Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных



Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных
Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных

 


Владельцы патента RU 2422856:

КОНОКОФИЛЛИПС КОМПАНИ (US)

Настоящее изобретение, в общем, относится к области сейсморазведки месторождений нефти и газа в толще пород, а именно к способу учета зависящего от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. В соответствии с вариантами воплощения заявленной группы изобретений предложены способы проведения сейсмической разведки с учетом зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, а также способ определения подземной геологической структуры. Обращаются к обычным сейсмическим данным, имеющим, по меньшей мере, один сейсмический импульс, таким как данные, генерируемые в результате сейсморазведки способом отраженных волн. Данные обрабатывают таким образом, что, по меньшей мере, один сейсмический импульс подвергают зависимому от угла растяжению сейсмического импульса. Также определяют угол отражения, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса. Оператор используют для расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса на основе косинуса соответствующего угла отражения сейсмического импульса. Коэффициент растяжения сейсмического импульса применяют для сейсмических данных, для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса. Технический результат, достигаемый от реализации заявленной группы изобретений, заключается в предоставлении способа учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса на основе взаимозависимости, которая может быть легко рассчитана, без необходимости использования чрезмерных затрат времени человека и/или времени на расчеты и которая позволяет легко внедрить этот способ в существующие способы или расчетные программы, а также в создании способа учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса, который может быть скорректирован для зависимого от угла растяжения сейсмического импульса и растяжения сейсмического импульса для решения прямой динамической задачи, в которых используются аналогичные уравнения или операторы, в результате чего как функция коррекции растяжения, так и функция решения прямой динамической задачи могут быть легко воплощены. 5 н. и 36 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

Уровень техники

Область техники

Настоящее изобретение, в общем, относится к способу учета зависящего от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. Более конкретно, изобретение относится к способу учета зависящего от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных на основе новых взаимозависимостей между растяжением сейсмического импульса и углом отражения акустического луча.

Уровень техники

Использование сейсмической разведки в настоящее время представляет собой основу при поиске месторождений нефти и газа в толще пород. Сейсмическую разведку, включающую в себя сейсморазведку способом отраженных волн, обычно выполняют путем подачи акустической энергии с известной амплитудой и частотной структурой в одном или больше местах расположения на земле (на поверхности земли или в морской среде) с последующим детектированием отраженной и преломленной акустической энергии в других местах расположения. Задержка по времени между подачей акустической энергии в месте расположения источника и детектированием этой же волны в месте расположения приемника обозначает глубину, на которой располагается определенная отражающая геологическая граница. Область интерпретации сейсмических данных относится к методикам анализа детектируемых сейсмических волн для определения как местоположения, так и свойств различных геологических пластов.

Как известно в данной области техники, в общей глубинной точке и в других обычно применяемых подходах для сейсмической разведки используют множество пар источника и приемника для излучения и детектирования акустической энергии или лучей. Однако в результате физического смещения между разными парами источника и приемника множество приемников детектируют акустическую энергию или лучи в разные моменты времени. Таким образом, трассы и сейсмические импульсы, получаемые при обычных подходах сейсмической разведки, часто подвержены сдвигам, известным как нормальное приращение времени, вызванное физическим смещением между разными парами источника и приемника.

Обычные и хорошо известные способы, часто называемые коррекцией нормального приращения времени, используются в течение длительного времени для коррекции нормального приращения времени и нежелательных эффектов, связанных с ним. Однако коррекция нормального приращения времени и другие процессы, выполняемые во время обработки до суммирования, такие как миграция времени и миграция глубины, растягивают сейсмические импульсы как функцию угла. Такое зависимое от угла растяжение сейсмического импульса, обычно называемое растяжением нормального приращения времени, или зависимым от угла растяжением сейсмического импульса, приводит к нежелательной потере высокочастотных данных при большом расстоянии от источника до приемника. Растяжение сейсмического импульса сглаживает пики сейсмических импульсов, расширяя таким образом длительность времени каждого импульса в более широком диапазоне, чем у нерастянутого сейсмического импульса, в результате чего происходит утечка энергии. Такое искажение или растяжение является, очевидно, нежелательным, поскольку оно приводит к потере данных, которые могут потребоваться или которые могут оказаться полезными для дополнительного анализа.

Существуют различные способы учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса. Однако эти способы обычно являются чрезмерно сложными и требуют проведения объемных расчетов или моделирования данных. В результате такой сложности способы предшествующего уровня техники, направленные на учет зависимого от угла растяжения сейсмического импульса, обычно требуют значительных затрат времени человека и/или времени на расчеты, что предотвращает широкое распространение использования способов предшествующего уровня техники. Кроме того, такие сложные и объемные расчеты не могут быть просто включены или воплощены в существующих способах или компьютерных программах, что дополнительно препятствует использованию способов предшествующего уровня техники.

Кроме того, способы предшествующего уровня техники, направленные на учет растяжения сейсмического импульса, обычно не позволяют учитывать растяжение сейсмического импульса в больше чем в одной ситуации. Например, способы предшествующего уровня техники, которые работают для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в данных, скорректированных при нормальном приращении времени, могут не работать для растяжения сейсмического импульса при решении прямой динамической задачи по сейсмическим данным. Аналогично способы предшествующего уровня техники, направленные на решение прямой динамической задачи растяжения сейсмического импульса по сейсмическим данным, могут не работать для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса и т.д.

Сущность изобретения

Таким образом, аспект настоящего изобретения направлен на предоставление способа более простого учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных.

Другой аспект настоящего изобретения направлен на предоставление способа учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса на основе взаимозависимости, которая может быть легко рассчитана, без необходимости использования чрезмерных затрат времени человека и/или времени на расчеты и которая позволяет легко внедрить этот способ в существующие способы или расчетные программы.

Еще один аспект настоящего изобретения направлен на способ учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса, который может быть скорректирован для зависимого от угла растяжения сейсмического импульса и растяжения сейсмического импульса для решения прямой динамической задачи, в которых используются аналогичные уравнения или операторы, в результате чего как функция коррекции растяжения, так и функция решения прямой динамической задачи могут быть легко воплощены.

Следует понимать, что приведенный выше аспект не обязательно должен быть выполнен во всех заявленных здесь вариантах воплощения изобретения. Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из подробного описания предпочтительного варианта воплощения, формулы изобретения и чертежей.

В соответствии с этим в одном варианте осуществления настоящего изобретения предложен способ учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. Способ содержит этап: к сейсмическим данным применяют оператор, который сопоставляет растяжение сейсмического импульса с косинусом угла отражения сейсмического импульса.

В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения предложен способ учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, имеющих множество сейсмических импульсов. Этот способ содержит этапы: (a) определяют углы отражения для сейсмических импульсов; (b) обрабатывают сейсмические данные таким образом, что сейсмические импульсы подвергают зависимому от угла растяжению сейсмического импульса; (c) используют оператор для расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса на основе косинуса угла отражения сейсмического импульса; и (d) применяют коэффициент растяжения сейсмического импульса для каждого соответствующего сейсмического импульса в сейсмических данных для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса.

В соответствии с дополнительным вариантом осуществления настоящего изобретения предложен способ учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, имеющих множество синтетических сейсмических импульсов. Способ содержит следующие этапы: (a) определяют углы отражения для сейсмических импульсов; (b) используют оператор для расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса на основе косинуса угла отражения сейсмического импульса; и (c) применяют коэффициент растяжения сейсмического импульса для каждого соответствующего сейсмического импульса в сейсмических данных для моделирования зависимого от угла растяжения сейсмического импульса.

В соответствии с еще одним дополнительным вариантом воплощения настоящего изобретения предложен способ учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, имеющих множество сейсмических импульсов. Способ содержит следующие этапы: (a) обрабатывают сейсмические данных таким образом, чтобы сейсмические импульсы подвергались зависимому от угла растяжению сейсмического импульса; (b) определяют коэффициент растяжения сейсмического импульса, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса; и (c) используют оператор для расчета угла отражения, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса в сейсмических данных, на основе арккосинуса определенного коэффициента растяжения сейсмического импульса для данного сейсмического импульса.

Когда здесь используется термин "содержащий" или "включающий в себя", при вводе в список альтернативных вариантов, он означает, что могут присутствовать дополнительные элементы, помимо представленных в списке. Термин "состоит из" означает, что свойство, для которого указано, что оно "состоит только из" указанного материала, должно состоять только из этих элементов.

Когда здесь используется фраза "состоит, по существу, из", "состоящий, по существу, из" и аналогичные фразы, не исключается возможность присутствия других этапов, элементов или материалов, которые конкретно не упомянуты в этом описании, если только такие этапы, элементы или материалы не влияют на основные и новые характеристики изобретения, кроме того, они не исключают наличия примесей, обычно ассоциированных с используемыми элементами и материалами.

Краткое описание чертежей

Предпочтительный вариант воплощения настоящего изобретения подробно описан ниже со ссылкой на приложенные чертежи, на которых:

на фиг.1 показана схема сейсмического луча, иллюстрирующая путь акустического луча при его проходе от источника до приемника при обычной сейсморазведке способом отраженных волн;

на фиг.2 представлено графическое отображение типичных сейсмических данных, демонстрирующих нормальное приращение времени;

на фиг.3 показано графическое отображение типичных сейсмических данных по фиг.2 после коррекции нормального приращения времени;

на фиг.4 показан график зависимости смещения от времени прохождения, представляющий нормальное приращение времени двух акустических лучей;

на фиг.5 представлено графическое отображение прохода акустического луча через множество подземных сред;

на фиг.6 показана блок-схема последовательности операций, представляющая этапы первого предпочтительного варианта воплощения настоящего изобретения, для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса;

на фиг.7 показана блок-схема последовательности операций, представляющая этапы второго предпочтительного варианта воплощения настоящего изобретения, для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса путем коррекции растяжения сейсмического импульса с использованием коэффициента растяжения сейсмического импульса;

на фиг.8 показана блок-схема последовательности операций, представляющая этапы третьего предпочтительного варианта воплощения настоящего изобретения, для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса путем решения прямой динамической задачи для эффекта растяжения сейсмического импульса с использованием коэффициента растяжения сейсмического импульса; и

на фиг.9 показана блок-схема последовательности операций, представляющая этапы четвертого предпочтительного варианта воплощения настоящего изобретения, для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса путем расчета угла отражения сейсмического импульса из коэффициента растяжения сейсмического импульса.

Чертежи не ограничивают настоящее изобретение конкретными раскрытыми и описанными здесь вариантами воплощения. Чертежи не обязательно представлены в масштабе, при этом некоторые моменты показаны более выразительно для ясной иллюстрации принципов настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение направлено на способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. Предпочтительно этот способ реализован с помощью компьютера таким образом, что этапы описанного здесь способа могут быть запрограммированы и сохранены в устройстве, считываемом компьютерным устройством, таким как персональный компьютер, рабочая станция, компьютерная сеть, содержащая множество компьютеров, большая вычислительная машина или распределенная вычислительная система, портативное компьютерное устройство или любая их комбинация. Соответствующие устройства сохранения программ включают в себя, например, портативную компьютерную дискету, оперативное запоминающее устройство (RAM), постоянное запоминающее устройство (ROM), стираемые, программируемые, предназначенные только для чтения запоминающие устройства (EPROM, стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство; FPGA, программируемая пользователем вентильная матрица; или запоминающее устройство типа флэш), оптическое волокно, портативный компакт-диск (CD) и цифровой видеодиск (DVD).

На фиг.1 показана обычная схема сейсмического луча, полученная по результатам обычной сейсморазведки способом отраженных волн. Обычную сейсмическую разведку выполняют путем подачи акустических лучей с известной амплитудой и частотой в одном или больше местах расположения на поверхности земли с последующим детектированием с помощью приемника отраженных и преломленных акустических лучей в одном или больше местах расположения на поверхности. В частности, множество акустических лучей последовательно генерируют в источниках вдоль пути, в то время как множество приемников записывают отражения для каждого источника. Таким образом, в обычной сейсморазведке способом отраженных волн используется множество пар источника и приемника. Множество пар источника и приемника включает в себя пару с нулевым смещением, которая соответствует паре, представляющей источник и приемник, расположенные непосредственно над общей глубинной точкой или средней точкой. Все другие пары источника и приемника смещены от пары с нулевым смещением на физическое расстояние x. Получаемые данные организуют в виде сейсмограмм или трасс, которые соответствуют общей глубинной точке или срединной точке. Каждая трасса включает в себя, по меньшей мере, один сейсмический импульс, представляющий участок трассы.

Диаграмма сейсмического луча по фиг.1 иллюстрирует путь одного акустического луча от источника до подземного отражателя и затем обратно в приемник. Представленный угол θ отражения представляет собой угол, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю. Как можно видеть, угол θ отражения отличается от угла, измеренного рядом с приемником или источником, из-за "изгиба" акустического луча по мере его прохождения через одну или больше подземных изотропных сред. Таким образом, угол θ отражения в соответствии с настоящим изобретением не является углом отражения, измеренным или детектируемым на поверхности.

На фиг.2 показаны сейсмические данные, включающие в себя два примерных случая перед применением коррекции нормального приращения времени (NMO) или других процессов отображения, выполняемых перед суммированием. Здесь можно непосредственно наблюдать приращение времени каждого сейсмического импульса, связанное с физическим смещением x, между парами источника и приемника и парами с нулевым смещением. Как можно видеть, приращение времени для каждого сейсмического импульса обычно увеличивается по мере увеличения смещения x из-за большего расстояния, которое должен пройти акустический луч. Такое приращение времени обычно является нежелательным для сейсмических данных и его можно корректировать, используя обычные средства.

На фиг.3 показаны сейсмические данные по фиг.2 после применения обычной коррекции NMO, которая устранила непосредственно наблюдаемое и нежелательное приращение времени. Однако, как показано на фиг.3, коррекция NMO и другие процессы отображения перед суммированием, используемые при анализе сейсмических данных, включая миграцию времени обработки перед суммированием и миграцию глубины обработки перед суммированием, растягивают сейсмический импульс как функцию смещения или угол падения. Зависимое от угла растяжение сейсмического импульса, обычно называемое растяжением нормального приращения времени (NMO),

или зависимое от угла растяжение сейсмического импульса, приводит к нежелательной потере высокочастотных данных при большом значении смещения. Растяжение сейсмического импульса приводит к уплощению пиков сейсмических импульсов, расширяя таким образом по времени длительность каждого импульса в более широком диапазоне, чем у нерастянутого сейсмического импульса. Такое искажение или растяжение, очевидно, нежелательно, поскольку оно приводит к потере данных, которые могли бы потребоваться или могли бы оказаться полезными для дополнительного анализа.

Косинус угла θ отражения предоставляет значение, представляющее величину растяжения сейсмического импульса, которое можно использовать для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса. Такая взаимозависимость и значения сохраняются точно для всех углов, если коррекцию приращения времени или другую обработку отображения перед суммированием провели с использованием точных уравнений для изотропной среды с горизонтальными слоями. Взаимозависимость и значение представляют собой хорошую аппроксимацию для диапазона углов вплоть до 30 градусов, когда используют коррекцию приращения времени или другую обработку отображения перед суммированием, с применением других стандартных и обычных уравнений, на основе обычных аппроксимаций, используемых при общеприменимой обработке глубины или срединной точки.

На фиг.4 и 5 показана взаимозависимость между косинусом угла θ отражения и расширением сейсмического импульса, которая была получена с использованием параметрических уравнений приращения времени и цепного правила. Закон Снеллиуса (уравнение 1) используется для выражения угла (θ) отражения, времени (t) и смещения (x) для времени вертикального перемещения (τ) и параметра (p) луча в параметрических уравнениях 2 и 3 приращения времени следующим образом:

.

Уравнения 2 и 3 разделяют следующим образом для определения ∂x/∂p для постоянного значения τ:

.

Затем используется цепное правило для сопоставления dt, выраженного через dτ и dp:

.

Для определения ∂t/∂τ для постоянного значения x, dx устанавливают равным 0:

.

Комбинирование уравнений 4-8 с уравнением 13 сопоставляет расширение сейсмического импульса, ∂t/∂τ, с косинусом угла θ отражения:

.

Такая взаимозависимость обычно является более полезной, как описано ниже, чем непосредственно получаемая геометрическая взаимозависимость:

.

Этапы 100-110 по фиг.6 представляют способ в соответствии с изобретением для первого предпочтительного варианта воплощения, для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. На этапе 100 (фиг.6) выполняют оценку сейсмических данных для использования в соответствии с настоящим изобретением. Сейсмические данные могут включать в себя данные, полученные в результате сейсморазведки с отражением от источника, как описано выше, данные свойств пород, полученные по диаграмме геофизических исследований скважины, или могут представлять собой обычные сейсмические данные в любой другой форме. Предпочтительно сейсмические данные включают в себя, по меньшей мере, одну трассу, представляющую акустический луч, детектируемый приемником, полученную в результате обычной сейсмической разведки. Кроме того, каждая трасса предпочтительно включает в себя, по меньшей мере, один сейсмический импульс, представляющий, по меньшей мере, участок трассы.

На этапе 102 (фиг.6) сейсмические данные первоначально обрабатывают для использования в данном способе. В частности, сейсмические данные форматируют для дополнительного использования или анализа. Обработка может включать в себя отображение перед суммированием, миграцию времени, миграцию глубины, коррекцию нормального приращения времени для коррекции приращения времени сейсмического импульса, решение прямой динамической задачи, генерирование синтетических сейсмограмм или синтетических сейсмических импульсов, суммирование луча, оценку нерастянутого сейсмического импульса и т.д. На этапе 104 (фиг.6) обработанные данные выводят для дополнительного анализа и использования.

На этапе 106 (фиг.6) растяжение сейсмического импульса или угол θ отражения сейсмического импульса определяют по сейсмическим данным. Предпочтительно растяжение сейсмического импульса или угол отражения сейсмического импульса определяют для каждого сейсмического импульса, имеющего уникальный угол θ отражения в сейсмических данных. Растяжение сейсмического импульса может быть определено по разности между растянутым сейсмическим импульсом и нерастянутым сейсмическим импульсом, или может быть оценено по разности между растянутым сейсмическим импульсом и оценкой нерастянутого сейсмического импульса. Угол θ отражения, который представляет собой угол к нормали, под которым подаваемый акустический луч отражается от подземной структуры или границы, может быть определен с помощью обычного средства, такого как трассировка луча. Однако угол θ отражения должен быть определен таким образом, чтобы учитывался изгиб луча, как описано выше.

На этапе 108 (фиг.6) применяют оператор для сопоставления растяжения сейсмического импульса с углом θ отражения сейсмического импульса на основе взаимозависимости, подробно выведенной выше. Растяжение сейсмического импульса может быть представлено с помощью коэффициента растяжения сейсмического импульса, который может быть выражен следующим образом:

,

где ∂τ представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения, равном нулю, и ∂t представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии x смещения.

Оператор, который сопоставляет косинус угла отражения с коэффициентом растяжения сейсмического импульса, может быть выражен следующим образом:

,

где ∂τ представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения, равном нулю, ∂t представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения, равном x, и θ представляет собой угол отражения сейсмического импульса, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю, который отражает луч на расстоянии смещения, равном x. Предпочтительно оператор определяют для каждого сейсмического импульса, имеющего уникальный угол θ отражения, присутствующего в сейсмических данных, таким образом, чтобы коэффициент растяжения сейсмического импульса или угол отражения сейсмического импульса был рассчитан для каждого сейсмического импульса, имеющего уникальный угол θ отражения.

На этапе 110 (фиг.6) результат оператора применяют к сейсмическим данным. Рассчитанный коэффициент растяжения сейсмического импульса может быть применен к сейсмическим данным для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса, или коэффициент растяжения сейсмического импульса может быть инверсно применен для оценки или для решения прямой динамической задачи растянутого сейсмического импульса. Если угол θ отражения не известен, и известен коэффициент растяжения сейсмического импульса, угол θ отражения может быть определен путем расчета арккосинуса обратной величины коэффициента растяжения. Предпочтительно оператор применяют для каждого сейсмического импульса, присутствующего в сейсмических данных, на основе коэффициента растяжения сейсмического импульса или угла отражения сейсмического импульса для каждого сейсмического импульса.

После применения оператора сейсмические данные можно использовать в дополнительной обработке перед суммированием, включая обычную инверсию перед суммированием. Как известно в данной области техники, инверсия перед суммированием может включать в себя определение по двум параметрам и по трем параметрам данных свойств породы, включая импеданс, отношение Пуассона и плотность породы. Настоящее изобретение уникально приспособлено для применения с использованием инверсии перед суммированием, поскольку настоящее изобретение можно легко применять для дистанционного, зависящего от угла растяжения сейсмического импульса, уменьшая таким образом вероятность того, что неправильные результаты инверсии будут сгенерированы из-за утечки энергии, связанной с растянутыми сейсмическими импульсами при больших расстояниях смещения. Кроме того, в результате устранения растяжения сейсмического импульса перед суммированием сейсмических импульсов получается сумма с высокой разрешающей способностью благодаря учету дополнительной информации, предоставляемой скорректированными сейсмическими импульсами.

Этапы 200-210 на фиг.7 представляют способ в соответствии с изобретением по второму предпочтительному варианту воплощения для учета зависимого от угла растяжения сейсмических импульсов в сейсмических данных. На этапе 200 (фиг.7) сейсмические данные оценивают для возможности использования со способом по второму варианту воплощения. Сейсмические данные предпочтительно представляют собой обычные сейсмические данные, генерируемые в результате обычной сейсмической разведки, такой как разведка, описанная выше. Сейсмические данные предпочтительно включают в себя множество трасс, каждая из которых имеет, по меньшей мере, один сейсмический импульс.

На этапе 202 (фиг.7) сейсмические данные первоначально обрабатывают обычным образом для наложения зависимого от угла растяжения сейсмического импульса на каждый сейсмический импульс в сейсмических данных. Таким образом, исходная обработка может включать в себя коррекцию NMO, миграцию времени, миграцию глубины или любую другую обработку, выполняемую перед суммированием, которая вносит зависимое от угла растяжение сейсмического импульса.

Кроме того, исходная обработка предпочтительно включает в себя оценку нерастянутого сейсмического импульса. Оценка нерастянутого сейсмического импульса используется для определения растянутого сейсмического импульса, как подробно описано ниже. Предпочтительно нерастянутый сейсмический импульс оценивают для каждого сейсмического импульса, имеющего уникальный угол θ отражения, присутствующего в сейсмических данных. Нерастянутый сейсмический импульс представлен как W(t), когда сейсмический импульс представлен в области времени, и нерастянутый сейсмический импульс представлен как V(ω), когда сейсмический импульс представлен в области частоты. Таким образом, V(ω) представляет собой преобразование Фурье для W(t).

Нерастянутый сейсмический импульс W(t) или V(ω) оценивают, используя известное и обычное средство. Оцененный нерастянутый сейсмический импульс не обязательно должен быть точным или чрезвычайно точным и он может быть смещен на величину фазы, не зависящую от частоты. Нерастянутый сейсмический импульс может быть оценен с использованием обычного программного обеспечения, статистических способов, включающих в себя оценку сейсмического импульса с нулевой фазой, или детерминированных способов выделения, в которых используется поперечная корреляции данных сейсмической разведки и данных диаграммы геофизических исследований скважины. Дополнительные способы оценки сейсмических импульсов описаны в патенте США № 6654692, который приведен здесь в качестве конкретного ссылочного документа.

Кроме того, исходная обработка предпочтительно включает в себя обычное суммирование по углу сейсмических данных. Суммирование по углу преобразует сейсмические данные, представленные в области смещения, в сейсмические данные, представленные в области угла. Таким образом, каждый сейсмический импульс и трасса, присутствующие в сейсмических данных, представленные в области угла, соответствуют фиксированному углу так, что величина растяжения сейсмического импульса в пределах каждого сейсмического импульса остается постоянной для каждого фиксированного угла. В отличие от этого каждый сейсмический импульс и трасса, присутствующие в сейсмических данных, представленных в области времени, имеют переменную величину растяжения сейсмического импульса в зависимости от смещения. Такое переменное растяжение сейсмического импульса является нежелательным, поскольку оно усложняет расчет и операции, описанные ниже. Дополнительно обычное суммирование угла позволяет легко использовать сейсмические данные в обычных процессах инверсии перед суммированием, как описано выше.

На этапе 204 (фиг.7) данные после первичной обработки выводят для использования в данном способе. Выводимые обработанные данные включают в себя оценку нерастянутого сейсмического импульса или сейсмических импульсов и соответствующие растянутые сейсмические импульсы. Выводимые обработанные данные дополнительно могут включать в себя другую сейсмическую информацию, такую как исходные сейсмические данные.

На этапе 206 (фиг.7) угол θ отражения сейсмического импульса определяют для каждого сейсмического импульса в сейсмических данных. Угол θ отражения, который представляет собой угол к нормали, под которым переданный акустический луч был отражен от подземной структуры или границы, может быть определен с помощью обычного средства, такого как построение сейсмического луча. Однако угол θ отражения должен быть определен таким образом, чтобы учитывался изгиб луча, как описано выше. В качестве альтернативы угол θ отражения может быть определен заранее таким образом, чтобы угол θ отражения для каждого сейсмического импульса присутствовал в сейсмических данных, и не требовались дополнительные расчеты или определения.

На этапе 208 (фиг.7) применяют оператор для расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса для каждого сейсмического импульса, имеющего уникальный угол θ отражения. Сейсмические импульсы, имеющие идентичные углы θ отражения, будут иметь идентичные операторы, что устраняет необходимость отдельного расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса или оператора для каждого сейсмического импульса. Коэффициент растяжения сейсмического импульса выражают в виде взаимозависимости, описанной выше на этапе 108 (фиг.6):

.

Оператор, который рассчитывает коэффициент растяжения сейсмического импульса по косинусу угла отражения для коэффициента растяжения сейсмического импульса, выражен взаимозависимостями, описанными выше на этапе 108 (фиг.6):

.

Кроме того, в операторе предпочтительно используется фильтр, который преобразует растянутый сейсмический импульс в оцененный нерастянутый сейсмический импульс, оценка которого была получена на этапе 204 (фиг.7). Для сейсмических импульсов, представленных в области времени, рассчитывают фильтр для преобразования растянутого сейсмического импульса, представленного по W([cosθ]t), где θ представляет собой угол отражения, и t представляет собой время, в нерастянутый сейсмический импульс W(t). Для сейсмических импульсов, представленных в области частот, рассчитывают фильтр для преобразования растянутого сейсмического импульса, представленного как (1/[cosθ])V(ω/[cosθ]), в нерастянутый сейсмический импульс, представленный V(ω), где θ представляет собой угол отражения, и ω - частоту.

Фильтры, используемые для сейсмических импульсов, представленных в области времени, предпочтительно представляют собой оптимальный фильтр Винера-Левинсона. Оптимальный фильтр Винера-Левинсона известен как обычный фильтр, часто используемый при обработке сейсмических данных для предиктивной деконволюции. Оптимальный фильтр Винера-Левинсона, как известно, описан в ряде работ, включая "Seismic Data Analysis - Processing, Inversion, and Interpretation of Seismic Data - Volume I" by Öz Yilmaz, published by the Society of Exploration Geophysicists(2001) and "Theory and Application of Digital Signal Processing" by Rabiner and Gold, published by Prentice-Hall (June, 1975, ISBN: 0139141014), которые включены здесь в качестве конкретного ссылочного материала. Однако можно использовать другие рекурсивные или деконволюционные способы, такие как сопряженный градиент, допущение разреженных пиков и гомоморфные способы.

Фильтр, используемый для сейсмических импульсов, представленных в области частот, для преобразования растянутого сейсмического импульса (1/[cosθ])V(ω/[cosθ]) в нерастянутый сейсмический импульс V(ω) задается по (cosθ)V(ω)/V(ω/[cosθ]). Предпочтительно этот фильтр модифицируют с помощью соответствующей нагрузки предварительного отбеливания или диагональной нагрузки для исключения нежелательных, чрезмерно больших амплитуд на некоторых частотах. Например, нагрузка предварительного отбеливания или диагональная нагрузка предотвращают чрезмерно большую амплитуду, когда знаменатель оператора близок к нулю перед добавлением нагрузки.

На этапе 210 (фиг.7) результат оператора применяют для каждого сейсмического импульса в сейсмических данных для получения выходных сейсмических импульсов с корректированным растяжением. Предпочтительно рассчитанный фильтр оператора, описанный выше, применяют к сейсмическим данным для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса. Для области времени рассчитанный фильтр применяют для сейсмических данных под углом θ отражения для исключения эффекта растяжения сейсмического импульса. В области частот фильтр умножают на сейсмические данные в области частот под углом θ отражения для исключения эффекта растяжения сейсмического импульса. В качестве альтернативы фильтр или оператор можно применять для сейсмических данных под другим углом, кроме угла θ отражения.

Кроме того, вместо полного удаления растяжения сейсмического импульса величина растяжения сейсмического импульса может быть уменьшена до величины, которую можно наблюдать под некоторым требуемым углом отражения. Таким образом, растяжение сейсмического импульса может быть полностью удалено из сейсмических данных, уменьшено для имитации растяжения под определенным углом отражения, уменьшено до определенного уровня или может быть модифицировано или изменено до любой другой желательной величины или уровня, включая нулевой и ненулевой уровни.

Кроме того, можно использовать фильтр нижних частот для предотвращения усиления шумов на высоких частотах, вызванных коррекцией растяжения сейсмического импульса. В частности, предпочтительно применять фильтры низкой частоты к сейсмическим данным, когда сейсмические данные корректируют для растяжения сейсмического импульса под другим углом, чем угол θ отражения. Любой известный и обычный фильтр низкой частоты можно применять для предотвращения усиления шума.

На этапах 300-310 на фиг.8 представлен способ в соответствии с изобретением третьего предпочтительного варианта воплощения для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. На этапе 300 (фиг.8) сейсмические данные оценивают для использования со способом в соответствии с третьим вариантом воплощения. Сейсмические данные могут представлять собой обычные сейсмические данные, генерируемые в результате обычной сейсмической разведки, такой как разведка, описанная выше. Кроме того, сейсмические данные могут включать в себя обычные данные свойств породы, полученные на основе диаграммы геофизических исследований скважины. Сейсмические данные включают в себя, по меньшей мере, один сейсмический импульс, который может представлять фактически принятый сейсмический импульс в результате обычной сейсморазведки или который может представлять собой синтетический сейсмический импульс, сгенерированный на основе обычных данных диаграммы геофизических исследований скважины или из других источников.

На этапе 302 (фиг.8) сейсмические данные первоначально обрабатывают для использования со способом. Исходная обработка не накладывает зависимое от угла растяжение сейсмического импульса на сейсмические данные. Предпочтительно когда сейсмические данные включают в себя обычные данные свойств породы, полученные по результатам диаграммы геофизических исследований скважины, исходная обработка включает в себя стандартное решение прямой динамической задачи для сейсмических данных для получения синтетических сейсмографических показателей, включающих в себя множество синтетических сейсмических импульсов. Кроме того, исходная обработка может включать в себя оценку одного или больше не растянутых сейсмических импульсов. Нерастянутый сейсмический импульс оценивают, по существу, таким же образом, как и при оценке на этапе 202 (фиг.7), и представляют как W(t), когда сейсмический импульс представлен в области времени, и V(ω), когда сейсмический импульс представлен в области частоты.

Кроме того, исходная обработка сейсмических данных предпочтительно включает в себя обычное суммирование углов, описанное на этапе 102, в результате которого сейсмические данные, представленные в области смещения, преобразуют в сейсмические данные, представленные в области углов.

На этапе 304 (фиг.8) первоначально обработанные данные выводят для использования со способом. Предпочтительно выведенные обработанные данные включают в себя синтетические и/или оцененные нерастянутые сейсмические импульсы. Выведенные обработанные данные могут дополнительно включать в себя другую сейсмическую информацию, такую как исходные сейсмические данные.

На этапе 306 (фиг.8) угол θ отражения сейсмического импульса определяют для каждого сейсмического импульса, фактического, оцененного или синтетического, содержащегося в сейсмических данных. Угол θ отражения, который представляет собой угол к нормали, под которым подают акустический луч, отражающийся от подземной структуры или границы, может быть определен с использованием обычных средств, таких как построение сейсмических лучей. Однако угол θ отражения должен быть определен таким способом, который учитывает изгиб луча, как описано выше. В качестве альтернативы угол θ отражения может быть определен заранее таким образом, чтобы угол θ отражения для каждого сейсмического импульса присутствовал в сейсмических данных, и не требовалось выполнять дополнительное вычисление или определение.

На этапе 308 (фиг.8) применяют оператор для расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса для каждого сейсмического импульса, имеющего уникальный угол θ отражения. Сейсмические импульсы, имеющие идентичные углы θ отражения, будут иметь идентичные операторы, что устраняет необходимость конкретного расчета коэффициента растяжения или оператора для каждого сейсмического импульса. Коэффициент растяжения сейсмического импульса выражают следующим образом:

,

где ∂τ представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения, равном нулю, и ∂t представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения, равном x.

Оператор выражают следующим образом:

,

где ∂τ представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения, равном нулю, ∂t представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения, равном x, и θ представляет собой угол отражения сейсмического импульса, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю, отражающему луч на расстоянии x смещения. Таким образом, коэффициент растяжения сейсмического импульса, который представляет величину зависимую от угла растяжения, рассчитывают для каждого сейсмического импульса, имеющего уникальный угол θ отражения.

Кроме того, растянутый сейсмический импульс может быть определен для каждого нерастянутого сейсмического импульса на основе косинуса угла отражения и оценки нерастянутого сейсмического импульса. Если сейсмические импульсы представлены в области времени, оценка нерастянутого сейсмического импульса будет представлена по W(t), и растянутый сейсмический импульс будет представлен как W([cosθ]t). Если сейсмические импульсы представлены в области частот, и нерастянутый сейсмический импульс представлен как V(ω), растянутый сейсмический импульс будет представлен как (1/[cosθ])V(ω/[cosθ]).

На этапе 310 (фиг.8) результат оператора применяют для каждого сейсмического импульса в сейсмических данных для решения прямой динамической задачи, для учета влияния зависимого от угла растяжения сейсмического импульса путем получения растянутых сейсмических импульсов. Для решения прямой динамической задачи влияния зависимого от угла растяжения сейсмического импульса рассчитанный коэффициент растяжения сейсмического импульса применяют, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса в сейсмических данных. Кроме того, влияние растяжения сейсмического импульса на сейсмические данные может быть определено с использованием прямой динамической задачи путем вставки импульса с заданным растянутым сейсмическим импульсом на этапе 308 (фиг.8) в нерастянутые сейсмические импульсы, присутствующие в сейсмических данных, для индуцирования эффекта зависимого от угла растяжения сейсмического импульса. Однако можно использовать любые обычные и известные способы сейсмического решения прямой динамической задачи.

На этапах 400-410 на фиг.9 представлен способ в соответствии с изобретением четвертого предпочтительного варианта воплощения для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. На этапе 400 (фиг.9) выполняют оценку сейсмических данных для использования со способом по четвертому варианту воплощения, по существу, аналогично этапу 200 (фиг.7). Таким образом, сейсмические данные являются обычными сейсмическими данными, генерируемыми в результате обычной сейсморазведки способом отраженных волн, и включают в себя, по меньшей мере, один сейсмический импульс, как описано выше. Кроме того, сейсмические данные предпочтительно включают в себя множество трасс, каждая из которых имеет, по меньшей мере, один сейсмический импульс.

На этапе 402 (фиг.9) сейсмические данные первоначально обрабатывают для использования со способом, по существу, аналогично этапу 202 (фиг.7). В частности, сейсмические данные форматируют для дальнейшего использования или анализа. Обработка может включать в себя отображение перед суммированием, миграцию времени, миграцию глубины, коррекцию нормального приращения времени для коррекции приращения времени сейсмического импульса, решения прямой динамической задачи, генерирования синтетической сейсмограммы или сейсмических импульсов, оценку нерастянутого сейсмического импульса и т.д. Оценка нерастянутого сейсмического импульса может быть получена таким образом, как раскрыто на этапе 202 (фиг.7). Обработка должна накладывать зависимое от угла растяжение сейсмического импульса к нерастянутым сейсмическим импульсам в сейсмических данных таким образом, чтобы величина растяжения сейсмического импульса могла быть определена, как описано ниже. На этапе 404 (фиг.9) обработанные данные выводят для дополнительного анализа и использования, по существу, аналогично этапу 204 (фиг.7).

На этапе 406 (фиг.9) измеряют величину зависимого от угла растяжения сейсмического импульса для каждого сейсмического импульса в сейсмических данных. Величину растяжения сейсмического импульса определяют с помощью известного и обычного средства, такого как расчет разности между нерастянутым сейсмическим импульсом и растянутым сейсмическим импульсом, или путем расчета разности между растянутым сейсмическим импульсом и оцененным идеальным нерастянутым сейсмическим импульсом. Таким образом, если W1 представляет собой меру частоты нерастянутого сейсмического импульса, и W2 представляет собой меру частоты растянутого сейсмического импульса, коэффициент растяжения сейсмического импульса может быть представлен как W2/W1. Кроме того, коэффициент растяжения может быть определен экспериментально или эмпирически. Коэффициент растяжения сейсмического импульса также может быть определен, по существу, аналогично коэффициенту растяжения сейсмического импульса на этапе 206 (фиг.7) и может быть выражен таким же образом, как и:

.

На этапе 408 (фиг.9) оператор применяют для расчета угла θ отражения сейсмического импульса для каждого сейсмического импульса. Угол θ отражения является углом к нормали, под которым подаваемый акустический луч отражается от подземной структуры или границы. Взаимозависимость W2/W1 или коэффициент растяжения сейсмического импульса по этапу 206 (фиг.7), описанному выше, может использоваться в операторе. Оператор, используемый для расчета угла отражения сейсмического импульса, может быть выражен следующим образом:

,

в котором ∂τ представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения, равном нулю, ∂t представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии x смещения, и θ представляет собой угол отражения сейсмического импульса, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю, отражающему луч на расстоянии смещения x.

На этапе 410 (фиг.9) результат оператора применяют для каждого сейсмического импульса в сейсмических данных для оценки угла отражения сейсмического импульса. Таким образом, в частности, угол θ отражения определяют путем расчета арккосинуса обратной величины коэффициента растяжения. Если коэффициент растяжения представлен по W2/W1, как в приведенном выше примере, угол θ отражения представляет собой арккосинус W1/W2. Таким образом, когда величина растяжения сейсмического импульса известна, угол отражения сейсмического импульса может быть легко определен.

Предпочтительные формы изобретения, описанные выше, предназначены для использования только в качестве иллюстрации и их не следует использовать для ограничения или интерпретации объема настоящего изобретения. Очевидные модификации примерных вариантов воплощения, включающие в себя применение описанных выше этапов в альтернативном порядке, могут быть легко выполнены специалистом в данной области техники, без выхода за пределы объема настоящего изобретения.

Авторы изобретения тем самым выражают свое намерение основываться на теории эквивалентов для определения и оценки обоснованно справедливого объема настоящего изобретения, в той мере, как он относится к любому устройству, которое, по существу, не выходит за пределы буквально определенного объема изобретения, которое представлено в следующей формуле изобретения.

1. Способ проведения сейсмической разведки с учетом зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, причем упомянутый способ содержит этапы на которых:
получают сейсмические данные посредством подачи акустической энергии с известной амплитудой и частотой в одно или более мест расположения в толще пород и затем детектируют с помощью приемника отраженную и преломленную акустическую энергию в одном или более местах расположения на поверхности, причем учет зависимого от угла растяжения сейсмического импульса сохраняет высокочастотные данные для формирования отображения подземной среды,
применяют к сейсмическим данным оператор, который сопоставляет растяжение сейсмического импульса с косинусом угла отражения сейсмического импульса.

2. Способ по п.1, в котором оператор непосредственно сопоставляет коэффициент растяжения сейсмического импульса с косинусом угла отражения сейсмического импульса.

3. Способ по п.2, в котором коэффициент растяжения сейсмического импульса, выраженный в области времени, представляет собой:

где ∂τ представляет собой разность вертикального времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения, равном нулю, и ∂t представляет собой разность вертикального времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения х.

4. Способ по п.1, в котором оператор, выраженный в области времени, представляет собой:
,
где ∂τ представляет собой разность вертикального времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения, равном нулю, ∂t представляет собой разность вертикального времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения, равном х, и θ представляет собой угол отражения сейсмического импульса, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю, отражающему луч, на расстоянии х смещения.

5. Способ по п.1, в котором угол отражения сейсмического импульса учитывает изгиб сейсмического луча при проходе его через многослойную изотропную среду.

6. Способ по любому из пп.1-5, в котором упомянутое применение оператора включает в себя использование оператора для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса, полученного после обработки, выполняемой перед суммированием сейсмических данных.

7. Способ по п.6, в котором оператор непосредственно сопоставляет коэффициент растяжения сейсмического импульса с косинусом угла отражения сейсмического импульса.

8. Способ по п.7, в котором оператор использует коэффициент растяжения сейсмического импульса для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса.

9. Способ по п.6, в котором построение сейсмических лучей используется для определения угла отражения сейсмического импульса.

10. Способ по п.6, в котором упомянутый способ дополнительно содержит обработку сейсмических данных перед применением оператора.

11. Способ по п.10, в котором обработка включает в себя процессы, выбранные из группы, состоящей из коррекции нормального приращения времени, миграции времени, миграции глубины и их комбинации.

12. Способ по п.10, в котором обработка включает в себя оценку не растянутого сейсмического импульса по сейсмическим данным.

13. Способ по п.12, в котором упомянутое применение оператора включает в себя использование оператора для определения растянутого сейсмического импульса по оценке не растянутого сейсмического импульса на основе косинуса угла отражения сейсмического импульса.

14. Способ по п.12, в котором оператор использует фильтр для преобразования растянутого сейсмического импульса в не растянутый сейсмический импульс.

15. Способ по п.14, в котором фильтр представляет собой оптимальный фильтр Винера-Левинсона.

16. Способ по п.14, в котором фильтр представлен в области частоты как:
(cosθ)V(ω)V(ω/[cosθ]),
где θ представляет собой угол отражения сейсмического импульса, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю, отражающему луч, и V(ω) представляет оценку не растянутого сейсмического импульса в области частоты.

17. Способ по п.14, в котором фильтр применяют к сейсмическим данным для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса.

18. Способ по п.6, в котором упомянутый способ дополнительно содержит применение фильтра низкой частоты к сейсмическим данным для предотвращения усиления шумов на высоких частотах.

19. Способ по п.6, в котором упомянутый способ дополнительно содержит суммирование сейсмических данных, скорректированных по растяжению.

20. Способ по п.6, в котором сейсмические данные получают из сейсморазведки способом отраженных волн.

21. Способ по любому из пп.1-5, в котором упомянутое применение оператора включает в себя использование оператора для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в процессе решения прямой динамической задачи.

22. Способ по п.21, в котором решение прямой динамической задачи включает в себя генерирование синтетических сейсмических импульсов по модели земли и известному сейсмическому импульсу или его оценке.

23. Способ по п.22, в котором каждый синтетический сейсмический импульс имеет синтетический угол отражения, ассоциированный с ним.

24. Способ по п.23, в котором построение сейсмических лучей используют для определения синтетического угла отражения.

25. Способ по п.23, в котором синтетический угол отражения учитывает изгиб луча при проходе луча через многослойную изотропную среду.

26. Способ по п.23, в котором оператор инверсно сопоставляет растяжение сейсмического импульса.

27. Способ по п.23, в котором оператор применяют к синтетическим сейсмическим импульсам для генерирования растянутых синтетических сейсмических импульсов.

28. Способ по любому из пп.1-5, в котором упомянутое применение оператора включает в себя использование оператора для оценки угла отражения сейсмического импульса на основе измеренного значения растяжения сейсмического импульса.

29. Способ по п.28, в котором оператор выражен в области времени как:
.
где ∂τ представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения, равном нулю, ∂t представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями при расстоянии смещения х, и θ представляет собой угол отражения сейсмического импульса, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю, отражающему луч на расстоянии смещения х.

30. Способ проведения сейсмической разведки с учетом зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, имеющих множество сейсмических импульсов, содержащих этапы на которых:
(a) получают сейсмические данные посредством подачи акустической энергии с известной амплитудой и частотой в одно или более мест расположения в толще пород, и затем детектируют с помощью приемника отраженную и преломленную акустическую энергию в одном или более местах расположения на поверхности, причем учет зависимого от угла растяжения сейсмического импульса сохраняет высокочастотные данные для формирования отображения подземной среды,
(b) определяют углы отражения для сейсмических импульсов;
(c) обрабатывают сейсмические данные таким образом, что сейсмические импульсы подвергают зависимому от угла растяжению сейсмического импульса;
(d) используют оператор для расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса на основе косинуса угла отражения сейсмического импульса; и
(e) применяют коэффициент растяжения сейсмического импульса для каждого соответствующего сейсмического импульса в сейсмических данных для коррекции зависимого от угла растяжения сейсмического импульса.

31. Способ проведения сейсмической разведки с учетом зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, имеющих множество синтетических сейсмических импульсов, содержащий этапы, на которых:
(а) получают сейсмические данные посредством подачи акустической энергии с известной амплитудой и частотой в одно или более мест расположения в толще пород, и затем детектируют с помощью приемника отраженную и преломленную акустическую энергию в одном или более местах расположения на поверхности, причем учет зависимого от угла растяжения сейсмического импульса сохраняет высокочастотные данные для формирования отображения подземной среды,
(b) определяют углы отражения для сейсмических импульсов;
(c) используют оператор для расчета коэффициента растяжения сейсмического импульса, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса на основе косинуса угла отражения сейсмического импульса; и
(d) применяют коэффициент растяжения сейсмического импульса для каждого соответствующего сейсмического импульса в сейсмических данных для моделирования зависимого от угла растяжения сейсмического импульса.

32. Способ по п.31, в котором используют построение сейсмических лучей для определения синтетического угла отражения сейсмического импульса.

33. Способ по п.31, в котором определение углов отражения учитывает изгиб луча через многослойную изотропную среду.

34. Способ по п.31, в котором синтетические сейсмические импульсы генерируют по модели земли и известному сейсмическому импульсу или его оценке.

35. Способ проведения сейсмической разведки с учетом зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных, имеющих множество сейсмических импульсов, содержащий этапы, на которых:
(a) получают сейсмические данные посредством подачи акустической энергии с известной амплитудой и частотой в одно или более мест расположения в толще пород, и затем детектируют с помощью приемника отраженную и преломленную акустическую энергию в одном или более местах расположения на поверхности, причем учет зависимого от угла растяжения сейсмического импульса сохраняет высокочастотные данные для формирования отображения подземной среды,
(b) обрабатывают сейсмические данные таким образом, чтобы сейсмические импульсы подвергались зависимому от угла растяжению сейсмического импульса;
(c) определяют коэффициент растяжения сейсмического импульса, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса; и
(d) используют оператор для расчета угла отражения, по меньшей мере, для одного сейсмического импульса в сейсмических данных на основе арккосинуса коэффициента растяжения сейсмического импульса, определенного для сейсмического импульса.

36. Способ по п.35, в котором оператор выражен в области времени как:
,
в котором ∂τ представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения, равном нулю, ∂t представляет собой вертикальную разность времени между двумя сейсмическими событиями на расстоянии смещения х, и θ представляет собой угол отражения сейсмического импульса, измеренный между сейсмическим лучом и линией, нормальной к подземному отражателю, отражающему луч на расстоянии смещения х.

37. Способ по п.35, в котором измеряют коэффициент растяжения сейсмического импульса.

38. Способ по п.35, в котором этап (а) включает в себя процессы, выбранные из группы, состоящей из коррекции нормального приращения времени, миграции времени, миграции глубины и их комбинации.

39. Способ по п.35, в котором этап (b) включает в себя: оценивают не растянутый сейсмический импульс по сейсмическим данным.

40. Способ по п.39, в котором коэффициент растяжения сейсмического импульса определяют по разности между растянутым сейсмическим импульсом и оценкой не растянутого сейсмического импульса.

41. Способ определения подземной геологической структуры, который содержит: подают акустическую энергию с известной амплитудой и структурой частоты в одном или больше местах расположения и затем детектируют и анализируют отраженную и преломленную акустическую энергию, получаемую в результате упомянутой подачи акустической энергии, и анализируют сейсмические данные, полученные при таком детектировании, в котором упомянутый анализ включает в себя учет зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в детектируемой акустической энергии, которая зависит от угла отражения сейсмического импульса, причем на упомянутый учет влияет применение к сейсмическим данным операции, которая сопоставляет растяжение сейсмического импульса с косинусом угла отражения сейсмического импульса.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к многоканальным системам передачи сейсмических сигналов от датчиков-сенсоров к устройствам оповещения о тревоге, записывающим и обрабатывающим устройствам и может быть использовано для предупреждения о возникновении сейсмических толчков и цунами.

Изобретение относится к области технических средств охраны и может быть использовано для обнаружения движущихся нарушителей по их сейсмическим сигналам при охране территорий и подступов к различным объектам.

Изобретение относится к геофизике, а именно к полевым сейсмическим работам, в процессе которых производится прием сейсмических колебаний большим количеством сейсмоприемников, размещенных на местности.

Изобретение относится к области технической диагностики и неразрушающего контроля промышленных объектов с использованием метода акустической эмиссии (АЭ). .

Изобретение относится к области сейсмической разведки, в частности, к устройствам для проведения сейсмических работ размерности 2D, 3D, 4D с помощью многоканальных телеметрических сейсмических станций.

Изобретение относится к техническим средствам охраны и может быть использовано для охраны участков местности и подступов к объектам. .

Изобретение относится к области геофизических методов исследований и предназначено для передачи данных от контрольно-измерительных приборов в скважине к наземной аппаратуре.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки сухопутных и морских геолого-разведочных данных электромагнитных зондирований

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе сейсморазведочных работ при поиске месторождений углеводородов

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсмической разведки

Изобретение относится к области систем сбора сейсмических данных. Более конкретно, изобретение относится к системам сбора сейсмических данных, содержащим кабельную сеть, подсоединенную к центральному устройству обработки информации, находящемуся, например, на транспортном средстве. Заявленная система сбора сейсмических данных содержит центральное устройство обработки информации; кабельную сеть, подсоединенную к центральному устройству обработки информации, которая содержит линии сбора данных, каждая из которых содержит: электронные блоки, расположенные последовательно вдоль телеметрического кабеля, причем каждый из этих блоков связан по меньшей мере с одним датчиком и обрабатывает сигналы, передаваемые этими датчиками; промежуточные модули, расположенные последовательно вдоль телеметрического кабеля, причем каждый из этих модулей связан по кабелю по меньшей мере с двумя электронными блоками и при этом обеспечивает питание и синхронизацию связанных с этим модулем электронных блоков; отличающаяся тем, что каждый электронный блок связан по кабелю по меньшей мере с двумя промежуточными модулями, в том числе по меньшей мере с одним модулем, расположенным вдоль телеметрического кабеля перед этим блоком, и по меньшей мере с одним модулем, расположенным за этим блоком, и каждый промежуточный модуль содержит: автономное устройство синхронизации, независимое от центрального устройства обработки информации; автономный двусторонний источник питания для обеспечения питания по меньшей мере одного блока, расположенного перед этим промежуточным модулем, и/или по меньшей мере одного блока, расположенного за этим промежуточным модулем; устройство хранения данных, обрабатываемых электронными блоками, причем это устройство является двусторонним, обеспечивающим хранение данных, получаемых по меньшей мере от одного блока, расположенного перед этим промежуточным модулем, и/или по меньшей мере от одного блока, расположенного за этим промежуточным модулем. Технический результат, достигаемый от реализации заявленного решения, заключается в создании системы сбора сейсмических данных, содержащей кабельную сеть, подсоединенную к центральному устройству обработки информации, которая остается работоспособной при разрыве кабеля, а также в создании такой системы, в которой обеспечивается простое и удобное управление центральным устройством обработки информации секций кабельной сети, изолированных разрывом кабеля. 10 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к техническим средствам охраны и может быть использовано для охраны протяженных рубежей. Технический результат - повышение помехоустойчивости и надежности, полная визуальная маскируемость и масштабируемость. Предложенная система содержит средство обнаружения, включающее в себя до двух сейсмолиний, а группа сейсмоприемников, входящих в сейсмолинию, объединена в ячейки, состоящие из расположенных на двух параллельных линиях не менее пяти пьезоэлектрических сейсмоприемников, согласующим усилителем, совмещенным с полосовым фильтром, и одного, соединенного аналоговыми связями с ними, сейсмоприемника цифрового, имеющего вход и выход синхронизации и оборудованного так же пьезоэлектрическим элементом, согласующим усилителем, совмещенным с полосовым фильтром, не менее чем шестью нормирующими усилителями, микроконтроллером и линейным приемопередатчиком. Кроме того, в систему введены блок электронный, включающий в себя входной интерфейс, подключенный к сейсмолиниям, микроконтроллер и выходной интерфейс, и соединительная коммутационная коробка, причем блок электронный связан каналами передачи информации с сейсмолиниями и через соединительную коммутационную коробку, соединенную так же с блоком питания, соединен с концентратором центральным. 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

Использование: геофизика, а именно в системе сбора сейсмических данных с сейсмоприемников по радиоканалам с использованием M-последовательностей. Сущность: в системе сбора сейсмических данных пункты сбора информации делятся на группы, для каждой из которых используются управляемые формирователи M-последовательности как в центре сбора данных, так и в пунктах сбора информации. Технический результат: увеличение информационной емкости системы, возможность использования маломощных приемопередатчиков в условиях преднамеренных и промышленных помех. 3 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при регистрации сейсмических данных. Заявлена сейсмическая регистрирующая система. Согласно одному воплощению сейсмическая регистрирующая система включает в себя регистратор, имеющий запоминающее устройство, снабженное прикладной программой протокола связи, сохраняемой в нем, и один или несколько блоков чувствительных элементов, находящихся на связи с регистратором по сети связи. Каждый блок чувствительных элементов может включать в себя запоминающее устройство, снабженное прикладной программой протокола связи, сохраняемой в нем. Технический результат - повышение точности и достоверности данных сейсморазведки. 3 н. и 8 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Заявлен цифровой сейсмический датчик (31), предназначенный для соединения через двухпроводную линию (5) с устройством сбора данных (30). Цифровой сейсмический датчик содержит цифровое сенсорное средство (311), локальный генератор импульсов дискретизации (317), обеспечивающий частоту дискретизации, средство (313) для приема управляющей программы, поступающей из устройства сбора данных, и информации для синхронизации, предоставляющей точную информацию о синхронизации, чтобы обеспечить синхронизацию сейсмических датчиков, средство (312) для компенсации, в зависимости от информации для синхронизации, дрейфа локального генератора импульсов дискретизации; средство для передачи (314) сейсмических данных устройству сбора данных, средство для управления средством (312) приема и передачи сигналов по протоколу полудуплексной передачи по двухпроводной линии, используя тактовые сигналы передачи, извлеченные из полученной управляющей программы, средство (315) для получения электропитания и средство (318) для подключения средства для приема управляющей программы, средства для передачи сейсмических данных и средства для приема электропитания к двухпроводной линии. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Предложен способ синхронизации сейсмических и сейсмоакустических измерительных сетей, особенно шахтных искробезопасных сетей, заключающийся в том, что в каждом трансмиссионном канале периодически инициируется измерение величины временной корректировки (2Ki), учитывающей время прохождения сигнала от приемника (OD) к передатчику (ND) и обратно. После этого схемой фазовой автоподстройки частоты приемника (OD), содержащей часы внутреннего времени (RT), генерируется в качестве корректировки в непрерывном режиме сдвинутый секундный внутренний эталонный такт (TWa) с опережением по фазе на величину временной корректировки (Ki) по отношению к секундному эталонному такту (TW) часов (GPS) с одновременным опережением времени часов внутреннего времени (RT) на величину временной корректировки (Ki) по отношению к секундному эталонному такту (TW), осуществляющему манипуляцию выхода питающе-разделительного преобразователя (PZ), искробезопасно питающего телетрансмиссионную линию (TR). Схема в линейном блоке (BL) приемника (OD) имеет осуществляющий манипуляцию телетрансмиссионной линией (TR) полупроводниковый ключ (KL) приемника (OD), соединенный через входную оптронную гальваническую развязку (SG2) линейного блока (BL) с выходом (b) микроконтроллера (MK). В свою очередь, в передатчике (ND) блок формирования (UF) синхронизирующего такта (TS) соединен через конденсатор (С) с линейным блоком передатчика (BLN). При этом выход блока формирования (UF) соединен с одним из входов фазового детектора (DFN) микроконтроллера передатчика (MKN). В свою очередь, в линейном блоке (BLN) передатчика находятся оптронные гальванические развязки сигналов (SG3) и (SG4). Технический результат - повышение точности выполнения синхронизации измерений. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для анализа геологической структуры. Предложен способ анализа геологической структуры, заключающийся в том, что в стационарный центр обработки данных (1) передаются данные из мобильного регистратора измерительных данных (3), а также из центральной станции шахтной сейсмической системы (10). Затем зарегистрированные измерительные данные подлежат обработке с применением метода сейсмической интерферометрии для записей шума, а также пассивной сейсмической скоростной и/или амплитудной томографии для записей шахтных толчков. После этого на этой основе определяются для исследуемого участка горного массива (7) изолинии скорости поперечной волны, а также изолинии скорости и/или затухания продольной волны по методу пассивной сейсмической скоростной и/или амплитудной томографии. Также предложена система, в которой стационарный центр обработки данных (1) соединен с одной стороны, лучше всего посредством модема связи GSM, с мобильным регистратором измерительных данных (3), а с другой стороны с центральной станцией шахтной сейсмической системы (10), которая соединена с часами (GPS) и с визуализационно-сигнализационным модулем (11), а также посредством схемы искробезопасной цифровой передачи (12) и шахтной телетрансмиссионной сети (13) с подземными сейсмометрическими станциями (14) и/или сейсмическими геофонными станциями (15). Технический результат - повышение точности и достоверности получаемых данных. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх