WO2016048194A1 - Метод построения глубинных изображений по эталонным сейсмограммам - Google Patents
Метод построения глубинных изображений по эталонным сейсмограммам Download PDFInfo
- Publication number
- WO2016048194A1 WO2016048194A1 PCT/RU2015/000585 RU2015000585W WO2016048194A1 WO 2016048194 A1 WO2016048194 A1 WO 2016048194A1 RU 2015000585 W RU2015000585 W RU 2015000585W WO 2016048194 A1 WO2016048194 A1 WO 2016048194A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- seismic
- migration
- seismogram
- operator
- basis
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims abstract description 28
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012634 fragment Substances 0.000 abstract description 2
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 abstract description 2
- 238000013507 mapping Methods 0.000 abstract 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 5
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 4
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 4
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 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
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000037007 arousal Effects 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 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
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
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
Definitions
- 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.
- 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 modeling multiple waves), Geophysics, 1).
- a method for suppressing the aliasing effect of accumulation of traces 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.
- the present invention relates to a geophysical exploration method that improves the accuracy of seismic migration.
- the inverse kinematic problem is solved by travel times, including tomographic methods.
- a method for migrating seismic data using the bias of the surveyed seismic measurements includes a wave path similar to migration for seismic data, used to determine the direct wave travel time for receivers in the well.
- Embodiments of the present invention involve 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 transfer any type of seismic data, including longitudinal wave, shear wave, and wave seismic data conversion.
- 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.
- a change in the time velocity of the reflected seismic wave is used as the optimal speed.
- 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 information that should be output at the time of analysis, the speed in the effective range of speeds, obviously, reduces the number of calculations, and improves practicality.
- 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.
- Paleotransformation is carried out by introducing pseudo-paleostatic corrections, their correction, carried out by selecting effective paleoscale speeds (Uef paleo). According to paleotransformed seismograms, regular waves - interference are suppressed and, taking into account data on interval velocities, a paleotemporal migrated section is constructed.
- 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.
- 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.
- the technical result of the invention consists in increasing the accuracy of estimating 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.
- the signal-wave amplitude is aligned automatic level control (AGC) procedure; carry out additional processing of the conversion results in the areas of intersection of hodographs using fan filtering with nonlinear adaptation of weights, 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.
- AGC automatic level control
- Fig. 1 A flowchart of processing based on the construction of a reference seismogram.
- Fig. 2 The block diagram of the noise-free migration conversion, based on the allocation of interference and its adaptive subtraction.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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. Arousal point
- LDP point of excitation
- u (q, x, t) is a seismogram
- parameters A and B determine the spatial summation aperture, i.e. the interval x [a - A, a + B] on the observation profile.
- the asterisk denotes the convolution procedure
- / (/) is the compensating filtering operator
- w (y, x) are weighting factors
- (y, x) is the summation trajectory.
- variable ⁇ means the channel number, i.e. integer.
- w (A) w (0) l and ⁇ () -> 0 as A -> ⁇ ⁇ >, and w (A) is close to 1 when A e [0, p], then the aliasing suppression algorithm noise can be represented as
- This may be, for example
- n is an integer
- Q is the threshold value for deciding on the absence or presence of a coherent signal.
- the geophysicist will be able to use the whole arsenal of the means of adaptive subtraction of regular and irregular noise available to him, including non-quadratic norms, lateral averaging of a criterion, multi-window, multi-channel, non-stationary, etc.
- FIG. 2 A block diagram of the indicated processing sequence, including the stage of interference isolation with its subsequent adaptive subtraction, is shown in Fig. 2.
- RU 2221262 C1 Method for seismic exploration for the study of sedimentary cover in the presence of severely indented acoustically hard boundaries (options), 01/10/2004.
- RU 2126984 C1 “A method for determining the depth-velocity parameters of a medium and constructing its image from seismic data - the prime system”, 02.27.1999, (Prototype).
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 технологиям построения глубинных сейсмических изображений фрагментов земной коры. Устойчивый метод построения глубинных изображений в сейсморазведке на основании настройки оператора по эталонным сейсмограммам включает построение сейсмического изображения по сейсмическим данным, а именно, параметрам отраженных волн и параметрам среды, причем, 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. Изобретение позволяет повысить точность оценки глубинно-скоростных моделей на 7-18% по сравнению со стандартными методами для простых сейсмогеологических условий и на 45-80% - для сложных, а также повысить точность динамических глубинных изображений среды на 12-23% для простых сейсмогеологических условий и на 60-75% - для сложных.
Description
МЕТОД ПОСТРОЕНИЯ ГЛУБИННЫХ ИЗОБРАЖЕНИЙ
ПО ЭТАЛОННЫМ СЕЙСМОГРАММАМ Область техники, к которой относится изобретение
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.
Уровень техники
Из уровня техники известен алгоритм помехозащищённого преобразования Радона ([1] Denisov, М., 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.
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 подавлении аляйсинг-эффекта накапливании трасс, рассмотрена задача прогнозирования многократно отражённых 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.
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 подобный 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.
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 скорость в эффективном диапазоне скоростей, очевидно, уменьшает количество вычислений, и улучшает практичность.
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 (Уэф палео). По палеотрансформированным сейсмограммам проводят подавление регулярных волн - помех и с учетом данных об интервальных скоростях осуществляют построение палеовременного мигрированного разреза.
Наиболее близким аналогом предлагаемого технического решения является патент ([6] RU2126984 «Способ определения глубинно-скоростных параметров среды и построения ее изображения по сейсмическим данным - система рп'те», 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.
Сущность изобретения
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.
Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышение 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.
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.
Краткое описание чертежей
Рис. 1. Блок-схема обработки, основанной на построении эталонной сейсмограммы.
Рис. 2. Блок-схема помехозащищенного миграционного преобразования, основанного на выделении помехи и её адаптивном вычитании.
Раскрытие изобретения
В условиях пространственной дискретности сейсмических данных при реализации многоканальных процедур, к которым относится миграционное преобразование сейсмограмм, проявляются артефакты, которые принято называть аляйсинг-помехой.
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.
Мигрированную трассу (трассу сейсмического изображения) M(q, y,t) сейсмограммы общего пункта возбуждения (ОПВ) получаем следующим образом, где у - 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.
Вычисления производятся по формуле:
а+В
M(q, у, = /(0 * X w(y, x)u(q, х, t - т(у, х)) , (1 ) х=а-А
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, /(/) - оператор компенсирующей фильтрации, w(y,x) - весовые множители, (у, х) - траектория суммирования. Выражение (1 ) преобразуется к виду
у+В
M(q, y,t) = u(q,x,t) , (2) х=у-А
где и отличается от и применением фильтрации, умножением на вес и подвижкой. Введем понятие локальной суммы, полученной на базе (2Κ + Ϊ) каналов, к
p(q, y,h,t) = fl{q,h - ^t) , (3) ζ=- глобальная сумма может быть получена как непосредственным суммированием в пределах апертуры, так и сложением локальных сумм
M(q, y,t) = Xp(Q, y,h,t)G(h) . (4) л
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. В качестве такого критерия выберем A (t, h) = - , т.е. отношение энергии
Е (t, h)
локальной суммы (3), которую в дальнейшем для удобства мы будем обозначать как Ь+ , и аналогичной суммы, Ъ~ , полученной со знакопеременной весовой функцией:
К К
b+(q, y,h,t) = | (4,/* - ς , b-{g,y,h,t) = | (<7, Λ - ζ, Η)" , (5) ζ=-κ ς=-λ·
где под переменной ζ подразумевается номер канала, т.е. целое число.
Построим функцию w(A) w(0) = l и νν( ) ->· 0 при A -> <χ> , причем w(A ) близка к 1 при А е [0, р] , тогда алгоритм подавления аляйсинг-шума представим в виде
b (xs , xr , x, t) = b+ (xs , xr , x,t)w(A(t, x)) . (6) Итак, получаем следующий алгоритм:
1. Локальное суммирование с целью получения Ъ + v b~ ;
2. Оценка энергий в скользящем по t окне;
3. Суммирование Ъ по координате х и получение искомой мигрированной трассы М .
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.
Рассмотрим способ расчёта 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 виде
L
da(x,t) = ^u{x-y,t + ay) , (7)
=-L
где u(x, t) - исходное волновое поле, da(x,t) - направленная сумма, y [-L, L] пространственная база фильтра, а - направление суммирования, перебираемое в пределах веера, U(x, t) - результат фильтрации.
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 а внутри веера. По смыслу рассматриваемой задачи, веер выбирается заведомо широким. За меру когерентности принимается значение сембланса, то есть параметра, вычисляемого по формуле
и принимающего значения от нуля до единицы. Для получения более гладких значений сембланса как функции от х и t возможно усреднение в пределах скользящего окна. Введем гладкую весовую функцию, принимающую значения близкие к единице для близких к единице p {x,t) и близкую к нулю для близких к нулю pa(x,t)
. Такой может быть, например
где п - целое число, Q - пороговое значение для принятия решения об отсутствии или наличии когерентного сигнала. Тогда алгоритм адаптивной кинематической фильтрации запишем как
U(x,t) ^wa(x,t)da(x,t) , (1 1) a
где da (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 помехозащищённого оператора миграционного преобразования.
Описанный способ получения глубинных изображений предлагается также дополнить возможностью вывода не помехозащищённого изображения, а результата оценивания аляйсинг-помехи. С этой целью в преобразовании нужно поменять весовые коэффициенты w на обратные им величины w (1 вместо 0 и наоборот: w = \ - w ), тогда вместо выделения зон конструктивного накапливания сигнала и подавления зон несинфазного суммирования будет наблюдаться обратный эффект. На выходе преобразования получим помеху. Одновременно с этим применим традиционную реализацию (не помехозащищённую) миграции, в результате чего имеем сигнал на фоне помехи. Теперь геофизик сможет воспользоваться всем арсеналом имеющихся у него средств адаптивного вычитания регулярных и нерегулярных помех, включая неквадратичные нормы, латеральное усреднение критерия, многооконность, многоканальность, нестационарность и т.д.
Блок-схема указанной последовательности обработки, включающей этап выделения помехи с последующим её адаптивным вычитанием показана на рис. 2.
Источники информации:
1. Denisov, М., and Finikov, D., 2002, An alias protection scheme for Radon transform: 64th Ann. Intemat. Mtg. EAGE.
2. Денисов M.C., Фиников Д.Б., 2005, Способ подавления шумов дискретизации при суммировании сейсмических трасс (на примере моделирования кратных волн),
Геофизика, 1.
3. US 6002642 A, Seismic migration using offset checkshot data, 14.12.1999.
4. CN 101839999 A, Method for determining optimum velocity section for pre-stack time migration, 22.09.2010.
5. RU 2221262 C1 , Способ сейсмической разведки для изучения осадочного чехла при наличии сильно изрезанных акустически жестких границ (варианты), 10.01.2004. 6. RU 2126984 С1 , «Способ определения глубинно-скоростных параметров среды и построения ее изображения по сейсмическим данным - система prime», 27.02.1999, (Прототип).
Claims
Формула изобретения
Устойчивый метод построения глубинных изображений в сейсморазведке на основании настройки оператора по эталонным сейсмограммам, включающий построение сейсмического изображения по сейсмическим данным, а именно, параметрам отраженных волн и параметрам среды, отличающийся тем, что с целью обработки исходной сейсмограммы, выравнивают амплитуду сигналов (волн) процедурой автоматического регулирования уровня 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.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014137992 | 2014-09-22 | ||
RU2014137992/28A RU2577792C1 (ru) | 2014-09-22 | 2014-09-22 | Устойчивый метод построения глубинных изображений в сейсморазведке на основании настройки оператора по эталонным сейсмограммам |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
WO2016048194A1 true WO2016048194A1 (ru) | 2016-03-31 |
Family
ID=55581558
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
PCT/RU2015/000585 WO2016048194A1 (ru) | 2014-09-22 | 2015-09-17 | Метод построения глубинных изображений по эталонным сейсмограммам |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2577792C1 (ru) |
WO (1) | WO2016048194A1 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2126984C1 (ru) * | 1998-07-16 | 1999-02-27 | Глоговский Владимир Маркович | Способ определения глубинно-скоростных параметров среды и построения ее изображения по сейсмическим данным - система prime |
RU2221262C1 (ru) * | 2003-03-14 | 2004-01-10 | Закрытое акционерное общество работников Народное предприятие "Запприкаспийгеофизика" | Способ сейсмической разведки для изучения осадочного чехла при наличии сильно изрезанных акустически жестких границ (варианты) |
CN101839999A (zh) * | 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 | 一种确定叠前时间偏移最佳速度剖面的方法 |
CN101957455A (zh) * | 2010-09-20 | 2011-01-26 | 中国海洋石油总公司 | 三维保幅叠前时间偏移方法 |
CN102141633A (zh) * | 2010-12-10 | 2011-08-03 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 各向异性三维叠前时间偏移方法 |
-
2014
- 2014-09-22 RU RU2014137992/28A patent/RU2577792C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-09-17 WO PCT/RU2015/000585 patent/WO2016048194A1/ru active Application Filing
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2126984C1 (ru) * | 1998-07-16 | 1999-02-27 | Глоговский Владимир Маркович | Способ определения глубинно-скоростных параметров среды и построения ее изображения по сейсмическим данным - система prime |
RU2221262C1 (ru) * | 2003-03-14 | 2004-01-10 | Закрытое акционерное общество работников Народное предприятие "Запприкаспийгеофизика" | Способ сейсмической разведки для изучения осадочного чехла при наличии сильно изрезанных акустически жестких границ (варианты) |
CN101839999A (zh) * | 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 | 一种确定叠前时间偏移最佳速度剖面的方法 |
CN101957455A (zh) * | 2010-09-20 | 2011-01-26 | 中国海洋石油总公司 | 三维保幅叠前时间偏移方法 |
CN102141633A (zh) * | 2010-12-10 | 2011-08-03 | 中国科学院地质与地球物理研究所 | 各向异性三维叠前时间偏移方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
DENISOV M. S.: "Seismicheskaia migratsiia: analiz postanovki zadachi, sposobov ee resheniia i ogranichenii metoda.", ZHURNAL TEKHNOLOGII SEISMORAZVEDKI, no. 4, 2013, pages 56 - 61 * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2577792C1 (ru) | 2016-03-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2707526C (en) | Spectral shaping inversion and migration of seismic data | |
EP3168653B1 (en) | Device and method for full waveform inversion | |
US9470811B2 (en) | Creating a high resolution velocity model using seismic tomography and impedance inversion | |
KR101548976B1 (ko) | 지진 표면파들의 파형들을 사용하는 토양 특성들의 추정 | |
RU2518577C2 (ru) | Непрерывный адаптивный анализ поверхностных волн в случае трехмерных сейсмических данных | |
Chang et al. | High-frequency Rayleigh-wave tomography using traffic noise from Long Beach, California | |
Bräunig et al. | Seismic depth imaging of iron‐oxide deposits and their host rocks in the Ludvika mining area of central Sweden | |
EA022172B1 (ru) | Способ ослабления низкочастотных помех в данных морской сейсмической косы с двумя типами датчиков | |
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 | |
US20180292556A1 (en) | Systems and methods for deghosting seismic data using migration of sparse arrays | |
Mecking et al. | Cavity detection by SH-wave full-waveform inversion—A reflection-focused approach | |
Gassner et al. | Seismic characterization of submarine gas-hydrate deposits in the Western Black Sea by acoustic full-waveform inversion of ocean-bottom seismic data | |
Provenzano et al. | Pre-stack full waveform inversion of ultra-high-frequency marine seismic reflection data | |
Hu et al. | Slowness-driven Gaussian-beam prestack depth migration for low-fold seismic data | |
Cai et al. | Early arrival waveform inversion using data uncertainties and matching filters with application to near-surface seismic refraction data | |
Oliveira et al. | Estimation of quality factor based on peak frequency-shift method and redatuming operator: Application in real data set | |
RU2577792C1 (ru) | Устойчивый метод построения глубинных изображений в сейсморазведке на основании настройки оператора по эталонным сейсмограммам | |
Fu et al. | Time-lapse seismic imaging using shot gathers with nonrepeatable source wavelets | |
Fliedner et al. | Automated velocity model building with wavepath tomography | |
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 | |
EP3039459A2 (en) | 4d noise suppression | |
Liu et al. | Reducing near-surface artifacts from the crossline direction by full-waveform inversion of interferometric surface waves | |
AU2013216645B2 (en) | Spectral shaping inversion and migration of seismic data |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 15844959 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
32PN | Ep: public notification in the ep bulletin as address of the adressee cannot be established |
Free format text: NOTING OF LOSS OF RIGHTS PURSUANT TO RULE 112(1) EPC (EPO FORM 1205 DATED 31.05.2017) |
|
122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 15844959 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |