the change in the amplitudes of the seismic waves as a function of time A (t), curve 2 shows the gradient of the frequency of the excited oscillations, curves 3 shows the amplitudes of the seismic waves as a function of their frequency mismatch, where f Maf is the current frequency of the initial oscillation. Lines parallel to curve 2 are graphs of changes in the frequency of regular waves, and their intersection points. with the time axis — the delay of these waves relative to the initial oscillation, the values found from curve 1 at these points · determine the oscillation amplitudes of each of the waves. A comparison of curves 1 and 2 shows that the difference in the waves that make up the complex vibroseismic signal in terms of amplitude and frequency of oscillations relative to the initial oscillation is kept constant and is determined by the delay of the waves relative to the initial oscillation. Having built the dependence of the amplitude of the wave oscillations (with various delays) relative to the values of their instantaneous frequencies for any time, for example t, we obtain the amplitude-frequency characteristic of the waves composing a complex vibroseismic signal, which is the desired characteristic of a filter, for example, a notch filter. The implementation of such filtering with the movement of the filter suppression band according to the value of the frequency of the initial oscillation (curve 2). leads to programmed regulation of wave amplitudes according to the law defined by curve 1.
Такое программное регулирование амплитуд позволяет уменьшить мгновенный динамический диапазон регистрируемых непрерывных вибросейсмических волн и понизить уровень боковых экстремумов взаимнокорреляционной функции от подавляемых волн-помех на результирующей сейсмической записи.Such programmed amplitude control allows one to reduce the instantaneous dynamic range of recorded continuous vibroseismic waves and lower the level of lateral extrema of the cross-correlation function of suppressed interference waves on the resulting seismic record.
Указанный положительный эффект получают следующим образом. Амплитуды сейсмических волн закономерно уменьшаются в зависимости от времени их регистрации. Закон изменения амплитуды A(t) зависит от конкретных сейсмогеологических условий и может выражаться, например кривой 1, как показано на фиг. 2. Кривая 2 представляет возможный характер затухания функции взаимной корреляции между сигналом вибрации и квазигармоническим колебанием, зарегистрированным на времени t. Из со* поставления кривой 1 и 2 видно, что боковые экстремумы достигают значительного уровня, который может приближаться к уровню полезного сигнала и в некоторых случаях превышать его. Подвергая вибросейсмический сигнал до корреляции управляемой частотной фильтрации с амплитудно-частотной характеристикой, обратной закону изменения сейсмического сигнала от времени регистрации * (кривая 1), осуществляют тем самым программную регулировку, приводящую амплитуды непрерывных волн к кривой 3. Боковые экстремумы после корреляции определяются уровнем амплитуд центральных экстремумов, выраженных также кривой 3. А уровень боковых экстремумов от сигнала на времени определяется кривой 4. Из сопоставления зависимостей 3 и 4 видно, что соотношение полезный сигнал - помеха (под помехой подразумеваются боковые, экстремумы) значительно возросло по сравнению с соотношением сигнал помеха, определяемым кривыми 1 и 2. После корреляционной обработки амплитуды волн (кривая 3) можно восстановить до уровня, определяемого кривой 1. Подъем уровня боковых экстремумов происходит по той же зависимости и, в частности, для сигнала на времени уровень, определяемый кривой 4, поднимается до уровня, определяемого кривой 5. Из сопоставления зависимостей 1,2 и 5 видно, что происходит значительное увеличение соотношения сигнал - помеха. При этом понижается уровень амплитуды регистрируемого непрерывного вибросигнала, так как амплитуды всех волн нормируются к амплитудам волн, имеющих меньшую интенсивность.The specified positive effect is obtained as follows. The amplitudes of seismic waves naturally decrease depending on the time of their registration. The law of amplitude change A (t) depends on specific seismic and geological conditions and can be expressed, for example, by curve 1, as shown in FIG. 2. Curve 2 represents the possible character of the damping of the cross-correlation function between the vibration signal and the quasi-harmonic oscillation recorded at time t. It can be seen from the comparison of curve 1 and 2 that the lateral extrema reach a significant level, which can approach the level of the useful signal and, in some cases, exceed it. Subjecting the vibroseismic signal to the correlation of the controlled frequency filtering with the amplitude-frequency characteristic inverse to the law of change of the seismic signal from the recording time * (curve 1), program adjustment is carried out thereby bringing the amplitudes of the continuous waves to curve 3. The lateral extrema after the correlation are determined by the level of central amplitudes extrema, also expressed by curve 3. And the level of lateral extrema of the signal over time is determined by curve 4. From a comparison of dependencies 3 and 4 it can be seen then the ratio of useful signal to interference (interference means lateral, extrema) has increased significantly compared to the ratio of interference signal determined by curves 1 and 2. After correlation processing of the wave amplitudes (curve 3), you can restore to the level determined by curve 1. Raising the level of the side extrema occurs according to the same dependence and, in particular, for a signal over time, the level determined by curve 4 rises to the level determined by curve 5. From a comparison of dependencies 1,2 and 5 it can be seen that increase the signal - noise ratio. In this case, the amplitude level of the recorded continuous vibration signal decreases, since the amplitudes of all waves are normalized to the amplitudes of waves having a lower intensity.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU802913121A SU890297A1 (en) | 1980-04-15 | 1980-04-15 | Method of vibrational seismic prospecting |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU802913121A SU890297A1 (en) | 1980-04-15 | 1980-04-15 | Method of vibrational seismic prospecting |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU890297A1 true SU890297A1 (en) | 1981-12-15 |
Family
ID=20891003
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU802913121A SU890297A1 (en) | 1980-04-15 | 1980-04-15 | Method of vibrational seismic prospecting |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU890297A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1325935C (en) * | 2004-08-18 | 2007-07-11 | 中国石油天然气集团公司 | Superiority frequency band coherent handling method used for fine tomography explanation |
-
1980
- 1980-04-15 SU SU802913121A patent/SU890297A1/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN1325935C (en) * | 2004-08-18 | 2007-07-11 | 中国石油天然气集团公司 | Superiority frequency band coherent handling method used for fine tomography explanation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4598392A (en) | Vibratory signal sweep seismic prospecting method and apparatus | |
US9551798B2 (en) | Seismic vibrator to produce a continuous signal | |
US3895343A (en) | Apparatus for producing adaptive pilot signals | |
RU2126982C1 (en) | Process creating forms of seismic pulses with minimal energy of side lobes (variants) | |
US3886493A (en) | Adaptive monofrequency pilot signals | |
US4799201A (en) | Methods and apparatus for reducing correlation sidelobe interference in seismic profiling systems | |
US5408441A (en) | Method for seismic exploration in artic regions | |
US4348749A (en) | Phase correcting seismic traces | |
US3350683A (en) | Optimum detector type and depth in marine seismic exploration | |
US4797668A (en) | Acoustic well logging system having multiplexed filter digitizing | |
US4601022A (en) | Seismic exploration using non-impulsive vibratory sources activated by stationary, Gaussian codes, and processing the results in distortion-free final records particularly useful in urban areas | |
SU890297A1 (en) | Method of vibrational seismic prospecting | |
US4104611A (en) | Suppressing constant frequency noise in seismic records | |
US4607353A (en) | Seismic exploration using non-impulsive vibratory sources activated by stationary, Gaussian codes to simulate an impulsive, causal generating, recording and pre-processing system and processing the results into distortion-free final records | |
US4512001A (en) | Method and apparatus for seismic exploration using nonlinear sweeps | |
US6201764B1 (en) | Apparatus and method for correcting for capacitance variations in hydrophones | |
Polom | Elimination of source‐generated noise from correlated vibroseis data (the ‘ghost‐sweep’problem) | |
SU1056100A1 (en) | Vibro-seismic prospecting method | |
RU2695057C1 (en) | Vibration seismic survey method | |
Brown | Linearized travel time, intensity, and waveform inversions in the ocean sound channel—A comparison | |
RU2650718C1 (en) | Method of vibration seismic survey | |
RU2122220C1 (en) | Process of seismic prospecting | |
SU622021A1 (en) | Seismic prospecting method | |
SU720392A1 (en) | Method of seismic prospecting | |
RU1798749C (en) | Method of vibration seismic prospecting |