Патент на изобретение №2335787

(54) СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБРАБОТКИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ

(57) Реферат:

Предложенное изобретение относится к средствам для обработки многокомпонентных сейсмических данных, в частности оно относится к способу обработки сейсмических данных для определения искомого калибровочного фильтра. Предложенное изобретение решает такую задачу, как возможность его применения к данным, полученным при большом удалении. Способ обработки многокомпонентных сейсмических данных, полученных из сейсмических сигналов, распространяющихся в среде, включает в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, содержащих только вступления, являющиеся результатом критического преломления сейсмической волны; и определение первого калибровочного фильтра из первой части сейсмических данных, при этом первый калибровочный фильтр используется для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных. Указанный способ реализует соответствующее устройство для его осуществления. 7 н. и 12 з.п. ф-лы, 11 ил.

Настоящее изобретение относится к способу обработки многокомпонентных сейсмических данных. В частности, оно относится к способу обработки сейсмических данных для определения калибровочного фильтра, посредством которого калибруют одну компоненту сейсмических данных относительно другой компоненты сейсмических данных. Изобретение также относится к устройству для обработки сейсмических данных.

На фигуре 1 представлен схематичный вид системы для сейсмической разведки. На этой фигуре система для сейсмической разведки представляет собой систему для морской сейсмической разведки, при проведении которой сейсмическая волна излучается сейсмическим источником 1, который подвешен на буксирующем судне 3 и находится в толще 2 воды. При возбуждении сейсмического источника 1 сейсмическая волна излучается вниз и обнаруживается группой сейсмических приемников 5, расположенных на ложе 5 моря. (Использованный в настоящей заявке термин “дно моря” означает внутреннюю область земной формации, а термин “ложе моря” означает поверхность дна моря.)

В настоящее время при проведении сейсмической разведки во многих случаях используют многокомпонентные приемники, с помощью которых регистрируют две или более компонент сейсмической волны, падающей на приемник. Например, трехкомпонентный сейсмический приемник содержит три ортогональных геофона и поэтому позволяет регистрировать x-, y- и z-компоненты движения частиц возле приемника (движение частиц может быть смещением частиц, скоростью частиц или ускорением частиц или, в принципе, даже высшей производной смещения частиц). В качестве альтернативы при морской сейсмической разведке может быть использован четырехкомпонентный сейсмический приемник. В дополнение к трем ортогональным геофонам четырехкомпонентный приемник содержит датчик давления, например гидрофон, и поэтому с его помощью в дополнение к x-, y- и z-компонентам движения частиц можно регистрировать давление водяного столба (которое представляет собой скалярную величину).

Существуют многочисленные различные пути, по которым при использовании компоновки сейсмической разведки, показанной на фигуре 1, сейсмическая волна может проходить от источника 1 к приемнику 4. На фигуре 1 схематично показаны несколько путей.

Путь 6, показанный на фигуре 1, известен как “путь прямой волны”. Сейсмическая волна, которая проходит по пути 6 прямой волны от источника 1 до приемника 4, проходит по существу по прямой линии, не претерпевая отражения от какой-либо границы раздела.

Путь 7 согласно фигуре 1 является примером “пути кратной волны при отражениях от дна и поверхности моря”. Сейсмическая волна, которая следует по пути кратной волны при отражениях от дна и поверхности моря, проходит полностью внутри толщи 2 воды, но претерпевает одно или несколько отражений на поверхности толщи воды и/или на ложе 5 моря, так что сейсмическая волна проходит через толщу воду более чем один раз. Путь 7 кратной волны при отражениях от дна и поверхности моря, показанный на фигуре 1, включает в себя одно отражение на ложе 5 моря и одно отражение на поверхности толщи воды, но могут быть и многие другие пути кратной волны при отражениях от дна и поверхности моря.

Путь 8 согласно фигуре 1 является примером “пути волны при критическом преломлении”. Сейсмическая волна, которая следует по пути 8, проходит вниз к ложу 5 моря и проникает во внутреннюю область 10 земной формации (то есть в дно моря). Сейсмическая волна продолжает распространяться вниз до тех пор, пока не достигает границы 11 между двумя слоями земной формации, которые имеют различный акустический импеданс. Сейсмическая волна претерпевает критическое преломление, проходит вдоль границы 11 до того как, в конце концов преломляется вверх по направлению к приемнику 4. Критическое преломление может также происходить на границе раздела воды и дна моря, и проходящая вниз сейсмическая волна, которая преломляется таким образом, будет распространяться вдоль границы раздела воды и дна моря, а затем будет проходить в толще воды вверх.

Путь 9, показанный на фигуре 1, известен как “путь волны при однократном отражении”. Сейсмическая волна, которая следует по пути 9 при однократном отражении, проходит вниз через толщу воды, преломляется на ложе 5 моря и проходит вниз через внутреннюю область земли. Сейсмическая волна преломляется на границе 11, но преломляется некритически и поэтому продолжает распространяться вниз в земную формацию. В конце концов она претерпевает отражение на геологической структуре 12, которая действует как частичная отражающая поверхность сейсмической волны, а отраженная сейсмическая волна после дополнительного преломления в то время, как она проходит вверх через границу 11, падает на приемник 4. Главная задача сейсмической разведки заключается в обеспечении возможности использования сейсмической волны, которая следует по пути волны при однократном отражении, для получения информации о внутренней структуре земной формации.

В зависимости от местоположения приемника и вступления сейсмическая волна, регистрируемая на приемнике, может представлять собой проходящую вверх и/или вниз сейсмическую волну. Например, сейсмическая волна, которая проходит по пути 8 волны при критическом преломлении, показанному на фигуре 1, при падении на границу раздела воды и дна моря (в случае прохождения вверх) будет частично проходить в толщу воды, а частично отражаться назад в дно 10 моря. Поэтому вступление критически преломленной волны выше ложа 5 моря будет включать в себя только проходящую вверх сейсмическую волну, но ниже ложа 5 моря оно будет содержать сейсмическую волну, проходящую как вверх, так и вниз. В то время как в другом примере сейсмическая волна, которая проходит по пути 6 прямой волны, показанному на фигуре 1, при падении на границу 5 раздела воды и дна моря будет частично проходить внутрь дна моря и частично отражаться обратно в толщу воды. Следовательно, вступление прямой волны выше ложа моря будет включать в себя сейсмическую волну, проходящую как вверх, так и вниз, а ниже ложа моря будет содержать только проходящую вниз сейсмическую волну. Поэтому часто представляет интерес разделение сейсмических данных, зарегистрированных на приемнике 4, на восходящую составляющую и нисходящую составляющую выше и ниже ложа 5 моря. Например, при четырехкомпонентной сейсмической разведке может представлять интерес разделение давления и вертикальной скорости частиц, зарегистрированных на приемнике, на соответствующие им восходящие и нисходящие составляющие выше ложа моря. Были предложены различные фильтры, которые делают возможным разделение сейсмических данных на восходящую и нисходящую составляющие. Один пример можно найти в: Schalkwijk K.M. et al, “Application of two-step decomposition to multi-component ocean-bottom data: Theory and study”, J. Seism. Expl., vol.8, pp. 261-278 (1999), где показано, что нисходящая и восходящая составляющие давления несколько выше ложа моря могут быть выражены в следующем виде:

где P – давление, зарегистрированное на приемнике;

P^– – восходящая составляющая давления выше ложа моря;

P⁺ – нисходящая составляющая давления выше ложа моря;

f – частота;

k – горизонтальное волновое число;

Z – вертикальная компонента скорости частиц, зарегистрированной на приемнике;

p – плотность воды; и

q – вертикальная медленность в водном слое.

Как можно видеть, из уравнения (1) следует необходимость объединения двух компонент сейсмических данных, зарегистрированных на приемнике. Эти фильтры являются примером для случая, когда необходимо объединять две компоненты зарегистрированных сейсмических данных. Также может возникнуть необходимость объединения двух или большего количества компонент зарегистрированных сейсмических данных для разделения полученных сейсмических данных на компоненты p-волны и s-волны (продольной волны и поперечной волны) или для исключения из сейсмических данных вступлений волн при кратных отражениях от поверхности моря.

Одна проблема, возникающая при объединении различных компонент сейсмических данных, зарегистрированных на приемнике, заключается в том, что различные компоненты сейсмических данных не могут быть точно прокалиброваны относительно друг друга. В особенности это относится к случаю, когда две компоненты, подлежащие объединению, представляют собой, как в уравнении (1), давление и вертикальную скорость частиц. Обычно существуют различия в характеристиках связи или в импульсных характеристиках гидрофона, используемого для регистрации давления, и геофона, используемого для регистрации вертикальной скорости частиц. По этой причине этих различий необходимо прокалибровать данные до того, как давление и вертикальная скорость частиц могут быть объединены. Это может быть сделано путем разработки калибровочного фильтра, компенсирующего различия в связи и импульсной характеристике между гидрофоном и вертикальным геофоном.

Schalkwijk с соавторами и другие исследователи предположили, что проблема калибровки может быть решена при условии точной регистрации одной компоненты сейсмических данных и калибровки другой компоненты сейсмических данных относительно компоненты, которая предполагается корректно зарегистрированной. В общем случае при этом предполагается, что гидрофон хорошо связан со средой, так что регистрация давления получается корректной. Затем вертикальную компоненту скорости частиц калибруют относительно давления, для компенсирования различия в связи и импульсной характеристике между гидрофоном и вертикальным геофоном. Schalkwijk и соавторы предположили, что приведенное выше уравнение (1) должно быть модифицировано путем применения калибровочного фильтра к вертикальной скорости частиц. Они предложили модифицировать приведенное выше уравнение для нисходящей составляющей давления выше ложа моря и записать его в следующем виде:

В уравнении (2) a(f) характеризует зависящий от частоты калибровочный фильтр. Остальные члены в уравнении (2) имеют тот же самый смысл, что и в уравнении (1).

Способ, который предложили Schalkwijk и соавторы, для определения калибровочного фильтра a(f), позволяет минимизировать энергию нисходящей составляющей давления выше ложа моря для части сейсмических данных, которые содержат только однократные отражения. Сейсмическая волна, проходящая по пути волны при однократном отражении, проходит несколько выше ложа моря возле места расположения приемника, так что нисходящая составляющая давления чуть выше ложа моря должна быть нулевой для данных, которые содержат только однократные отражения. Schalkwijk предположил, что калибровочный фильтр, который минимизирует энергию нисходящего давления в окне, содержащем только вступления волн при однократном отражении, может быть найден при использовании метода наименьших квадратов. После определения таким способом калибровочного фильтра a(f) его применяют ко всему массиву данных для вертикальной скорости частиц.

Существование различных путей прохождения сейсмической волны от источника до приемника означает, что данные, зарегистрированные на приемнике при реальной сейсмической разведке, будут содержать вступления, соответствующие более чем одному возможному пути. Эти вступления будут наблюдаться в различные моменты времени после возбуждения сейсмического источника 1, поскольку различным путям прохождения сейсмической волны соответствуют различные времена пробега. На фигуре 2 схематично показаны сейсмические данные, которые могут быть зарегистрированы на приемнике 4, и показана амплитуда сейсмической волны, зарегистрированной на приемнике 4, в зависимости от времени, прошедшего после возбуждения источника 1. На фигуре 2 показаны вступление 13, соответствующее пути 6 прямой волны, вступление 14 критически преломленной волны, соответствующее пути 8 волны при критическом преломлении, вступление 15 однократной волны, соответствующее пути волны 9 при однократном отражении, и вступление 16 кратной волны, отраженной от дна и поверхности моря, соответствующее пути 7 кратной волны при отражениях от дна и поверхности моря. (На практике данные, зарегистрированные на приемнике, будут содержать большое количество вступлений однократных волн от различных геологических структур, большое количество вступлений критически преломленных волн и большое количество вступлений кратных волн, отраженных от дна и поверхности моря, обусловленных различными путями кратных волн при отражении от дна и поверхности моря. Для упрощения пояснения на фигуре 2 показано только одно вступление каждого типа.) Для применения способа, который предложили Schalkwijk и соавторы, для определения калибровочного фильтра во временном окне, например во временном окне А, показанном на фигуре 2, необходимо выделить данные, которые содержат только вступление 15 однократной волны.

Согласно настоящему изобретению предложен способ обработки многокомпонентных сейсмических данных, полученных по сейсмическим сигналам, проходящим в среде, и этот способ включает в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, содержащих только вступления, являющиеся результатом критического преломления сейсмической волны; и определение первого калибровочного фильтра по первой части сейсмических данных, при этом первый калибровочный фильтр предназначен для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных.

Способ, который предложили Schalkwijk и соавторы, имеет недостаток, заключающийся в том, что временное окно, содержащее только вступления однократных отраженных волн, должно выбираться вручную. Вступления однократных отраженных волн не являются первыми вступлениями, регистрируемыми на приемнике после возбуждения источника, и поэтому не могут быть выбраны автоматически. Еще один недостаток заключается в том, что в некоторых случаях, например если сейсмический источник формирует продолжительный импульс, может оказаться трудным проведение различия между вступлением прямой волны и вступлениями однократной отраженной волны, вследствие чего может быть трудно отделить требуемые вступления. Вступление прямой волны включает в себя проходящую вниз сейсмическую волну, так что использование временного окна, которое по недосмотру охватывает вступление прямой волны, не приведет к получению правильных результатов, необходимых для калибровочного фильтра, поскольку в способе, предназначенном для определения калибровочного фильтра, предполагается, что выбранные данные содержат только восходящую волну. Дополнительная проблема, связанная со способом, который предложили Schalkwijk и соавторы, заключается в том, что в условиях мелководья вступления кратных волн, отраженных от дна и поверхности моря, могут приходить по существу в те же самые моменты времени, что и вступления однократных отраженных волн, и это опять делает трудным выбор временного окна, включающего в себя только вступления однократных отраженных волн.

В настоящем изобретении используют то, что вступления критически преломленных волн включают в себя только восходящую сейсмическую волну несколько выше ложа моря. Поэтому путем выбора временного окна, которое включает в себя только одно или несколько вступлений критически преломленных волн, можно определить калибровочный фильтр a(f) методом минимизации энергии нисходящего давления в этом временном окне несколько выше ложа моря.

Способ изобретения является особенно полезным при применении его к данным, полученным при большом удалении. Как показано на фигуре 3, по мере возрастания удаления (то есть горизонтального расстояния между источником и приемником), время прихода первого вступления критически преломленной волны увеличивается более медленно по сравнению с временем прихода вступления прямой волны. В случае удалений, превышающих О₁, первое вступление на приемник не является вступлением прямой волны, а вступлением критически преломленной волны. То есть при больших удалениях вступление 14 критически преломленной волны на фигуре 2 (на фигуре 3 показаны два вступления критически преломленных волн) будет приходить до вступления 13 прямой волны и будет первым вступлением на приемнике. Когда изобретение применяют к данным, полученным при достаточно большом удалении источник-приемник, то в случае, когда первое вступление, зарегистрированное на приемнике, представляет собой вступление критически преломленной волны, можно использовать временное окно, которое охватывает только первое вступление, зарегистрированное на приемнике, и это позволяет использовать способ автоматического выбора для определения временного окна. В случае, если до вступления прямой волны приходят несколько вступлений критически преломленных волн, как при больших удалениях на фигуре 3, то все эти вступления критически преломленных волн могут быть включены во временное окно.

Схематичное изображение на фигуре 4 соответствует изображению на фигуре 2, но отражает времена прихода волн при достаточно большом удалении, так что первое вступление представляет собой вступление критически преломленной волны. В этом случае изобретение можно применить, выбирая временное окно В, которое охватывает только вступление критически преломленной волны, и осуществляя минимизацию энергии нисходящего давления в этом временном окне выше ложа моря.

Дополнительное преимущество изобретения заключается в том, что способ может быть применен к сейсмическим данным, полученным на мелководье. Хотя вступления кратных волн, отраженных от дна и поверхности моря, в сейсмических данных, зарегистрированных на мелководье, могут совпадать со вступлениями однократных отраженных волн, они не совпадают со вступлениями критических преломленных волн. Поэтому выбор временного окна, которое охватывает только вступление критически преломленной волны, гарантирует, что временное окно не сможет охватывать вступления кратных волн, отраженных от дна и поверхности моря. В изобретении также исключена проблема, которая возникает при использовании сейсмического источника, имеющего сигнатуру большой длительности.

В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления изобретение включает в себя дополнительные этапы выбора второй части сейсмических данных, включающих в себя только вступления, обусловленные только однократным отражением сейсмической волны, и определения второго калибровочного фильтра по второй части сейсмических данных, при этом второй калибровочный фильтр предназначен для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных. Оно может включать в себя дополнительный этап определения зависящего от волнового числа калибровочного фильтра на основании первого калибровочного фильтра и второго калибровочного фильтра.

Еще одна проблема, связанная со способом, который предложили Schalkwijk и соавторы, заключается в том, что корректный калибровочный фильтр a(f) может быть весьма зависимым как от волнового числа, так и от частоты. Однако калибровочный фильтр, который предложил Schalkwijk, зависит только от частоты, и поэтому его получают на основании сейсмических данных при небольших волновых числах. В варианте осуществления настоящего изобретения фильтр, полученный по вступлениям критически преломленных волн, объединяют с фильтром, полученным по вступлениям однократных отраженных волн, а зависящий от волнового числа фильтр получают на основании двух индивидуальных фильтров. Например, зависящий от волнового числа фильтр может быть получен путем интерполяции между фильтром, полученным по вступлениям критически преломленных волн, и фильтром, полученным по вступлениям однократных отраженных волн.

Вторым объектом настоящего изобретения является способ обработки многокомпонентных сейсмических данных, полученных из сейсмических сигналов, распространяющихся в среде, и этом способ включает в себя этапы выбора первой части сейсмических данных, соответствующих первому диапазону волновых чисел; определения первого калибровочного фильтра в соответствии с первой частью сейсмических данных; выбора второй части сейсмических данных, соответствующих второму диапазону волновых чисел, отличному от первого диапазона волновых чисел; определения второго калибровочного фильтра в соответствии со второй частью сейсмических данных; и определения зависящего от волнового числа калибровочного фильтра на основании первого калибровочного фильтра и второго калибровочного фильтра, при этом зависящий от волнового числа калибровочный фильтр предназначен для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных.

Третьим объектом настоящего изобретения является способ обработки многокомпонентных сейсмических данных, полученных из сейсмических сигналов, распространяющихся в среде, и этот способ включает в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, в которых первое вступление включает в себя только проходящую вверх сейсмическую волну выше ложа моря; и определение первого калибровочного фильтра по первой части сейсмических данных, при этом первый калибровочный фильтр предназначен для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных.

Изобретение может быть применено к любому вступлению, которое является первым вступлением и которое включает в себя только восходящую волну выше ложа моря. Например, при больших удалениях первое вступление может быть вступлением, которое не является вступлением критически преломленной волны, но которое тем не менее включает в себя только восходящую волну выше ложа моря, такую как, например, волна, захваченная в тонком приповерхностном слое дна моря, и изобретение может быть применено к таким вступлениям.

Изобретение может дополнительно включать этап калибровки первой компоненты сейсмических данных при использовании первого калибровочного фильтра или при использовании зависящего от волнового числа калибровочного фильтра.

Четвертым объектом настоящего изобретения является способ сейсмической разведки, включающий в себя следующие этапы: возбуждение источника сейсмических волн; регистрацию сейсмических данных на приемнике, пространственно удаленном от источника; и обработку сейсмических данных способом, определенным выше.

Пятым объектом настоящего изобретения является устройство для обработки многокомпонентных сейсмических данных для определения калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, и это устройство содержит: средство для выбора первой части сейсмических данных, содержащих только вступления, являющиеся результатом критического преломления сейсмической волны; и средство для определения первого калибровочного фильтра в соответствии с первой частью сейсмических данных. Устройство может содержать программируемый процессор данных.

Шестым объектом настоящего изобретения является устройство для обработки многокомпонентных сейсмических данных для определения калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компонентой сейсмических данных, и это устройство содержит: средство для выбора первой части сейсмических данных, в которых первое вступление содержит только проходящую вверх сейсмическую волну выше ложа моря; и средство для определения первого калибровочного фильтра в соответствии с первой частью сейсмических данных.

Седьмым объектом настоящего изобретения является устройство для обработки многокомпонентных сейсмических данных для определения калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, и это устройство содержит: средство для выбора первой части сейсмических данных, соответствующих первому диапазону волновых чисел; средство для определения первого калибровочного фильтра в соответствии с первой частью сейсмических данных; средство для выбора второй части сейсмических данных, соответствующих второму диапазону волновых чисел, отличному от первого диапазона волновых чисел; средство для определения второго калибровочного фильтра в соответствии со второй частью сейсмических данных; и средство для определения зависящего от волнового числа калибровочного фильтра на основании первого калибровочного фильтра и второго калибровочного фильтра.

Устройство может содержать программируемый процессор данных.

Восьмым объектом настоящего изобретения является носитель данных, содержащий программу для устройства, определенного выше.

Изобретение также относится к способу определения первого калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты многокомпонентных сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, и этом способ включает в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, содержащих только вступления, являющиеся результатом критического преломления сейсмической волны; и определение первого калибровочного фильтра по первой части сейсмических данных.

Изобретение также относится к способу определения зависящего от волнового числа калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты многокомпонентных сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, и этот способ включает в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, соответствующих первому диапазону волновых чисел; определение первого калибровочного фильтра в соответствии с первой частью сейсмических данных; выбор второй части сейсмических данных, соответствующих второму диапазону волновых чисел, отличному от первого диапазона волновых чисел; определение второго калибровочного фильтра в соответствии со второй частью сейсмических данных; и определение зависящего от волнового числа калибровочного фильтра на основании первого калибровочного фильтра и второго калибровочного фильтра.

Изобретение также относится к способу определения первого калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты многокомпонентных сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, и этот способ включает в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, в которых первое вступление включает в себя только проходящую вверх сейсмическую волну выше ложа моря; и определение первого калибровочного фильтра в соответствии с первой частью сейсмических данных.

Теперь предпочтительные варианты осуществления настоящего изобретения будут описаны только для иллюстративного примера со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых:

фигура 1 – схематичная иллюстрация сейсмической разведки;

фигура 2 – схематичная иллюстрация сейсмических волн, зарегистрированных на приемнике при сейсмической разведке из фигуры 1;

фигура 3 – схематичная иллюстрация изменения времени прихода сейсмических волн в зависимости от удаления между источником и приемником;

фигура 4 – схематичная иллюстрация сейсмических волн, зарегистрированных при сейсмической разведке из фигуры 1 в случае больших удалений, служащая пояснением способа настоящего изобретения;

фигура 5 – схематичная иллюстрация давления, зарегистрированного на приемнике при использовании системы для сейсмической разведки из фигуры 1;

фигуры 6 и 7 – иллюстрации восходящей и нисходящей составляющих давления выше дна моря, полученных из данных о давлении, показанных на фигуре 5, в соответствии со способом из известного уровня техники;

фигуры 8 и 9 – иллюстрации восходящей и нисходящей составляющих давления выше дна моря, полученных из данных о давлении, показанных на фигуре 5, в соответствии со способом настоящего изобретения;

фигура 10 – схематичная рабочая диаграмма способа настоящего изобретения; и

фигура 11 – структурная схема устройства согласно настоящему изобретению.

На фигуре 5 показаны типичные данные о давлении, зарегистрированные на четырехкомпонентном приемнике при проведении такой сейсмической разведки, как разведка, показанная на фигуре 1. На фигуре 5 по оси x отложено удаление между источником и приемником, а по оси y время, прошедшее после возбуждения сейсмического источника. Данные представляют собой данные с общим пунктом приема и были получены при использовании единственного приемника и линейной группы источников, развернутых с разнесением на расстояния 50 м между каждой парой соседних источников. Каждая трасса характеризует давление, зарегистрированное на приемнике при возбуждении одного источника, при этом амплитуда зарегистрированного давления представлена по направлению оси x.

Должно быть понятно, что разные приемники в группе могут иметь весьма различную связь, различные инструментальные характеристики и т.д., даже если все приемники номинально идентичны друг другу. Поэтому калибровочный фильтр, необходимый для данных, зарегистрированных на одном приемнике в приемной группе, вероятно, будет отличаться от калибровочного фильтра, необходимого для данных, зарегистрированных на другом приемнике в группе. Поэтому предпочтительно применять изобретение к компоновкам трасс с общим пунктом приема и определять отдельный калибровочный фильтр для каждой компоновки трасс с общим пунктом приема.

Данные о давлении, показанные на фигуре 5, содержат большое количество вступлений сейсмических волн. Вступление, помеченное позицией 13, относится к прямой волне, и видно, что оно является первым вступлением для удалений, имеющих величину вплоть до приблизительно 1000 м. Вступление, обозначенное позицией 13, представляет собой вступление критически преломленной волны, и видно, что оно является первым вступлением для удалений, имеющих величину, существенно превышающую 1000 м.

На фигурах 6 и 7 показаны восходящая составляющая выше ложа моря (фигура 6) и нисходящая составляющая выше ложа моря (фигура 7) давления, показанного на фигуре 5, полученные при использовании фильтров, определяемых уравнением (1), приведенным выше. То есть восходящая и нисходящая составляющие, показанные на фигурах 6 и 7, были получены в предположении, что данные о давлении и данные о вертикальной скорости частиц (непоказанные) были корректно прокалиброваны относительно друг друга. Анализ фигур 6 и 7 показывает, что это предположение неверно. В частности, вступление 14 критически преломленной волны включает в себя только восходящую сейсмическую волну выше ложа моря и поэтому должно проявляться только в восходящей составляющей давления и не должно проявляться в нисходящей составляющей давления. Однако видно, что вступление восходящей критически преломленной волны проникает в нисходящую составляющую давления, показанную на фигуре 7, и это свидетельствует о том, что калибровка является неудовлетворительной.

В соответствии с настоящим изобретением калибровочный фильтр определяют по вступлению 14 критически преломленной волны. Как отмечалось выше, в случае трасс, зарегистрированных при удалении источник-приемник, имеющем величину, значительно превышающую 1000 м, вступление критически преломленной волны является первым вступлением, регистрируемым на приемнике и хорошо отделяемым от последующего вступления. Поэтому для таких трасс можно определить окно времени – удаления, которое включает в себя только первое вступление критически преломленной волны и поэтому включает в себя только восходящую волну.

Одно подходящее для данных окно времени – удаления показано на фигуре 5 в виде области С. Видно, что эта область включает в себя трассы, зарегистрированные при удалениях от -3000 м до приблизительно -2100 м. Для каждой трассы в этом диапазоне удалений областью С задается временное окно, которое включает в себя только первое вступление преломленной волны (которое является первым вступлением в каждой из выбранных трасс). Заметно, что центральная точка временного окна для конкретной трассы не является фиксированной, а возрастает от трассы к трассе с увеличением величины удаления.

Далее в предположении, что волна в выбранной области С данных представляет собой только восходящую волну, вычисляют калибровочный фильтр для вертикальной компоненты скорости. Калибровочный фильтр может быть определен любым подходящим способом. В частности, калибровочный фильтр a(f) может быть определен путем нахождения калибровочного фильтра, который минимизирует энергию нисходящей составляющей давления при использовании метода наименьших квадратов, как в способе, который предложили Schalkwijk и соавторы. После определения калибровочного фильтра a(f) могут быть определены исправленные фильтры, предназначенные для определения восходящей и нисходящей составляющих давления выше ложа моря, путем использования уравнения (2) или, как правило, фильтр a(f) может быть применен ко всей компоновке трасс из данных вертикальной компоненты, а данные прокалиброванной вертикальной компоненты затем используют в качестве входных для любого процесса, требующего объединения вертикальной компоненты с любыми другими сейсмическими компонентами.

Для положительных удалений в диапазоне от 2100 до 3000 м в соответствующей области имеется еще одна, удовлетворяющая требованиям часть данных. В одной возможной реализации способа используют обе эти области, выделяя вторую область, аналогичную области С на фигуре 5, для удалений в диапазоне от +2100 до +3000 м и определяя второй калибровочный фильтр. Затем эти два фильтра, определенные в двух окнах, могут быть усреднены. Однако это невозможно сделать для всех массивов данных, поскольку компоновки трасс с общим пунктом приема необязательно имеют одинаковое количество положительных и отрицательных удалений, и, следовательно, область с четко выделенным вступлением критически преломленной волны может иметься только в случае либо положительных, либо отрицательных удалений.

На фигурах 8 и 9 показаны результаты разделения данных о давлении из фигуры 5 на восходящую и нисходящую составляющую выше ложа моря при использовании фильтров, типа задаваемых уравнением (2), приведенным выше, и с помощью калибровочного фильтра a(f), определенного по сейсмическим данным в области С на фигуре 5. Заметно, что вступление 14 критически преломленной волны проявляется преимущественно в восходящей составляющей давления согласно фигуре 8 и почти полностью исключено из нисходящей составляющей давления согласно фигуре 9. Это свидетельствует о том, что разделение, показанное на фигурах 8 и 9, является существенно более корректным по сравнению с разделением, показанным на фигурах 6 и 7, поскольку наличие вступления критически преломленной волны предполагается только в восходящей составляющей давления.

Кроме того, заметно, что вступление однократной отраженной волны сильнее в восходящей составляющей давления согласно фигуре 8 по сравнению с восходящей составляющей давления согласно фигуре 6. Это приводит к выводу, что калибровочный фильтр, определенный по вступлению критически преломленной волны при значительных удалениях, также применим при малых удалениях.

На фигуре 10 представлена рабочая диаграмма, иллюстрирующая один вариант осуществления способа настоящего изобретения.

Сначала на этапе 17 регистрируют сейсмические данные. Например, это может быть сделано при проведении сейсмической разведки, типа показанной на фигуре 1.

В качестве альтернативы изобретение может быть применено к уже существующим сейсмическим данным. Поэтому этап 17 может быть заменен альтернативным этапом 18 извлечения уже существующих сейсмических данных из запоминающего устройства.

На этапе 19 выбирают диапазон удалений, удовлетворяющий требованиям. В примере, описанном выше со ссылкой на фигуру 5, этап 19 включает в себя выбор удалений в пределах от -3000 до -2100 м.

На этапе 20 для каждой трассы в выбранном диапазоне удалений определяют первое вступление сейсмической волны (это может быть сделано путем выбора временного окна для каждой трассы и, следовательно, определения окна времени – удаления). В предположении, что на этапе 19 диапазон удалений выбран правильно, первое вступление в каждой трассе в выбранном диапазоне удалений должно быть вступлением критически преломленной волны, таким как вступление 14. Поскольку вступление представляет собой первое вступление в каждой трассе, этап 20 может быть выполнен при использовании способа автоматического выбора, хотя в качестве альтернативы он может быть выполнен вручную.

На этапе 21 определяют калибровочный фильтр, который наилучшим образом соответствует данным в выбранном диапазоне удалений и во временном окне. Это осуществляют путем вычисления нисходящей составляющей давления выше ложа моря по давлению и вертикальной скорости частиц, зарегистрированных на приемнике, используя уравнение (2) и находя калибровочный фильтр, который минимизирует энергию в нисходящей составляющей давления.

На этапе 22 фильтр a(f) применяют ко всем требуемым трассам вертикальной компоненты сейсмических данных, зарегистрированных на этапе 17 или извлеченных из запоминающего устройства на этапе 18.

Далее на этапе 23 откалиброванные данные вертикальной компоненты используют в качестве входных в любом процессе, требующем объединения нескольких сейсмических компонент. Например, путем использования уравнения (2) и калибровочного фильтра, определенного на этапе 21, могут быть найдены фильтры, предназначенные для определения восходящей и нисходящей составляющих давления выше ложа моря.

При требовании этапы 22 и 23 могут быть исключены. В этом случае калибровочный фильтр, определенный на этапе 21, может быть выходным сигналом для индикатора или может сохраняться для последующего использования.

В альтернативном варианте осуществления изобретения зависящий от волнового числа фильтр определяют путем комбинирования способа, который предложили Schalkwijk и соавторы, с настоящим изобретением. В этом варианте осуществления калибровочный фильтр определяют по вступлениям критически преломленных волн, наблюдающимся при больших удалениях, как это описано выше со ссылками на этапы с 17 по 21 согласно фигуре 10. Далее определяют второй калибровочный фильтр по трассам, для которых можно задать окно времени – удаления, включающее в себя только вступления однократных отраженных волн. Для этих трасс калибровочный фильтр определяют способом, который описали Schalkwijk и соавторы. Область данных, подходящая для получения этого фильтра, показана на фигуре 6 как область D.

Затем калибровочный фильтр, определенный по вступлениям критически преломленных волн при большом удалении, и калибровочный фильтр, определенный по вступлениям однократных отраженных волн при малом удалении, объединяют для получения зависящего от волнового числа калибровочного фильтра. Используя метод интерполяции, фильтры можно объединять для определения фильтра, применимого при заданном удалении.

В этом варианте осуществления этап 22 из фигуры 10 заменяют этапом калибровки вертикальной компоненты при использовании зависящего от волнового числа калибровочного фильтра. В качестве альтернативы этапы 22 и 23 могут быть исключены, а зависящий от волнового числа калибровочный фильтр может быть выходным сигналом или может сохраняться для последующего использования.

Альтернативный способ получения калибровочного фильтра, зависящего от волнового числа, заключается в вычислении калибровочного фильтра для каждой отдельной трассы в диапазоне удалений, выбранном на этапе 19. В этом альтернативном варианте осуществления этапы 20 и 21 выполняют по каждой трассе (или по большому количеству выбранных трасс) в диапазоне удалений, выбранном на этапе 19, так что калибровочные фильтры определяют для нескольких различных волновых чисел. В качестве альтернативы трассы в диапазоне удалений, выбранном на этапе 19, могут быть сгруппированы, а калибровочный фильтр определен для каждой группы трасс, например, путем использования метода наименьших квадратов. И снова это приводит к получению калибровочных фильтров для нескольких различных волновых чисел.

После получения калибровочных фильтров для нескольких различных волновых чисел можно выполнить интерполяцию между и/или экстраполяцию на основании этих калибровочных фильтров для получения калибровочного фильтра, зависящего от волнового числа. Однако такой способ хорошо функционирует только в случае окна времени – удаления, включающего в себя только однократные отражения (то есть окна D на фигуре 5), поскольку вертикальная медленность является постоянной для вступления преломленной волны. Калибровочный фильтр, зависящий от волнового числа, можно использовать сразу же, или он может быть выходным сигналом, или его можно сохранять для последующего использования.

Дополнительный альтернативный способ заключается в задании окон времени – удаления вокруг нескольких вступлений преломленных волн, соответствующих различным значениям вертикальной медленности, и в определении большого количества калибровочных фильтров (один калибровочный фильтр может быть получен по данным в каждом окне). Калибровочный фильтр, зависящий от волнового числа, может быть получен путем интерполяции между и/или на основании этих калибровочных фильтров. При необходимости один или несколько калибровочных фильтров, определенных из окна времени – удаления, включающего в себя только однократные отражения, также можно использовать при интерполяции и/или экстраполяции. И опять зависящий от волнового числа калибровочный фильтр может быть использован сразу же, или может использоваться как выходной сигнал, или запоминается для последующего использования.

На фигуре 5 заметно, что при больших удалениях вступление однократной отраженной волны затеняется другими вступлениями. Поэтому, используя способ, который предложили Schalkwijk и соавторы, при больших удалениях чрезвычайно трудно вычислить достоверный калибровочный фильтр вследствие трудности, возникающей при нахождении временного окна, которое включает в себя вступления однократных отраженных волн. Кроме того, даже если временное окно, которое включает в себя вступления только однократных отраженных волн, может быть определено для трасс на фигуре 5, относящихся к большим удалениям, то это можно сделать с помощью способа выбора вручную и нельзя сделать автоматически.

Выше изобретение описано применительно к калибровочному фильтру, который обеспечивает возможность калибровки вертикального движения частиц относительно давления в предположении, что давление зарегистрировано точно. Однако изобретение не ограничено этим случаем и, в принципе, может быть использовано для определения калибровочного фильтра, который обеспечивает возможность калибровки давления относительно вертикального движения частиц в предположении, что вертикальное движение частиц зарегистрировано точно.

На фигуре 11 представлена схематичная структурная схема устройства 34 согласно настоящему изобретению. Посредством устройства можно осуществлять способ согласно настоящему изобретению.

Устройство 34 содержит программируемый процессор 27 данных с запоминающим устройством 28 для хранения программ, например в виде постоянного запоминающего устройства (ПЗУ), в котором хранится программа для управления процессором 27 данных, предназначенным для обработки сейсмических данных способом согласно изобретению. Устройство также содержит энергонезависимое запоминающее устройство 29 с оперативной памятью и считыванием, предназначенное для хранения, например, всех данных, которые должны сохраняться в отсутствие питания. “Рабочее” или “сверхоперативное” запоминающее устройство для процессора данных снабжено памятью 30 с произвольной выборкой. Устройство 31 ввода предусмотрено, например, для приема команд и данных от пользователя. Устройство 32 вывода предусмотрено, например, для отображения информации, относящейся к ходу и к получению результата согласно способу. Устройством вывод может быть, например, принтер, визуальный индикатор или выходное запоминающее устройство.

Сейсмические данные для обработки могут быть поданы через устройство 31 ввода или по усмотрению могут поставляться машинно-считываемым устройством 33 для хранения данных.

Программа для работы устройства и для осуществления способа, описанного выше, хранится в запоминающем устройстве 28 для хранения программ, которое может быть выполнено в виде полупроводникового запоминающего устройства, например в виде хорошо известного из уровня техники постоянного запоминающего устройства. Однако программа может храниться на любом другом подходящем носителе данных, например на магнитном носителе 28а данных (таком, как “дискета”) или на компакт-диске 28b, доступном только для чтения.

Формула изобретения

1. Способ обработки многокомпонентных сейсмических данных, полученных из сейсмических сигналов, распространяющихся в среде, включающий в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, содержащих только вступления, являющиеся результатом критического преломления сейсмической волны; и определение первого калибровочного фильтра из первой части сейсмических данных, при этом первый калибровочный фильтр используется для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных.

2. Способ по п.1, в котором первая часть сейсмических данных представляет собой данные, зарегистрированные при большом удалении источник-приемник.

3. Способ по п.1 или 2, в котором первая компонента представляет собой вертикальную компоненту движения частиц, а вторая компонента представляет собой давление.

4. Способ по п.1 или 2, в котором первая компонента представляет собой давление, а вторая компонента представляет собой вертикальную компоненту движения частиц.

5. Способ по п.1, в котором этап определения первого калибровочного фильтра включает в себя минимизацию чуть выше ложа моря энергии нисходящей составляющей второй компоненты для выбранной части сейсмических данных.

6. Способ по п.1, который включает в себя дополнительные этапы выбора второй части сейсмических данных, содержащих только вступления, являющиеся результатом однократного отражения сейсмической волны, и определения второго калибровочного фильтра из второй части сейсмических данных, при этом второй калибровочный фильтр используется для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных.

7. Способ по п.6, который включает в себя дополнительный этап определения калибровочного фильтра, зависящего от волнового числа, на основании первого калибровочного фильтра и второго калибровочного фильтра.

8. Способ обработки многокомпонентных сейсмических данных, полученных из сейсмических сигналов, распространяющихся в среде, включающий в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, соответствующих первому диапазону волновых чисел; определение первого калибровочного фильтра из первой части сейсмических данных; выбор второй части сейсмических данных, соответствующих второму диапазону волновых чисел, отличному от первого диапазона волновых чисел; определение второго калибровочного фильтра в соответствии со второй частью сейсмических данных; и определение калибровочного фильтра, зависящего от волнового числа, на основании первого калибровочного фильтра и второго калибровочного фильтра, при этом зависящий от волнового числа калибровочный фильтр используется для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных.

9. Способ по п.8, в котором первый диапазон волновых чисел соответствует сейсмическим данным, содержащим, по существу, только вступления критически преломленных волн, а второй диапазон волновых чисел соответствует сейсмическим данным, содержащим, по существу, только вступления однократно отраженных волн.

10. Способ обработки многокомпонентных сейсмических данных, полученных из сейсмических сигналов, распространяющихся в среде, включающий в себя следующие этапы: выбор первой части сейсмических данных, в которых первое вступление представляет собой вступление критически преломленной волны, которая включает в себя только проходящую вверх сейсмическую волну выше ложа моря; и определение первого калибровочного фильтра по первой части сейсмических данных, при этом первый калибровочный фильтр используется для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных.

11. Способ по п.1, который включает в себя дополнительный этап калибровки первой компоненты сейсмических данных при использовании первого калибровочного фильтра.

12. Способ по п.7, который включает в себя дополнительный этап калибровки первой компоненты сейсмических данных при использовании калибровочного фильтра, зависящего от волнового числа.

13. Способ сейсмической разведки, включающий в себя следующие этапы: возбуждение источника сейсмических волн; регистрацию сейсмических данных на приемнике, пространственно отнесенном от источника; и обработку сейсмических данных способом по любому из пп.1-12.

14. Устройство для обработки многокомпонентных сейсмических данных для определения калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, содержащее: средство для выбора первой части сейсмических данных, содержащих только вступления, являющиеся результатом критического преломления сейсмической волны; и средство для определения первого калибровочного фильтра из первой части сейсмических данных.

15. Устройство для обработки многокомпонентных сейсмических данных для определения калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, содержащее: средство для выбора первой части сейсмических данных, в которых первое вступление представляет собой вступление критически преломленной волны, которая включает в себя только проходящую вверх сейсмическую волну выше ложа моря; и средство для определения первого калибровочного фильтра из первой части сейсмических данных.

16. Устройство для обработки многокомпонентных сейсмических данных для определения калибровочного фильтра, предназначенного для калибровки первой компоненты сейсмических данных относительно второй компоненты сейсмических данных, содержащее: средство для выбора первой части сейсмических данных, соответствующих первому диапазону волновых чисел; средство для определения первого калибровочного фильтра из первой части сейсмических данных; средство для выбора второй части сейсмических данных, соответствующих второму диапазону волновых чисел, отличному от первого диапазона волновых чисел; средство для определения второго калибровочного фильтра из второй части сейсмических данных; и средство для определения зависящего от волнового числа калибровочного фильтра на основании первого калибровочного фильтра и второго калибровочного фильтра.

17. Устройство по п.14, которое дополнительно содержит средство для калибровки первой компоненты сейсмических данных при использовании первого калибровочного фильтра.

18. Устройство по п.16, которое дополнительно содержит средство для калибровки первой компоненты сейсмических данных при использовании калибровочного фильтра, зависящего от волнового числа.

19. Устройство по п.14, которое содержит программируемый процессор данных.

РИСУНКИ