Способ обращения для определения добротности геологической среды



Способ обращения для определения добротности геологической среды
Способ обращения для определения добротности геологической среды
Способ обращения для определения добротности геологической среды
Способ обращения для определения добротности геологической среды

 


Владельцы патента RU 2579164:

БГП ИНК., ЧАЙНА НЭШНЭЛ ПЕТРОЛЕУМ КОРПОРЕЙШН (CN)
ЧАЙНА НЭШНЭЛ ПЕТРОЛЕУМ КОРПОРЕЙШН (CN)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки данных сейсмической разведки. Раскрыт способ обращения для определения Q-фактора слоя посредством использования атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования в технологии обработки данных геофизической разведки. Согласно указанному способу сначала используют частотно-волновочисленный способ для осуществления разделения волнового поля для исходных данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП), чтобы получить нисходящую волну. Выбирают нисходящую субволну и контрольную субволну для осуществления преобразования Фурье с тем, чтобы получить амплитудный спектр. Осуществляют полиномиальное приближение в отношении амплитудного спектра для того, чтобы получить эквивалентный Q-фактор, а затем используют соотношение между эквивалентным Q-фактором и Q-фактором слоя для осуществления обращения с тем, чтобы получить Q-фактор слоя. Предлагаемый способ характеризуется способностью противостоять случайным помехам и устранять различия между возбужденными субволнами. Технический результат - повышение точности получаемых данных. 4 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к технологии обработки данных сейсмической разведки и, в частности, к способу обращения для определения добротности геологической среды посредством использования атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП) с желаемой стабильностью.

Уровень техники

В связи с увеличением требований к точности сейсмической разведки для подробного описания нефтеносного и газоносного коллекторов необходимы сейсмические данные с высоким разрешением, при этом затухание в виду поглощения геологической средой представляет собой основной фактор, который влияет на разрешение сейсмических данных. Затухание в виду поглощения геологической средой преимущественно выражается в качестве затухания амплитуд, фазового искажения и снижения частоты (более того, затухание в высокочастотной части является более интенсивным, чем затухание в низкочастотной части, и затухание в близповерхностном слое является более интенсивным, чем затухание в глубинном слое) при распространении сейсмической волны, что значительно снижает разрешение сейсмических данных. Осуществляют точную оценку значения добротности геологической среды (Q-фактор), а затем осуществляют эффективную компенсацию обратной Q-фильтрации в отношении сейсмической записи перед и после суммирования, что может по существу согласовать формы отраженных волн в близповерхностных, средних и глубинных слоях сейсмического профиля, усилить высокочастотную часть средних и глубинных слоев, а также расширить частотный спектр, чтобы восстановить исходную форму сейсмической волны и устранить влияния изменения во времени субволн для того, чтобы соответствовать гипотетическому отношению, необходимому для деконволюции и оценки субволны в качестве стационарной. Следовательно, качество сейсмического профиля может быть эффективно улучшено, что способствует обработке и толкованию сейсмических данных.

При регистрации данных продольного ВСП (вертикального сейсмического профилирования) точка возбуждения расположена очень близко к верхней приемной площадке так, что нисходящие прямые волны, принятые на различных глубинах, характеризуются одинаковой траекторией распространения. Таким образом, нисходящие прямые волны в сейсмических записях с различными глубинами могут быть непосредственно использованы для обращения добротности геологической среды (Q-фактора), а также осуществления обратной Q-фильтрации для того, чтобы увеличить разрешение данных ВСП и провести отработку сейсмических данных на поверхности для увеличения разрешение. Таким образом, метод извлечения точного Q-фактора с использованием данных продольного ВСП имеет важное практическое значение.

Способ обращения для определения добротности геологической среды, в основном, заключается в применении способа сравнения логарифмических спектров, способа на основе сдвига центральной частоты и способа на основе сдвига пиковой частоты, технологии анализа методом сканирования и способа частотно-временного анализа, а также способа многооконного анализа в отношении амплитудного спектра сейсмической субволны. Среди этого, в способе на основе сдвига центральной частоты и способе на основе сдвига пиковой частоты предполагается, что амплитудный спектр сейсмической волны может быть представлен гауссовым спектром; и в способе частотно-временного анализа предполагается, что сейсмическая субволна характеризуется нуль-фазой.

Матней (Mathneey) и Новак (Nowack) предлагают способ согласования мгновенных значений частот, который заключается в использовании итерационного процесса для модификации причинного оператора затухания для того, чтобы сделать более близкими взвешенные мгновенные значения частот посредством оператора, действующего на пик огибающей после контрольного импульса и на пик огибающей целевого импульса, тем самым обращая добротность среды. Внедряя этот способ, Матней и Новак оценивают затухание сейсмических данных в результате дифракции в земной коре. Дазиос и соавторы (Dasios et al.) оценивают затухание записи широкополосного волнового акустического каротажа посредством внедрения способа согласования мгновенных значений частот. Такой способ преодолевает некоторые недостатки способа сравнения логарифмических спектров, например, необязательно выбирать диапазон переменной полосы частот и т.п. Тем не менее, этот способ предусматривает обязательно использование преобразования Гилберта для вычисления мгновенного значения частоты, а также использование сложного итерационного процесса для согласования мгновенного значения частоты. Хорошо известно, что преобразование Гилберта чувствительно к шуму; таким образом, использование способа согласования мгновенных значений частот в отношении сейсмического сигнала с шумом является ограниченным. Барнс (Barnes) предполагает, что субволна сейсмического источника является идеальной субволной полосы пропускания, и предлагает отношение между мгновенным значением частоты и значением добротности, а также временем прохождения, однако практическая субволна сейсмического источника значительно отличается от идеальной субволны полосы пропускания.

Все указанные способы вряд ли применимы к практическим данным, и они не содержат информации о том, как использовать нисходящую волну из данных ВСП. Более того, во всех приведенных выше способах значение добротности, полученное посредством обращения, и значение геологической скорости вряд ли соответствуют, и невозможно оценить обоснованность значения добротности, полученного посредством обращения. Дополнительно, упомянутые выше способы не рассматривают разницу возбуждения субволн, вызванную средой возбуждения во время сбора, что вряд ли имеет применение и эффективность обобщения, и, конечно, будет влиять на стабильность добротности.

Раскрытие изобретения

Цель настоящего изобретения заключается в предоставлении способа обращения для определения добротности геологической среды с использованием атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП) с желаемой стабильностью.

Способ согласно настоящему изобретению предусматривает следующие стадии:

1) возбуждение поверхностного сейсмического источника, получение данных вертикального сейсмического профилирования при помощи подземного сейсмографа и получение при помощи сейсмографа, расположенного возле сейсмического источника, сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;

2) считывание первого вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования, а также первого вступления 2 сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;

3) сглаживание нисходящих волн посредством вычитания первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования из времени каждой точки дискретизации указанной трассы для того, чтобы получить первое волновое поле;

4) получение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области первого волнового поля посредством сначала применения преобразования Фурье к первому волновому полю по времени для того, чтобы осуществить преобразование в частотную область, тем самым получая амплитудный спектр всей записи вертикального сейсмического профилирования, а затем применения преобразования Фурье к амплитудному спектру по номеру трассы для того, чтобы осуществить преобразование в волновочисленную область;

5) умножение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области, соответствующего восходящей волне в спектре в частотно-волновочисленной (F-K) области, полученном на стадии (4), на ноль; затем осуществление обратного преобразования Фурье по волновому числу для получения амплитудного спектра; применение обратного преобразования Фурье по частоте к полученному амплитудному спектру для того, чтобы получить волновое поле 2 во временной области;

6) применение преобразования Фурье к сигналу во временном окне, открывающемся в волновом поле 2 назад от первой точки дискретизации в каждой трассе нисходящей волны, чтобы получить амплитудный спектр 1 на любой частоте; и деление амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты для того, чтобы получить амплитудный спектр 2 в экспоненциальной форме;

7) получение амплитудного спектра 2 любой частоты в экспоненциальной форме в каждой трассе нисходящей волны посредством повторения стадии 6);

8) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих трассе нисходящей субволны, посредством вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2 трассы, полученного на стадии 7), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;

9) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе нисходящей субволны в записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 8);

10) считывание первого вступления 2 контрольной субволны, зарегистрированной на стадии 1), получение амплитудного спектра 3 контрольной субволны на каждой частоте при помощи применения преобразования Фурье в отношении сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования в пределах временного окна, открывающегося назад от первого вступления 2 сигнала контрольной субволны; и получение амплитудного спектра 4 каждой трассы контрольной субволны в экспоненциальной форме при помощи деления амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты;

11) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена частотного спектра трассы контрольной субволны при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 4, полученного на стадии 10), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;

12) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе контрольных субволн записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 11);

13) нахождение для каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования среднего значения между коэффициентом квадратичного члена трассы и коэффициентом квадратичного члена соответствующей контрольной субволны со стадии 12);

14) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2, полученного на стадии 7), вычитания произведения среднего значения коэффициентов квадратичного члена сейсмической трассы, полученного на стадии 13), и квадрата частоты, а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;

15) получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 1 при помощи деления первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования на одночленный коэффициент трассы, полученный на стадии 14);

16) получение эквивалентной добротности геологической среды 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования при помощи повторения стадии 15) и получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 2 посредством осуществления статистического выравнивания значений эквивалентной добротности геологической среды 1 всех трасс записи вертикального сейсмического профилирования;

17) получение коэффициента поглощения каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования посредством деления первого времени вступления 1 трассы на эквивалентный Q-фактор (добротность геологической среды) 2, соответствующий трассе указанной записи;

18) получение Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующего трассе записи вертикального сейсмического профилирования, посредством деления значения расхождения между первым вступлением 1 соседних трасс записи вертикального сейсмического профилирования на значение расхождения между коэффициентами поглощения соседних трасс;

19) повторение стадии 18) до тех пор, пока значения Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующие каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования, не будут получены при помощи обращения.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1 представлено схематическое изображение нисходящей волны;

на Фиг. 2 представлено схематическое изображение вырезанной нисходящей волны;

на Фиг. 3 представлен амплитудный спектр вырезанной нисходящей волны;

на Фиг. 4 представлен Q-фактор слоя, полученный при помощи обращения согласно настоящему изобретению.

Осуществление изобретения

Далее настоящее изобретение будет описано более подробно.

Настоящее изобретение предоставляет способ обращения для определения добротности геологической среды с использованием атрибута амплитудного спектра нисходящей волны из данных вертикального сейсмического профилирования (ВСП) с желаемой стабильностью. Способ предусматривает осуществление следующих конкретных стадий:

1) возбуждение поверхностного сейсмического источника, получение данных вертикального сейсмического профилирования при помощи подземного сейсмографа и получение при помощи сейсмографа, расположенного возле сейсмического источника, сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;

2) считывание первого вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования, а также первого вступления 2 сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;

3) сглаживание нисходящих волн посредством вычитания первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования из времени каждой точки дискретизации указанной трассы для того, чтобы получить первое волновое поле;

4) получение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области первого волнового поля посредством сначала применения преобразования Фурье к первому волновому полю по времени для того, чтобы осуществить преобразование в частотную область, тем самым получая амплитудный спектр всей записи вертикального сейсмического профилирования, а затем применения преобразования Фурье к амплитудному спектру по номеру трассы для того, чтобы осуществить преобразование в волновочисленную область;

5) умножение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области, соответствующего восходящей волне в спектре в частотно-волновочисленной (F-K) области, полученном на стадии (4), на ноль; затем осуществление обратного преобразования Фурье по волновому числу для получения амплитудного спектра; применение обратного преобразования Фурье по частоте к полученному амплитудному спектру для того, чтобы получить волновое поле 2 во временной области;

6) в волновом поле 2, как показано на Фиг. 1, открытие временного окна назад от первой точки дискретизации в каждой трассе нисходящей волны, и, как показано на Фиг. 2, применение преобразования Фурье к сигналу во временном окне, чтобы получить амплитудный спектр 1 на любой частоте; и, как показано на Фиг. 3, деление амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты для того, чтобы получить амплитудный спектр 2 в экспоненциальной форме;

7) получение амплитудного спектра 2 любой частоты в экспоненциальной форме в каждой трассе нисходящей волны посредством повторения стадии 6);

8) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих трассе нисходящей субволны, посредством вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2 трассы, полученного на стадии 7), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;

9) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе нисходящей субволны в записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 8);

10) считывание первого вступления 2 контрольной субволны, зарегистрированной на стадии 1), получение амплитудного спектра 3 контрольной субволны на каждой частоте при помощи применения преобразования Фурье в отношении сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования в пределах временного окна, открывающегося назад от первого вступления 2 сигнала контрольной субволны; и получение амплитудного спектра 4 каждой трассы контрольной субволны в экспоненциальной форме при помощи деления амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты;

11) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена частотного спектра трассы контрольной субволны при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 4, полученного на стадии 10), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;

12) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе контрольных субволн записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 11);

13) нахождение для каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования среднего значения между коэффициентом квадратичного члена трассы и коэффициентом квадратичного члена соответствующей контрольной субволны со стадии 12);

14) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2, полученного на стадии 7), вычитания произведения среднего значения коэффициентов квадратичного члена сейсмической трассы, полученного на стадии 13), и квадрата частоты, а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;

15) получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 1 при помощи деления первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования на одночленный коэффициент трассы, полученный на стадии 14);

16) получение эквивалентной добротности геологической среды 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования при помощи повторения стадии 15) и получение эквивалентного Q-фактора (добротности геологической среды) 2 посредством осуществления статистического выравнивания значений эквивалентной добротности геологической среды 1 всех трасс записи вертикального сейсмического профилирования;

17) получение коэффициента поглощения каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования посредством деления первого времени вступления 1 трассы на эквивалентный Q-фактор (добротность геологической среды) 2, соответствующий трассе указанной записи;

18) получение Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующего трассе записи вертикального сейсмического профилирования, посредством деления значения расхождения между первым вступлением 1 соседних трасс записи вертикального сейсмического профилирования на значение расхождения между коэффициентами поглощения соседних трасс;

19) повторение стадии 18) до тех пор, пока значения Q-фактора (добротности геологической среды) слоя, соответствующие каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования, не будут получены при помощи обращения.

Промышленная применимость

Предлагаемый способ характеризуется способностью противостоять случайным помехам и устранять различие между возбужденными субволнами. Указанный алгоритм является простым и менее трудоемким, по сравнению с известными алгоритмами; более того, Q-фактор слоя, полученный при помощи обращения, характеризуется желаемой стабильностью и высокой точностью.

Способ обращения для определения добротности геологической среды, предусматривающий:
1) возбуждение поверхностного сейсмического источника, получение данных вертикального сейсмического профилирования при помощи подземного сейсмографа и получение при помощи сейсмографа, расположенного возле сейсмического источника, сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
2) считывание первого вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования, а также первого вступления 2 сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования;
3) сглаживание нисходящих волн посредством вычитания первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования из времени каждой точки дискретизации указанной трассы для того, чтобы получить первое волновое поле;
4) получение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области первого волнового поля посредством сначала применения преобразования Фурье к первому волновому полю по времени для того, чтобы осуществить преобразование в частотную область, тем самым получая амплитудный спектр всей записи вертикального сейсмического профилирования, а затем применения преобразования Фурье к амплитудному спектру по номеру трассы для того, чтобы осуществить преобразование в волновочисленную область;
5) умножение спектра в частотно-волновочисленной (F-K) области, соответствующего восходящей волне в спектре в частотно-волновочисленной (F-K) области, полученном на стадии (4), на ноль; затем осуществление обратного преобразования Фурье по волновому числу для получения амплитудного спектра; применение обратного преобразования Фурье по частоте к полученному амплитудному спектру для того, чтобы получить волновое поле 2 во временной области;
6) применение преобразования Фурье к сигналу во временном окне, открывающемся в волновом поле 2 назад от первой точки дискретизации в каждой трассе нисходящей волны, чтобы получить амплитудный спектр 1 на любой частоте; и деление амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты для того, чтобы получить амплитудный спектр 2 в экспоненциальной форме;
7) получение амплитудного спектра 2 любой частоты в экспоненциальной форме в каждой трассе нисходящей волны посредством повторения стадии 6);
8) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих трассе нисходящей субволны, посредством вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2 трассы, полученного на стадии 7), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
9) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе нисходящей субволны в записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 8);
10) считывание первого вступления 2 контрольной субволны, зарегистрированной на стадии 1), получение амплитудного спектра 3 контрольной субволны на каждой частоте при помощи применения преобразования Фурье в отношении сигнала контрольной субволны, соответствующего каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования в пределах временного окна, открывающегося назад от первого вступления 2 сигнала контрольной субволны; и получение амплитудного спектра 4 каждой трассы контрольной субволны в экспоненциальной форме при помощи деления амплитудного спектра, соответствующего любой частоте, на квадрат значения соответствующей частоты;
11) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена частотного спектра трассы контрольной субволны при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 4, полученного на стадии 10), а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
12) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена, соответствующих каждой трассе контрольных субволн записи вертикального сейсмического профилирования, при помощи повторения стадии 11);
13) нахождение для каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования среднего значения между коэффициентом квадратичного члена трассы и коэффициентом квадратичного члена соответствующей контрольной субволны со стадии 12);
14) получение одночленного коэффициента и коэффициента квадратичного члена при помощи вычисления натурального логарифма амплитудного спектра 2, полученного на стадии 7), вычитания произведения среднего значения коэффициентов квадратичного члена сейсмической трассы, полученного на стадии 13), и квадрата частоты, а затем осуществления аппроксимации квадратичной функции относительно частоты с использованием метода наименьших квадратов;
15) получение значения эквивалентной добротности геологической среды 1 при помощи деления первого времени вступления 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования на одночленный коэффициент трассы, полученный на стадии 14);
16) получение эквивалентной добротности геологической среды 1 каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования при помощи повторения стадии 15) и получение значения эквивалентной добротности геологической среды 2 посредством осуществления статистического выравнивания значений эквивалентной добротности геологической среды 1 всех трасс записи вертикального сейсмического профилирования;
17) получение коэффициента поглощения каждой трассы записи вертикального сейсмического профилирования посредством деления первого времени вступления 1 трассы на значение эквивалентной добротности геологической среды 2, соответствующее трассе указанной записи;
18) получение значения добротности геологической среды, соответствующего трассе записи вертикального сейсмического профилирования, посредством деления значения расхождения между первым вступлением 1 соседних трасс записи вертикального сейсмического профилирования на значение расхождения между коэффициентами поглощения соседних трасс;
19) повторение стадии 18) до тех пор, пока значения добротности геологической среды, соответствующие каждой трассе записи вертикального сейсмического профилирования, не будут получены при помощи обращения.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерений, вычислительной техники и предназначено для прямого и обратного преобразования сигналов произвольной формы. Техническим результатом является уменьшение среднеквадратичной погрешности, максимального уклонения и ступенчатости восстановленного сигнала.

Изобретение относится к средствам фильтрации бинауральных воздействий в аудиопотоках и к средствам защиты индивидуального, группового и массового сознания граждан от скрытых вредоносных воздействий в аудиопотоках.

Изобретение относится к области измерений, вычислительной техники и предназначено для прямого и обратного преобразования и фильтрации сигналов произвольной формы.

Изобретение относится к области биомедицинских технологий и может использоваться для автоматического выделения сигналов импульсного типа по временным данным нейрофизиологических систем.

Изобретение относится к вычислительной технике и может быть использовано для создания арифметического ускорителя для решения больших систем линейных уравнений. Техническим результатом является уменьшение числа арифметических операций.

Изобретение относится к радиотехнике и может быть использовано в радиотелеметрических системах при приеме телеметрической информации. Технический результат - уменьшение времени вхождения в синхронизм.

Изобретение относится к системам обработки изображений. Техническим результатом является повышение качества восстановленных данных.

Изобретение относится к области цифровой обработки сигналов. Техническим результатом изобретения является создание ядра сопроцессора быстрого преобразования Фурье реального времени для автономного, параллельного с работой DSP - процессора (процессора цифровой обработки сигнала), выполнения быстрых преобразований Фурье комплексных массивов и некоторых сопутствующих операций, которое имеет следующие преимущества: ввод/вывод выполняются в реальном времени, параллельно с обработкой; входные/выходные данные для пользователя входных/выходных данных располагаются в прямом порядке; для расчетов и хранения данных в прямом порядке дополнительная память не требуется; форматы действительных/мнимых компонент входных и выходных данных: 32-разрядная плавающая точка (стандарт IEEE-754), 32-разрядная фиксированная точка (целое число, дополнительный код), 16-разрядная фиксированная точка (целое число, дополнительный код); формат вычислений: 32-разрядная плавающая точка; максимальный размер непосредственно выполняемого преобразования - 8192 К, минимальный - 16 К, предельный размер наращиваемого преобразования - 256 К.

Изобретение относится к области цифровой обработки сигналов и может быть использовано для решения задач неразрушающего контроля и диагностики оборудования на основе корреляционного анализа.

Изобретение относится к средствам для измерения времени прихода сигналов с двухпозиционной угловой манипуляцией на приемной позиции. Техническим результатом изобретения является повышение вычислительной эффективности и повышение точности измерения.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для построения глубинных сейсмических изображений фрагментов земной коры. Заявленный способ включает построение сейсмического изображения по параметрам отраженных волн и параметрам среды.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки сейсмических данных. Предложен способ повышения скорости итерационной инверсии сейсмических данных для получения модели геологической среды с использованием локальной оптимизации функции стоимости.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для моделирования пласта-коллектора. Описывается способ моделирования месторождения.

Изобретение относится к области геофизических процессов и может быть использовано для оценки геодинамического состояния недр разрабатываемых месторождений углеводородов.

Изобретение относится к способам получения характеристик трехмерных (3D) образцов породы пласта, в частности к укрупнению масштаба данных цифрового моделирования.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при обработке геофизических данных. Заявлен способ для снижения артефактов в модели (120) физических свойств геологической среды, получаемой посредством итерационной инверсии (140) геофизических данных (130), в котором артефакты ассоциированы с некоторым приближением (110), сделанным во время итерационной инверсии.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефтегазонакоплений. Согласно заявленному способу используют размещение двух или более виртуальных антенных решеток.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для интерпретации сейсмических данных. Согласно заявленному предложению вычисляют сейсмические характеристики, выбирают признаки, относящиеся к классическим элементам углеводородной системы, а именно к коллектору, литологическому экрану, ловушке, источнику, созреванию и миграции.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе обработки геофизических данных. Заявлен способ для одновременной инверсии полного волнового поля сейсмограмм кодированных из источников (или приемников) геофизических данных, чтобы определять модель физических свойств для области геологической среды.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для обработки сейсмических данных. Согласно заявленному решению сейсмограммы общего угла отражения, или сейсмограммы общего азимута, или сейсмограммы, включающие и общие углы отражения, и общие азимутальные углы, создаются по мере миграции данных.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для проведения сейсморазведки. Выбирают стандартную систему наблюдений, содержащую источники сейсмических сигналов, расположенные на поверхности возбуждения, и приемники сейсмических сигналов, расположенные на поверхности наблюдения, и задают кратность сейсмической съемки. Выбирают размер бина сейсмической съемки для отражающей границы и разбивают отражающую границу на бины, имеющие выбранный размер. Методом компьютерного моделирования выполняют трассировку лучей из каждого приемника в каждый бин на отражающей границе и осуществляют продолжение отраженного луча от отражающей границы до поверхности возбуждения. С помощью компьютерной программы рассчитывают плотность расположения источников на поверхности возбуждения и с учетом рассчитанной плотности расположения источников осуществляют размещение источников на поверхности возбуждения для выбранной системы наблюдений, обеспечивающее заданную кратность съемки. Технический результат - повышение точности и достоверности восстановления геологических объектов. 9 з.п.ф-лы, 8 ил.
Наверх