Способ и устройство для обработки сейсмических данных



Способ и устройство для обработки сейсмических данных
Способ и устройство для обработки сейсмических данных
Способ и устройство для обработки сейсмических данных
Способ и устройство для обработки сейсмических данных
Способ и устройство для обработки сейсмических данных
Способ и устройство для обработки сейсмических данных
Способ и устройство для обработки сейсмических данных

 


Владельцы патента RU 2616650:

ИОН ДЖИОФИЗИКАЛ КОРПОРЕЙШН (US)

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских сейсморазведочных работ. Раскрыты способы, устройства и системы для обработки сейсмических данных. В некоторых вариантах осуществления набор измерений векториальной величины и набор соответствующих измерений скалярной величины сейсмического волнового поля можно получать на сейсмическом приемнике. Угол падения сейсмического волнового поля в первый момент времени можно определять путем вычисления вектора падения сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике в первый момент времени, при этом вектор падения получают на основании меры корреляции по меньшей мере одного из измерений векториальной величины. Составляющую измерения векториального измерения можно корректировать в зависимости от определенного угла падения сейсмического волнового фронта в первый момент времени, а скорректированную составляющую можно объединять с измерением скалярной величины, которое соответствует первому моменту времени. Технический результат – повышение точности получаемых данных. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

По этой заявке испрашивается преимущество приоритета предварительной заявки №61/594535 на патент США, поданной 3 февраля 2012 года, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

В общем это раскрытие относится к системам геофизической разведки, а более конкретно, к способам обработки сейсмических данных, получаемых при геофизических исследованиях.

ПРЕДПОСЫЛКИ

Нефтехимические продукты, такие как нефть и газ, широко распространены в обществе и могут обнаруживаться во всем, начиная от бензина и кончая детскими игрушками. Поэтому потребность в нефти и газе сохраняется высокой. Для удовлетворения этой высокой потребности важно обнаруживать запасы нефти и газа в земле. Ученые и инженеры проводят исследования, используя, в частности, основанные на сейсмических и других волнах способы разведки для обнаружения в земле нефтяных и газовых коллекторов. Эти сейсмические способы разведки часто включают в себя управление излучением сейсмической энергии в геологическую среду при использовании сейсмического источника энергии (например, взрывчатого вещества, воздушных пушек, вибраторов и т.д.) и мониторинг отклика геологической среды на сейсмический источник при использовании одного или нескольких сейсмических приемников для образования изображения геологической среды земли. Каждый приемник может включать в себя, например, датчик давления и датчик движения, расположенные на небольшом расстоянии друг от друга. Датчиком давления может быть, например, гидрофон, с которого регистрируют измерения давления как скалярной величины сейсмического волнового поля. Датчиком движения частиц может быть, например, трехкомпонентный геофон, с которого регистрируют измерения скорости как векториальной величины сейсмического волнового поля. При наблюдении отраженного сейсмического волнового поля, обнаруживаемого на приемнике (приемниках) во время исследований, можно регистрировать геофизические данные, соответствующие отраженным сигналам, а эти сигналы можно использовать для формирования изображения, показывающего состав геологической среды вблизи места исследований.

При морских исследованиях на приемнике (приемниках) можно измерять сейсмическое волновое поле после отражения его от геологической среды земли. Однако отражение от геологической среды может происходить вверх к поверхности воды, где сейсмическое волновое поле может опять отражаться на границе между водой и воздухом, находящимся над водой. Поскольку граница вода-воздух является почти идеальным отражателем, сейсмическое волновое поле, отраженное от границы вода-воздух, может иметь коэффициент отражения -1, а направление распространения его может измениться, так что оно будет распространяться обратно к геологической среде. Отраженное вниз сейсмическое волновое поле обычно известно как волна-спутник. В некоторых случаях волна-спутник может отразиться от геологической среды и может еще раз отразиться от границы вода-воздух, в результате чего образуются многократные отражения, которые могут быть названы кратными волнами от поверхности. Аналогично этому при наземных сейсмических исследованиях регистрируемое сейсмическое волновое поле может включать в себя кратные волны от поверхности, которые подобны волнам-спутникам или кратным волнам от поверхности, встречающимся в применениях на море.

Поскольку волны-спутники и/или кратные волны от поверхности могут искажать или же ослаблять представляющую интерес восходящую однократную сейсмическую волну, волну-спутник в волновом поле обычно подавляют, чтобы получать более точное изображение геологической среды на основании измеряемого сейсмического волнового поля. Это можно делать, например, путем объединения измерения давления, получаемого с гидрофона, с одной составляющей (например, вертикальной составляющей) измерения движения частиц, получаемого с геофона, чтобы разделять восходящую и нисходящую составляющие измеряемого сейсмического волнового поля. Это возможно, поскольку оба прибора могут обнаруживать изменение коэффициента отражения при нисходящем отражении от границы вода-воздух, а датчик движения частиц (например, геофон) может обнаруживать изменение направления распространения отраженного сейсмического волнового поля. Путем объединения измерений давления и движения частиц с обоих приборов волны-спутники в волновом поле можно ослаблять благодаря исключению нисходящего волнового поля.

Однако поскольку геофон, например, является векториальным прибором, он чувствителен к углу падения приходящей сейсмической волны. Поэтому для точного подавления волн-спутников в волновом поле до объединения измерения векториальной величины движения частиц с измерением скалярной величины давления может потребоваться коррекция измерения векториальной величины движения частиц с геофона, чтобы учесть угол падения сейсмической волны.

Способы подавления волн-спутников путем объединения скорректированных измерений давления и движения частиц обычно выполняют преобразованием измеренных данных в пространственную и временную области Фурье, коррекцией сигнала движения частиц и объединением двух сигналов в пространственной области Фурье. Однако для преобразования в пространственную область Фурье обычно требуются регулярно и плотно выбираемые измерения, обычно с многочисленных различных приемников. Однако получение регулярно и плотно выбираемых данных в поперечном направлении затруднительно при исследованиях с буксируемыми косами или в других системах исследований, например, при узловом применении. Отсутствие регулярно и плотно выбираемых данных может мешать эффективному подавлению волн-спутников при многочисленных углах падения в области Фурье. Чтобы компенсировать отсутствие регулярно и плотно выбираемых данных, существующие данные иногда интерполируют для получения регулярных плотных выборок, необходимых для преобразования в область Фурье. Однако для такой интерполяции может потребоваться дополнительная обработка данных и в силу самой своей природы могут вноситься погрешности в набор измеряемых данных.

Таким образом, необходимы способы и устройства для подавления волн-спутников в сейсмических волновых полях, когда могут отсутствовать наборы регулярно и плотно выбираемых данных.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

НА ЧЕРТЕЖАХ:

фиг. 1 - структурная схема системы сейсмических исследований;

фиг. 2 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая один вариант осуществления способа, выполняемого в системе сейсмических исследований, для подавления во временной области волн-спутников в сейсмических волновых полях;

фиг. 3 - блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая другой вариант осуществления способа, выполняемого в системе сейсмических исследований, для подавления во временной области волн-спутников в сейсмических волновых полях;

фиг. 4А - вид сверху морской системы сейсмических исследований, включающей в себя судно, буксирующее сейсмический источник и множество сейсмических приемников, расположенных на косах, буксируемых позади судна;

фиг. 4В - вид сбоку морской системы сейсмических исследований из фиг. 4А;

фиг. 5 - перспективный вид системы сейсмических исследований с морским донным кабелем; и

фиг. 6 - иллюстрация варианта осуществления компьютерной системы, используемой в системе сейсмических исследований, которая может сохранять и/или обрабатывать сейсмические данные, например подавлять волны-спутники в сейсмических волновых полях, в соответствии с действиями из фиг. 2 и 3.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ

На фиг. 1 показан один вариант осуществления системы 100 сейсмических исследований. Система 100 сейсмических исследований включает в себя один или несколько сейсмических источников 102, один или несколько сейсмических приемников 103, память 106 для хранения данных и устройство 108 обработки данных. Система 100 сейсмических исследований может быть приспособлена для регистрации сейсмических данных в любых из некоторого количества различных геологических условий. Например, согласно некоторым вариантам осуществления система 100 сейсмических исследований может быть приспособлена для регистрации сейсмических данных на суше или в морских условиях.

Сейсмический источник (источники) 102 может быть любым, излучающим сейсмическую энергию. Например, сейсмические источники 102 могут включать в себя одну или несколько воздушных пушек (например, для использования при исследованиях с морскими буксируемыми косами), один или несколько вибраторов (например, вибраторов на шасси грузовика) и т.д. Согласно некоторым примерам сейсмические источники 102 могут быть естественного происхождения, такими как геологическое возмущение, фоновый сейсмический шум, или сейсмической активностью, наведенной гидравлическим разрывом пласта. Как показано на фиг. 1, согласно некоторым примерам с сейсмических источников могут передаваться данные о сейсмических источниках к памяти 106 для хранения данных. Данные о сейсмических источниках могут включать в себя, например, амплитуды, моменты времени и т.д., относящиеся к активности сейсмических источников, которые позднее могут сопоставляться с сейсмическими трассами с приемников 103. Согласно некоторым примерам, например при микросейсмических применениях или при сейсмической интерферометрии, данные о сейсмических источниках могут не передаваться к памяти 106 для хранения данных.

Сейсмическая энергия, излучаемая сейсмическими источниками, может обнаруживаться одним или несколькими сейсмическими приемниками 103. Каждый сейсмический приемник включает в себя один или несколько датчиков, которые обнаруживают возмущение среды в один или несколько моментов времени. Например, в некоторых вариантах осуществления сейсмический приемник 103 может включать в себя датчик давления, такой как гидрофон. Гидрофон обнаруживает амплитуды волнового поля продольных волн в динамике во времени. Согласно еще одному примеру сейсмический приемник 103 может включать в себя датчик градиента давления, который обнаруживает скорость изменения волнового поля продольных волн в динамике во времени. Датчик градиента давления может обнаруживать скорость изменения давления в одной, двух или трех направленных составляющих.

В качестве варианта или дополнительно сейсмический приемник может включать в себя датчик движения, такой как геофон или акселерометр. Датчик движения обнаруживает движение частиц или упругой среды в динамике во времени. Датчик движения может обнаруживать скорость, ускорение или смещение или некоторое сочетание их и может делать это в одной, двух или трех направленных составляющих. В акустической среде, такой как вода, движение частиц может быть пропорционально градиенту волнового поля продольных волн и поэтому данные, регистрируемые при использовании датчика градиента давления, могут использоваться на равных основаниях с данными, регистрируемыми при использовании датчика движения частиц.

Согласно некоторым примерам сейсмический приемник 103 может быть многокомпонентным в том смысле, что приемник обнаруживает возмущение более чем одного вида, например многокомпонентный приемник, буксируемый в косе при морских исследованиях, может включать в себя гидрофон для обнаружения вариаций давления и три датчика движения частиц для обнаружения трех составляющих движения частиц воды.

Во время сейсмических исследований сейсмические приемники 103 можно располагать вблизи сейсмических источников 102. Во время сейсмических исследований можно возбуждать один или несколько сейсмических источников 102, а с одного или нескольких сейсмических приемников 103 можно измерять одно или несколько возмущений и можно образовывать одну или несколько трасс, которые представляют собой последовательности измерений на протяжении периода времени. В общем случае из каждой составляющей каждого датчика можно образовывать трассу, так что при наличии многокомпонентного приемника с датчиком давления и тремя датчиками движения частиц можно образовывать четыре трассы. Каждая трасса может включать в себя соответствующую информацию о местоположении или может быть связана с этой информацией, которая передается с навигационной системы (не показанной на фиг. 1).

В некоторых вариантах осуществления сейсмические трассы, образуемые с помощью приемников 103, могут передаваться к памяти 106 для хранения данных. Согласно некоторым примерам память 106 для хранения данных может быть локальной памятью 106 для хранения данных, расположенной вблизи сейсмического приемника 103, и в ней могут регистрироваться трассы с единственного приемника 103, или согласно другим примерам может быть внешней памятью 106 для хранения данных, расположенной на центральной станции, и в ней могут регистрироваться сейсмические трассы с множества различных приемников 103. Память 106 для хранения данных может включать в себя один или несколько материальных носителей для сохранения сейсмических трасс, таких как жесткие диски, магнитные ленты, твердотельная память, энергозависимое и энергонезависимое запоминающее устройство и т.д. Согласно некоторым примерам сейсмические трассы с сейсмических приемников 103 могут пропускаться мимо памяти 106 для хранения данных и передаваться непосредственно к устройству 108 обработки данных, чтобы можно было, по меньшей мере частично, обрабатывать сейсмические трассы в реальном времени или по существу в реальном времени (например, для получения информации о контроле качества).

Устройство 108 обработки данных может быть любым вычислительным устройством, которое пригодно для получения и обработки сейсмических трасс с сейсмических приемников 103 и в некоторых вариантах осуществления данных о сейсмических источниках с сейсмических источников 102. Устройство 108 обработки данных может быть единственным вычислительным устройством или согласно некоторым примерам может быть распределено по многочисленным вычислительным узлам. Согласно некоторым примерам различные вычислительные устройства выполняют разные действия при обработке данных. Например, одним может быть подавление волн-спутников в сейсмических трассах и другим может быть миграция сейсмических трасс для получения изображения подземной геологической среды. Представляющее интерес изображение может быть пространственным показателем нарушения непрерывности акустического импеданса или упругой отражательной способности геологической среды и может быть отображено на материальном носителе информации, таком как компьютерный монитор, или напечатано на листе бумаги. Хотя в некоторых вариантах осуществления в устройстве 108 обработки данных сейсмические трассы могут обрабатываться до тех пор, пока не будет получено мигрированное изображение, согласно другим примерам в устройстве 108 обработки данных сейсмические трассы могут обрабатываться только частично, например в устройстве 108 обработки данных могут только подавляться волны-спутники в сейсмических трассах, а обработанные сейсмические трассы с ослабленными волнами-спутниками могут представляться в другой поток процессов для дальнейшей обработки.

На фиг. 2 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая способ подавления во временной области волн-спутников в сейсмических волновых полях, который можно использовать в устройстве 108 обработки данных системы 100 сейсмических исследований, основанный на сейсмических трассах, образуемых с помощью одного или нескольких сейсмических приемников 103. Поскольку действия 200, показанные на фиг.2, можно выполнять в пространственной и временной областях и требование преобразования в область Фурье не является обязательным, их можно использовать в случае пространственно нерегулярных или разреженных выборочных данных, в том числе, например, данных в поперечном направлении, в буксируемых морских системах исследований, таких как показанные на фиг. 4А и 4В, или даже при геометриях нерегулярной формы. Кроме того, их можно использовать в системах исследований с морским донным кабелем, показанных на фиг. 5.

При выполнении действия 210 на сейсмическом приемнике, таком как приемник 403 (фиг. 4) или приемник 503 (фиг. 5), получают набор измерений векториальной величины сейсмического волнового поля и набор измерений скалярной величины сейсмического волнового поля. Каждое одно из набора измерений векториальной величины может соответствовать соответствующему одному из набора измерений скалярной величины. Например, каждое одно из набора измерений векториальной величины может соответствовать конкретному моменту времени (например, нулевому моменту времени), а соответствующее измерение скалярной величины может соответствовать тому же самому моменту времени (например, нулевому моменту времени). В некоторых вариантах осуществления каждое измерение векториальной величины может быть измерением движения частиц или по меньшей мере может включать в себя это измерение с трехкомпонентного датчика движения частиц, а в некоторых вариантах осуществления каждое измерение скалярной величины может быть измерением давления или по меньшей мере может включать в себя это измерение с гидрофона. Измерениями движения частиц могут быть, например, скорость, ускорение или смещение. В качестве варианта или в дополнение к датчику движения частиц (такому как геофон, датчик смещения частиц, датчик ускорения частиц и т.д.) и/или датчику давления (такому как гидрофон) можно использовать датчик градиента давления или можно использовать группу из одного или нескольких упомянутых выше датчиков.

Каждое измерение векториальной величины в наборе измерений векториальной величины может включать в себя множество составляющих. Первой составляющей может быть z-составляющая, которая может представлять вертикальное направление. Второй и третьей составляющими могут быть x-составляющая и y-составляющая, которые могут представлять два ортогональных горизонтальных направления.

При выполнении действия 212 вычисляют вектор падения сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике в конкретный момент времени, при этом вектор падения получают на основании меры корреляции по меньшей мере одного измерения векториальной величины из набора измерений векториальной величины. В некоторых вариантах осуществления мерой корреляции может быть мера ковариации. Например, вектор падения может быть собственным вектором ковариационной матрицы, получаемой на основании составляющих по меньшей мере одного измерения векториальной величины. Ковариационную матрицу можно составлять при использовании всего лишь по меньшей мере одного измерения векториальной величины или в качестве варианта ковариационную матрицу можно составлять при использовании двух или большего количества измерений векториальной величины из набора измерений векториальной величины. В других вариантах осуществления меру корреляции, такую как мера ковариации, можно образовывать на основании интервала измерений векториальной величины во временном окне, при этом угол падения находят при скольжении временного окна вдоль оси времени. В общем случае мера корреляции может быть мерой ковариации между измерениями различных составляющих единственного измерения векториальной величины или между множеством измерений векториальной величины (например, средним между двумя, тремя, четырьмя или даже большим количеством измерений векториальной величины). Получением меры корреляции на основании множества измерений векториальной величины можно ослаблять эффекты шума, которые в противном случае могут преобладать в единственном измерении векториальной величины. Временное окно, когда его используют, можно выбирать на основании доминирующей частоты представляющей интерес сейсмической волны и согласно некоторым примерам оно может быть от 10 мс до 200 мс.

Согласно другим примерам меру корреляции можно получать на основании интервала измерений векториальной величины в пространственном окне. Например, чтобы уменьшать шум, векториальные данные или меру корреляции, основанную на векториальных данных, можно усреднять по нескольким различным сейсмическим приемным станциям. Согласно дальнейшим примерам меру корреляции можно получать на основании интервала измерений векториальной величины в пространственном окне и временном окне.

В некоторых вариантах осуществления собственный вектор ковариационной матрицы, используемый в качестве вектора падения, может быть наибольшим собственным вектором ковариационной матрицы, тогда как в других вариантах осуществления вектор падения может быть определен при использовании двух наименьших собственных векторов ковариационной матрицы, при этом вектор падения является нормалью к плоскости, задаваемой двумя наименьшими собственными векторами ковариационной матрицы. В дальнейших вариантах осуществления вектор падения может быть связан с одним из собственных векторов ковариационной матрицы, но не идентичен ему.

Направление наибольшего собственного вектора ковариационной матрицы может приближенно соответствовать направлению распространения сейсмического волнового поля в конкретный момент времени на сейсмическом датчике, данные с которого используют, в частности, если сейсмическая волна поляризована линейно (в этом случае в воде могут иметься многочисленные сейсмические события). Чтобы оказать противодействие шуму во время сейсмических событий или между ними в некоторых вариантах осуществления для составления ковариационной матрицы и вычисления собственных векторов используют только углы, которые связаны с сейсмическими событиями. Это можно осуществлять, например, при использовании пороговой обработки или использовании локальных оценок наклона.

Согласно некоторым примерам величину одного или нескольких собственных векторов (или другие меры корреляции) можно использовать для содействия выделению из шума представляющих интерес сейсмических событий. В некоторых вариантах осуществления относительную величину одного собственного вектора, сопоставленную с величинами других собственных векторов ковариационной матрицы, можно использовать для содействия определению, чему соответствует конкретное измерение векториальной величины и соответствующее измерение скалярной величины, представляющему интерес сейсмическому событию или шуму. Например, если величина наибольшего собственного вектора представляет собой определенное кратное (например, 2X, 3X, 4X и т.д.) величин других собственных векторов, такое измерение можно считать представляющим интерес сейсмическим событием, тогда как если величина наибольшего собственного вектора только несколько больше (например, меньше чем 0,5X), чем величина одного или величины обоих других собственных векторов, такое измерение можно считать всего лишь шумом. В других вариантах осуществления абсолютную величину наибольшего собственного вектора можно сравнивать с величинами других собственных векторов в зависимости от времени для содействия выделению представляющих интерес сейсмических событий из шума. Например, если абсолютную величину наибольшего собственного вектора ковариационной матрицы (для данного окна выборок) нанести на график в зависимости от времени, то большие амплитуды (относительно других, наибольших величин собственных векторов в динамике во времени) могут указывать на представляющее интерес сейсмическое событие.

При выполнении действия 214 угол падения сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике в конкретный момент времени определяют на основании вычисленного вектора падения. В некоторых вариантах осуществления угол падения может быть углом между вычисленным вектором падения и вертикальной осью.

При выполнении действия 216 одну составляющую измерения векториальной величины в конкретный момент времени корректируют в зависимости от угла падения, определенного при выполнении действия 214. Например, вертикальную составляющую измерения векториальной величины можно масштабировать как функцию угла падения. Вертикальную составляющую измерения векториальной величины можно масштабировать, например, путем деления ее на косинус угла падения. В других вариантах осуществления одну или несколько горизонтальных составляющих измерения векториальной величины можно корректировать при использовании угла падения.

Кроме того, в некоторых вариантах осуществления одну составляющую измерения векториальной величины можно умножать на скалярную величину, такую как акустический импеданс среды. В случае воды акустический импеданс равен произведению плотности воды (которую можно обозначить как ρ) и скорости сейсмических волн в воде (которую можно обозначить как с). Умножение одной составляющей измерения векториальной величины на скалярную величину, такую как акустический импеданс воды, делает возможным объединение составляющей измерения векториальной величины с измерением (всенаправленным) скалярной величины при выполнении действия 281, таким как измерение давления.

При выполнении действия 218 скорректированную составляющую измерения векториальной величины для конкретного момента времени объединяют с соответствующим измерением скалярной величины для конкретного момента времени. Объединенные скалярное измерение и скорректированная составляющая измерения векториальной величины могут представлять, например, восходящую часть сейсмического волнового поля с ослабленными волнами-спутниками или могут представлять нисходящую часть сейсмического волнового поля с ослабленными волнами-спутниками. Будут ли объединенные измерения представлять восходящую или нисходящую часть сейсмического волнового поля, или иногда ту и другую, может зависеть, например, от того, каким образом объединяют скорректированную составляющую измерения векториальной величины и измерение скалярной величины. Например, если скорректированную вертикальную составляющую измерения векториальной величины вычитают из соответствующего измерения скалярной величины, результатом может быть нисходящая часть сейсмического волнового поля, показанная в следующем уравнении:

,

где D(t) - нисходящая часть сейсмического волнового поля в момент t времени, P(t) - измерение давления в момент t времени и VZ(t) - вертикальная составляющая измерения движения (например, скорости) частиц в момент t времени, c - скорость акустических волн в воде, ρ - плотность воды и θ(t) - угол относительно вертикали в момент t времени. D, P и V все могут относиться к одному и тому же месту измерения в пространстве.

Если согласно другому примеру скорректированную вертикальную составляющую измерения векториальной величины добавляют к соответствующему измерению скалярной величины, результатом может быть восходящая часть сейсмического волнового поля с ослабленными волнами-спутниками, показанная в следующем уравнении:

,

где D(t) - нисходящая часть сейсмического волнового поля в момент t времени, P(t) - измерение давления в момент t времени и VZ(t) - вертикальная составляющая измерения движения (например, скорости) частиц в момент t времени, c - скорость акустических волн в воде, ρ - плотность воды и θ(t) - угол относительно вертикали в момент t времени. D, P и V все могут относиться к одному и тому же месту измерения в пространстве.

Хотя действиями 200, показанными на блок-схеме последовательности действий из фиг. 2, иллюстрируется способ подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле, выполняемый в системе сейсмических исследований в один конкретный момент времени, действия, описанные в этой заявке, можно повторять для каждого из множества моментов времени, чтобы подавлять волны-спутники в волновом поле на протяжении периода времени. Например, когда набор измерений векториальной величины и скалярной величины соответствует множеству моментов времени, угол падения сейсмической волны можно определять для каждого из множества моментов времени путем выполнения итерации действий 212 и 214 для каждого момента времени. Угол падения как функцию времени, определяемый таким образом, затем можно использовать для итерационной коррекции одной составляющей соответствующих измерений векториальной величины в каждый из моментов времени (действие 216), а соответствующие скорректированные измерения векториальной величины можно объединять с соответствующими измерениями скалярной величины для каждого из моментов времени (действие 218). Таким образом, при использовании скользящих окон времени вектор падения и соответствующий угол падения сейсмического волнового поля можно оценивать как функцию времени.

Кроме того, хотя действиями 200, показанными на блок-схеме последовательности действий из фиг. 2, иллюстрируется способ подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле на одном конкретном сейсмическом приемнике, действия, описанные в этой заявке, можно повторять для каждого из множества сейсмических приемников, чтобы корректировать восходящее волновое поле при использовании угла падения сейсмического волнового поля на каждом отдельном приемнике. Все же, хотя действия 200 можно выполнять для каждого из множества сейсмических приемников, в некоторых вариантах осуществления данные, измеряемые на каждом сейсмическом приемнике, можно не использовать при определении угла падения и коррекции волнового поля в трассах, регистрируемых на любом из других сейсмических приемников (например, действия 200 возможны в одностанционной системе и способе).

Хотя приведенное выше описание относится к использованию ковариационной матрицы и одного или нескольких собственных векторов ковариационной матрицы, должно быть понятно, что вектор падения и/или угол падения сейсмического волнового поля можно определять альтернативными способами, такими как использование корреляционной матрицы набора измерений векториальной величины или использование анализа методом поляризационного фильтра любого вида относительно набора измерений векториальной величины, или выполнением статистического анализа любого вида относительно набора измерений векториальной величины и т.д. Кроме того, нет необходимости использовать особые собственные векторы для определения вектора падения, а вместо этого можно использовать любой способ для нахождения тенденций в наборе измерений векториальной величины (и/или измерений давления в некоторых вариантах осуществления), чтобы оценивать направление распространения сейсмического волнового поля. Кроме того, как описано выше, можно использовать датчики других видов, а не геофон и гидрофон. Например, можно использовать датчик градиента давления, и в этом случае ковариационную матрицу можно составлять на основании вертикального градиента давления (поскольку вертикальный градиент давления, измеряемый датчиком градиента давления, может быть пропорционален вертикальной составляющей движения частиц, измеряемой датчиком движения частиц). В общем случае можно использовать сейсмические датчики многих различных видов и можно использовать многочисленные способы для оценивания направления распространения сейсмического волнового поля, для масштабирования измерения векториальной величины относительно угла падения сейсмического волнового фронта, чтобы иметь возможность эффективного подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле.

Как упоминалось выше, в некоторых вариантах осуществления действия 200 можно выполнять полностью в пространственной и временной областях и действия 200 можно использовать в одностанционной системе и способе. Однако в других вариантах осуществления одно действие или несколько действий 200 можно выполнять в пространственной области или во временной области Фурье или одно или несколько из действий 200 можно выполнять во временной области и сочетать с анализом в области Фурье измерений векториальной величины и/или скалярной величины с одного или нескольких сейсмических приемников.

На фиг. 3 представлена блок-схема последовательности действий, иллюстрирующая другой вариант осуществления способа, который можно выполнять в системе 100 сейсмических исследований для подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле в пространственной и временной областях. Поскольку действия 300, показанные на фиг. 3, можно выполнять в пространственной и временной областях и не обязательно требуется преобразование в область Фурье, их можно использовать при нерегулярных по пространству (а также во времени) или разреженных выборочных данных, в том числе, например, данных в поперечном направлении в буксируемых морских системах исследований, или даже при геометриях исследований нерегулярной формы. Кроме того, их можно использовать в системах исследований с морским донным кабелем.

При выполнении действия 310 ковариационную матрицу как функцию времени составляют из набора измеряемых векториальных данных, получаемых с сейсмического приемника. Аналогично действию 212 ковариационную матрицу можно составлять на основании единственного измерения векториальной величины или на основании множества измерений векториальной величины на протяжении периода времени.

При выполнении действия 312 вектор падения сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике вычисляют как функцию времени на основании ковариационной матрицы. В некоторых вариантах осуществления вектор падения может быть наибольшим собственным вектором ковариационной матрицы. Как и в случае действия 212, вектор падения может соответствовать направлению распространения сейсмического волнового поля как функции времени.

При выполнении действия 314 скорректированный набор векториальных данных образуют как функцию вычисленного вектора падения и набора измеренных векториальных данных. Например, скорректированный набор векториальных данных может включать в себя только вертикальную составляющую векториальных данных, масштабированную функцией вектора падения для каждого момента времени.

При выполнении действия 316 скорректированный набор векториальных данных объединяют с набором измеренных скалярных данных с сейсмического приемника.

Как и в случае действий 200, действия 300, показанные на блок-схеме последовательности действий из фиг. 3, можно выполнять в пространственной и временной областях. Кроме того, как и в случае действий 100, действия 300, показанные на фиг. 3, можно выполнять на основе отдельной сейсмической станции без необходимости соотнесения трасс на единственном приемнике с другими трассами, регистрируемыми на других приемниках. Кроме того, действия 300, показанные на фиг. 3, могут быть аналогичны действиям 200, показанным на фиг. 2, и поэтому описание каждого набора действий в известной мере обычно можно применять к другим наборам действий.

Кроме того, угол падения сейсмического волнового поля, вычисляемый в соответствии с действиями 212, 214, 312, описанными в этой заявке, можно использовать в других способах, в том числе в других способах подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле. В качестве только одного примера другого способа, в котором угол падения сейсмического волнового поля можно использовать для подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле, угол падения можно использовать для вычисления оператора, который прогнозирует вступление сейсмической волны (или части сейсмической волны, такой как нисходящая волна-спутник) на один или несколько сейсмических приемников. В общем случае угол падения сейсмического волнового поля на одном или нескольких сейсмических приемниках в один или несколько моментов времени можно представлять в качестве входных данных к оператору, а оператор может прогнозировать вступление сейсмической волны или части сейсмической волны на один или несколько сейсмических приемников (которые могут быть или могут не быть тождественны одному или нескольким сейсмическим приемникам, измерения с которых представляются оператору для определения угла падения сейсмического волнового поля). В тех случаях, когда оператор использует угол падения на первом сейсмическом приемнике для прогнозирования вступления сейсмической волны или части сейсмической волны на второй сейсмический приемник, отличающийся от первого сейсмического приемника, оператор может быть оператором пространственной области. В тех случаях, когда оператор использует угол падения в первый момент времени для прогнозирования вступления сейсмической волны или части сейсмической волны во второй момент времени после первого момента времени, оператор может быть оператором временной области. Кроме того, оператор может быть оператором временной области и пространственной области. Например, оператор может использовать в пространстве и/или во времени способ деконволюции для подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле вместо использования взвешенной суммы измерений давления и движения для единственного момента времени.

На фиг. 4А показан вид с высоты птичьего полета морской системы сейсмических исследований, включающей в себя судно 401, буксирующее источник 402 и некоторое количество сейсмических приемников 403 на буксируемых косах 410 позади судна 401. На фиг. 4В показан вид сбоку судна 401, показанного на фиг. 4А, с источником 402 и приемниками 403, буксируемыми позади судна 401 несколько ниже поверхности воды. Приемники 403 могут быть, например, любыми датчиками, описанными в находящейся на рассмотрении заявке №13/222563 сообладателей, поданной не на предварительной основе 31 августа 2011 года под названием “Multi-component, acoustic-wave sensor and method”, или датчиками, описанными в находящейся на рассмотрении заявке №13/011358 сообладателей, поданной не на предварительной основе 21 января 2011 года под названием “Seismic system with ghost and motion rejection”. Только для рассмотрения в варианте осуществления, изображенном на фиг. 4А и 4В, источник и приемник показаны буксируемыми одним и тем же судном, однако возможны другие вероятные комбинации. Например, в других вариантах осуществления источник и приемники могут буксироваться отдельными судами или могут быть реализованы в наземных системах исследований. В дальнейших вариантах осуществления источник или приемники могут быть неподвижными, в то время как другие (другой) из них буксируются позади судна. Кроме того, хотя это определенно не показано, в некоторых вариантах осуществления приемники 403 можно позиционировать в воде глубже, например, при использовании устройств управления буксируемыми косами, таких как устройство управления под маркой DigiFIN®, которое можно получить от ION Geophysical Corporation. В дальнейших вариантах осуществления косы могут буксироваться на различных глубинах (известные как косы, буксируемые выше и ниже), и в некоторых случаях с кос, буксируемых выше и ниже, можно получать информацию о градиенте давления в виде векториальных данных. Только для рассмотрения это подробное описание сосредоточено преимущественно на сейсмических данных, регистрируемых в морских условиях. Однако, как упоминалось, концепции, описанные в этой заявке, применимы в более общем смысле, например, в наземных системах и других системах исследований. Другие геометрии систем исследований, которые можно использовать, включают в себя вертикальный кабель в морской среде или ствол скважины на суше.

Во время работы источник 402 может излучать или возбуждать сейсмическую энергию (например, посредством воздушной пушки), которая может отражаться от различных участков геологической среды 404 и может приниматься на приемниках 403. Сигналы, принимаемые на приемниках 403, после обработки могут показывать состав различных участков геологической среды 404 вблизи места, где сигналы отражались, и могут указывать на нефтегазовый коллектор 405. В некоторых вариантах осуществления сигналы, принимаемые на приемниках, передаются для сохранения на носитель данных на судне, буксирующем приемники. Носитель данных может быть частью универсальной системы обработки данных или может иметь форму автономного устройства хранения каротажных данных. В некоторых вариантах осуществления принятые и сохраненные сигналы могут обрабатываться в реальном времени компьютерами или серверами на борту судна или в некоторых случаях могут вообще не обрабатываться на борту, а просто регистрироваться для обработки в более позднее время. В качестве варианта сигналы могут передаваться с судна на удаленное место для обработки.

В некоторых вариантах осуществления действия 200, 300, описанные выше в связи с фиг. 2 и 3, можно использовать в системе исследований с буксируемыми косами, показанной на фиг. 4А и 4В, например, для подавления волн-спутников в волновом поле, измеряемом с помощью приемников 403.

На фиг. 5 показан перспективный вид исследований с использованием морского донного кабеля со множеством приемников 503. Действия 200, 300, описанные выше в связи с фиг. 2 и 3, можно использовать в системе исследований с морским донным кабелем, показанной на фиг. 5, например, для подавления волн-спутников в волновом поле, измеряемом с помощью приемников 503.

На фиг. 6 показан вариант осуществления компьютерной системы 635, способной обрабатывать сейсмические данные, включающей в себя, например, систему, способную выполнять действия из фиг. 2 и 3. Согласно некоторым примерам компьютерную систему 635, показанную на фиг. 6, можно использовать в качестве устройства 108 обработки данных из фиг. 1.

В некоторых вариантах осуществления компьютерная система 635 может быть персональным компьютером и/или переносным электронным устройством. В других вариантах осуществления компьютерная система 635 может быть реализацией компьютеров уровня предприятия, таких как один или несколько ультратонких серверов на предприятии. В дальнейших вариантах осуществления компьютерная система 635 может быть сервером любого типа. Компьютерная система 635 может быть на борту судна (такого как судно 301, показанное на фиг. 3А и 3В), может быть на удаленной дистанционно-управляемой лодке, может быть на суше в транспортном средстве, может быть на суше в оборудовании или на любом другом месте.

Клавиатура 640 и мышь 641 могут быть соединены с компьютерной системой 635 через посредство системной шины 648. Согласно одному примеру с клавиатуры 640 и мыши 641 могут вводиться пользовательские данные в компьютерную систему 635 и передаваться эти пользовательские данные к процессору 643. Другие подходящие устройства ввода можно использовать в дополнение к мыши 641 и клавиатуре 640 или вместо них. Блок 649 ввода-вывода, соединенный с системной шиной 648, представляет такие элементы ввода-вывода, как принтер, блок ввода-вывода звука, блок ввода-вывода видеосигнала и т.д.

Кроме того, компьютер 635 может включать в себя видеопамять 644, основную память 645 и массовую память 642, которые все соединены с системной шиной 648, а также с клавиатурой 640, мышью 641 и процессором 643. Массовая память 642 может включать в себя фиксированные и съемные носители, такие как магнитные, оптические или магнитооптические системы хранения данных, и любую другую имеющуюся технологию массовой памяти. Шина 648 может содержать, например, адресные линии для адресации видеопамяти 644 и основной памяти 645.

Системная шина 648 также может включать в себя шину данных для обмена данными между компонентами, такими как процессор 643, основная память 645, видеопамять 644 и массовая память 642. Видеопамять 644 может быть двухпортовой видеопамятью с произвольным доступом. Согласно одному примеру один порт видеопамяти 644 соединен с видеоусилителем 646, который используется для возбуждения одного или нескольких мониторов 647. Монитор (мониторы) 647 может быть монитором любого вида, пригодным для отображения графических изображений, таким как монитор на электроннолучевой трубке (ЭЛТ), монитор на жидкокристаллическом дисплее (ЖКД), или любым другим подходящим устройством представления данных.

Компьютерная система включает в себя процессорный блок 643, который может быть любым подходящим микропроцессором или микрокомпьютером. Компьютерная система 635 также может включать в себя связной интерфейс 650, соединенный с шиной 648. Связной интерфейс 650 обеспечивает двустороннюю передачу данных через посредство сетевой линии. Например, связной интерфейс 650 может быть линией спутниковой связи, платой локальной вычислительной сети (ЛВС), кабельным модемом и/или беспроводным интерфейсом. В любой такой реализацией связной интерфейс 650 передает и принимает электрические, электромагнитные или оптические сигналы, которые переносят цифровые данные, представляющие информацию различного вида.

Код, принимаемый компьютерной системой 635, может выполняться процессором 643, когда код принимается, и/или может сохраняться в массовой памяти 642 или другой энергонезависимой памяти для последующего выполнения. Таким образом, компьютерная система 635 может получать программный код различных видов. Программный код может быть реализован в компьютерном программном продукте любого вида, таком как носитель, сконфигурированный для сохранения или передачи считываемого компьютером кода или данных, или в который считываемый компьютером код или данные могут быть включены. Примеры компьютерных программных продуктов включают в себя компакт-диски, доступные только для чтения, карты постоянного запоминающего устройства, дискеты, магнитные ленты, компьютерные жесткие диски, серверы в сети и твердотельные запоминающие устройства. Независимо от фактической реализации компьютерной системы 635 система обработки данных может выполнять действия, которые делают возможной обработку сейсмических данных, включая, например, действия, показанные на фиг. 1 и 2 и описанные в этой заявке.

Чтобы иллюстрировать принципы исследования, устройства и связанные с ними способы согласно настоящему раскрытию описаны с обращением к конкретным вариантам осуществления. Поэтому приведенное выше описание предназначено для иллюстрации, а не для ограничения. С учетом идей, изложенных в этой заявке, различные модификации и изменения описанных вариантов осуществления должны быть очевидными для специалистов в соответствующей области техники. Например, специалисты в соответствующей области техники могут разработать многочисленные системы, компоновки и способы, которые явно не показаны и не описаны в этой заявке, но реализуют описанные принципы и поэтому находятся в рамках сущности и в объеме этого раскрытия.

Например, хотя в приведенном выше описании подробно излагается обработка сейсмических сигналов одного вида, которая может выполняться в пространственной и временной областях, эту обработку сигналов в пространственной и временной областях можно сочетать с обработкой сигналов, выполняемой в других областях, таких как пространственные и/или временные области Фурье. Сочетание обработок в многочисленных областях может способствовать, например, разрешению любых неоднозначностей, когда многочисленные события возникают в непосредственной близости (во времени) друг от друга на одном сейсмическом датчике. Согласно некоторым примерам данные, обработанные в одной области, могут быть взвешены и объединены со взвешенными данными, обработанными в другой области, например, данным, обработанным в пространственно-временной области, может быть придан определенный вес на основании оценки числа перекрывающихся событий, данным, обработанным в одной или двух областях из временной и пространственной областей Фурье, может быть придан определенный вес на основании геометрии и разнесения сейсмических приемников и затем взвешенные данные из двух различных областей могут быть просуммированы. Согласно другому примеру небольшие временные окна могут анализироваться в обеих областях, например, данные, полученные на протяжении первого временного окна, могут анализироваться в пространственно-временной области для определения угла падения при использовании способов, описанных в этой заявке, а те же самые данные из первого временного окна могут анализироваться в пространственной и/или временной областях Фурье при использовании определенных углов падения для удаления сигнала волны-спутника.

Кроме того, в некоторых вариантах осуществления угол падения (и/или вектор падения), вычисленный при выполнении действий 212, 214, 312, может быть сглажен до коррекции или объединения составляющих или одновременно с коррекцией и объединением составляющих. Кроме того, хотя на фигурах с 4А по 5 показаны системы исследований двух различных видов, способы, описанные в этой заявке, можно использовать в системах исследований других видов, таких как узловая система исследований, даже когда узловая система исследований включает в себя только единственный сейсмический приемник. Кроме того, хотя на фиг. с 4А по 5 показаны цепочки приемников 403, 503, которые обычно параллельны друг другу, системы и способы, описанные в этой заявке, можно использовать в различных геометриях исследований, включая геометрии исследований нерегулярной формы. Кроме того, действия, показанные на фиг. 2 и 3, можно выполнять на месте проведения работ одновременно с регистрацией данных, на месте проведения работ вскоре после регистрации данных, за пределами места проведения работ вскоре после регистрации данных, за пределами места проведения работ в более позднее время и т.д.

В соответствии с этим предполагается, что все такие изменения, вариации и модификации раскрытых вариантов осуществления находятся в объеме этого раскрытия, определяемом прилагаемой формулой изобретения.

В методологиях, прямо или опосредованно изложенных в этой заявке, различные этапы и действия описаны в одном возможном порядке выполнения, но специалисты в соответствующей области техники должны осознавать, что этапы и действия могут быть переставлены, заменены или исключены без неизбежного отступления от сущности и объема раскрытых вариантов осуществления.

Все связанные с отношением и направлением указания (включая: верхний, нижний, вверх, вниз, восходящий, нисходящий, левый, правый, верх, низ, сторона, выше, ниже, передний, средний, задний, вертикальный, горизонтальный и т.д.) приведены для примера, чтобы помочь читателю понять конкретные варианты осуществления, описанные в этой заявке. Не следует толковать их как требования или ограничения, особенно в части положения, ориентации или использования изобретения, за исключением случаев, когда это особо оговорено в формуле изобретения. Связанные с соединением указания (например, прикрепленный, связанный, соединенный, объединенный и т.п.) должны толковаться широко и могут включать в себя промежуточные члены предложения между соединением элементов и относительным перемещением элементов. Соответственно, связанные с соединением указания не обязательно означают, что два элемента соединены непосредственно и неподвижны относительно друг друга за исключением случаев, когда это особо оговорено в формуле изобретения.

1. Способ обработки сейсмических данных, содержащий действия, при выполнении которых:

получают набор измерений векториальной величины сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике и набор измерений скалярной величины сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике, при этом каждое измерение векториальной величины в наборе содержит множество составляющих и каждое измерение векториальной величины и скалярной величины в соответствующих наборах соответствует соответствующему моменту времени;

определяют угол падения сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике в первый момент времени, вычисляя вектор падения сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике в первый момент времени, при этом вектор падения получают на основании меры корреляции по меньшей мере одного измерения векториальной величины из набора измерений векториальной величины;

корректируют составляющую измерения векториальной величины в наборе измерений векториальной величины в зависимости от определенного угла падения в первый момент времени; и

объединяют скорректированную составляющую измерения векториальной величины с измерением скалярной величины в наборе измерений скалярной величины, которое соответствует первому моменту времени.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий одно или несколько из следующих:

отображение данных, получаемых при использовании по меньшей мере объединенного измерения векториальной величины и скалярной величины; и

миграцию набора измерений скалярной величины для формирования сейсмического изображения и отображения сейсмического изображения на материальном носителе.

3. Способ по п. 1, в котором одно или несколько из следующих:

данные, включающие в себя объединенное измерение векториальной величины и скалярной величины, сохраняют на носителе данных, который передают для последующей обработки данных;

измерение векториальной величины, которое корректируют, соответствует тому же самому моменту времени, в который определяли угол падения;

по меньшей мере одно измерение векториальной величины из набора измерений векториальной величины, на основании которого получают вектор падения, соответствует тому же самому моменту времени, в который определяли угол падения; и

каждое измерение векториальной величины из набора измерений векториальной величины содержит первую составляющую, представляющую z-направление, вторую составляющую, представляющую x-направление, и третью составляющую, представляющую y-направление.

4. Способ по п. 1, в котором мера корреляции представляет собой меру ковариации.

5. Способ по п. 1, в котором один или несколько из следующих:

вектор падения получают на основании меры корреляции множества измерений векториальной величины в наборе измерений векториальной величины, при этом множество измерений векториальной величины соответствует различным соответствующим моментам времени; и

вектор падения получают на основании меры корреляции множества измерений векториальной величины, при этом множество измерений векториальной величины включает в себя измерения векториальной величины с множества различных сейсмических приемников, разнесенных в пространстве.

6. Способ по п. 1, дополнительно содержащий одно или несколько из следующих:

определение угла падения сейсмического волнового поля для каждого из множества моментов времени путем вычисления вектора падения в каждый соответствующий момент времени;

коррекцию соответствующих составляющих множества измерений векториальной величины в наборе измерений векториальной величины в зависимости от определенного угла падения в каждый соответствующий момент времени; и

объединение скорректированных составляющих измерений векториальной величины с соответствующим измерением скалярной величины в каждый соответствующий момент времени для подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле.

7. Способ по п. 1, в котором объединенные скорректированная составляющая измерения векториальной величины и измерение скалярной величины представляют восходящую часть сейсмического волнового поля с ослабленными волнами-спутниками.

8. Способ по п. 7, в котором восходящую часть сейсмического волнового поля с ослабленными волнами-спутниками вычисляют на основании

,

где U(t) представляет восходящую часть сейсмического волнового поля с ослабленными волнами-спутниками, P(t) представляет измерение скалярной величины как функцию времени, VZ(t) представляет составляющую измерения векториальной величины как функцию времени, θ(t) представляет угол падения относительно вертикали как функцию времени, ρс представляет акустический импеданс, а U, P и VZ все относятся к одному и тому же месту в пространстве.

9. Способ по п. 1, в котором объединенные скорректированная составляющая измерения векториальной величины и измерение скалярной величины представляют нисходящую часть сейсмического волнового поля.

10. Способ по п. 9, в котором нисходящую часть сейсмического волнового поля вычисляют на основании

,

где D(t) представляет нисходящую часть сейсмического волнового поля, P(t) представляет измерение скалярной величины как функцию времени, VZ(t) представляет составляющую измерения векториальной величины как функцию времени, θ(t) представляет угол падения относительно вертикали как функцию времени и ρс представляет акустический импеданс, а D, P и VZ все относятся к одному и тому же месту в пространстве.

11. Способ по п. 1, в котором измерение векториальной величины содержит измерение скорости частиц и измерение скалярной величины содержит измерение давления.

12. Способ по п. 1, в котором одно или несколько из следующих:

составляющая является вертикальной составляющей, а угол падения определяют относительно вертикальной составляющей; и

составляющая содержит комбинацию двух горизонтальных составляющих.

13. Способ по п. 1, в котором вектор падения вычисляют путем составления ковариационной матрицы на основании по меньшей мере одного измерения векториальной величины и определения собственного вектора ковариационной матрицы, при этом вектор падения вычисляют на основании собственного вектора ковариационной матрицы.

14. Способ по п. 13, в котором собственный вектор является наибольшим собственным вектором ковариационной матрицы.

15. Способ по п. 14, в котором величину наибольшего собственного вектора ковариационной матрицы относительно других собственных векторов ковариационной матрицы используют для определения, соответствует ли измерение представляющему интерес событию или соответствует шуму.

16. Способ по п. 13, в котором вектор падения вычисляют на основании направления собственного вектора.

17. Способ по п. 13, в котором одно или несколько из следующих:

собственный вектор является первым собственным вектором, а способ дополнительно содержит определение второго собственного вектора ковариационной матрицы, при этом вектор падения вычисляют на основании первого и второго собственных векторов; и

первый собственный вектор не является наибольшим собственным вектором ковариационной матрицы.

18. Способ по п. 1, в котором одно или несколько из следующих:

вектор падения вычисляют путем составления ковариационной матрицы на основании множества измерений векторной величины во временном окне, включающем в себя по меньшей мере одно измерение векториальной величины, и определения собственного вектора ковариационной матрицы, при этом вектор падения вычисляют на основании собственного вектора ковариационной матрицы; и

вектор падения вычисляют путем составления ковариационной матрицы на основании по меньшей мере одного измерения векториальной величины и определения всех собственных векторов ковариационной матрицы, при этом вектор падения получают на основании ковариационной матрицы.

19. Способ по п. 1, в котором одно или несколько из следующих:

вектор падения вычисляют на основании направления наибольшего собственного вектора ковариационной матрицы;

вектор падения вычисляют на основании направления, полученного на основании двух наименьших из всех собственных векторов ковариационной матрицы; и

вектор падения вычисляют из первой плоскости, при этом первая плоскость перпендикулярна второй плоскости, задаваемой двумя наименьшими собственными векторами.

20. Способ по п. 1, в котором вектор падения вычисляют путем составления ковариационной матрицы на основании по меньшей мере двух измерений векториальной величины из набора измерений векториальной величины и определения собственного вектора ковариационной матрицы, при этом вектор падения вычисляют на основании собственного вектора ковариационной матрицы.

21. Способ по п. 20, в котором ковариационную матрицу составляют на основании интервала измерений векториальной величины во временном окне, при этом угол падения как функцию времени находят при скольжении временного окна вдоль оси времени.

22. Способ по п. 1, в котором одно или несколько из следующих:

угол падения сейсмического волнового поля определяют во временной области; и

сейсмический приемник является первым сейсмическим приемником и дополнительно вычисляют вектор падения, и измерение векториальной величины корректируют независимо от набора измерений векториальной величины со второго сейсмического приемника.

23. Способ коррекции векториальных данных с сейсмического приемника, содержащий действия, при выполнении которых:

составляют ковариационную матрицу, как функцию времени, набора измеренных векториальных данных с сейсмического приемника;

вычисляют вектор падения сейсмического волнового поля на сейсмическом приемнике как функцию времени на основании составленной ковариационной матрицы;

образуют скорректированный набор векториальных данных как функцию набора измеренных векториальных данных и вычисленного вектора падения; и

объединяют скорректированный набор векториальных данных с набором измеренных скалярных данных с сейсмического приемника, чтобы подавить волны-спутники в сейсмическом волновом поле.

24. Способ по п. 23, в котором одно или несколько из следующих:

вектор падения получают на основании собственного вектора ковариационной матрицы;

вектор падения вычисляют во временной области и скорректированный набор векториальных данных образуют во временной области;

сейсмический приемник является первым сейсмическим приемником и дополнительно вектор падения вычисляют, и скорректированный набор векториальных данных образуют независимо от набора измеренных данных со второго сейсмического приемника; и

вектор падения не вычисляют в области Фурье и скорректированный набор векториальных данных не образуют в области Фурье.

25. Способ подавления волн-спутников в сейсмическом волновом поле, содержащий действия, при выполнении которых:

оценивают угол падения сейсмического волнового поля в первый момент времени на первом сейсмическом приемнике на основании ковариационной матрицы, составленной на основании по меньшей мере одного из множества измерений векториальной величины сейсмического волнового поля; и

удаляют нисходящую волну-спутник на втором сейсмическом приемнике путем вычисления оператора, который прогнозирует вступление нисходящей волны-спутника на второй сейсмический приемник во второй момент времени;

в котором одно или несколько из следующих:

оператор является функцией по меньшей мере угла падения сейсмического волнового поля в первый момент времени на первом сейсмическом приемнике;

угол падения является первым углом падения, а оператор является также функцией по меньшей мере второго угла падения;

второй угол падения оценивают на основании по меньшей мере второго измерения векториальной величины во второй момент времени на первом сейсмическом приемнике;

второй угол падения оценивают на основании по меньшей мере второго измерения векториальной величины в первый момент времени на третьем сейсмическом приемнике;

оператор является оператором пространственной области и первый сейсмический приемник отличается от второго сейсмического приемника;

оператор является оператором временной области и первый момент времени отличается от второго момента времени;

оператор является оператором временной и пространственной областей, и первый сейсмический приемник отличается от второго сейсмического приемника, и первый момент времени отличается от второго момента времени;

нисходящую волну-спутник удаляют при использовании оператора для деконволюции сигнала со второго сейсмического приемника;

первый сейсмический приемник и второй сейсмический приемник являются одинаковыми; и

первый момент времени и второй момент времени являются теми же самыми.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области геофизики и может быть полезным в процессе комплексной интерпретации данных сейсморазведки и электроразведки при поисках месторождений углеводородов на шельфе.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для исследований подземного пространства под водой с применением сейсморазведки методом отраженных волн.
Изобретение относится к области производства подводных работ для зондирования морского дна, прокладки трасс трубопроводов с привязкой к географическим координатам, обнаружения заиленных объектов.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для сейсмоакустических исследований на шельфе при выполнении разведочных работ нефтегазоносных месторождений.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских сейсморазведочных работ. Предлагаются способ и устройство для получения морских сейсмических данных с целью создания изображений или определения характеристик подземных формаций с использованием одновременно включающихся источников сигнала.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано при поиске скоплений углеводородов. Предложен способ обнаружения углеводородов с использованием подводного аппарата, снабженного одним или несколькими измерительными компонентами.

Использование: область трехмерных высокоразрешающих сейсмических исследований морского дна для проведения инженерных изысканий. Сущность: система 3D исследования морского дна для инженерных изысканий содержит по меньшей мере один сейсмоизлучатель и по меньшей мере одну сейсмокосу, датчик скорости звука, многолучевой эхолот, гидролокатор бокового обзора, высокочастотный и низкочастотный параметрические профилографы, многолучевой эхолот, выходы которых соединены общей шиной с блоком сбора данных, подключенным к блоку контроля и анализа данных, один из выходов которого соединен общей шиной с входами сейсмоизлучателя и сейсмокосы, датчика скорости звука, многолучевого эхолота, гидролокатора бокового обзора, высокочастотного и низкочастотного параметрических профилографов, а другой выход устройства контроля и анализа данных соединен с блоком первичной обработки данных, подключенным к блоку визуализации данных, соединенному с блоком построения полученных данных в 3D формате.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских сейсморазведочных работ. Предлагается устройство автоматизированного позиционирования (УАП), которое представляет собой тело нейтральной плавучести, корпус которого представляет собой две герметично сопряженные полости, соединенные таким образом, что между ними образуется система сквозных каналов, по которым осуществляется прокачка воды между торцевыми соплами и оборудованными специальными шторками соплами, расположенными возле винтов малошумящих водометных движителей, создающих переменную тягу, сила и направление которой регулируются направлением движения винтов движителей и степенью открытия-закрытия шторок.

Предлагается способ для оценки межузлового расстояния между узлом передатчика (А) и узлом приемника (В), принадлежащих сети, включающей множество узлов, расположенных вдоль буксируемых акустических линейных антенн (20а-20е), причем акустический сигнал передается от узла передатчика до узла приемника через подводный акустический канал.

Предлагается способ управления акустическими характеристиками сети акустических узлов, расположенных вдоль буксируемых акустических линейных антенн, причем сети акустических узлов настроены на определение межузловых расстояний, позволяя определить местоположение акустических линейных антенн.

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано для обеспечения контроля зарождающихся процессов разрушения в массиве горных пород, ведущих к катастрофическим проявлениям, а также для исследования подобных процессов.

Изобретение относится к системам и способам шумоподавления для подводной сейсмоприемной косы. Система состоит из датчика движения частиц, гидрофона, детектора сейсмических событий, средств адаптивной обработки сигналов и средств вычитания сигналов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Измеренные сейсмические данные принимаются от сейсмического датчика.
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении сейсморазведочных работ. Способ вибрационной сейсморазведки основан на возбуждении и регистрации вибрационных сейсмических колебаний и включает в себя коррекцию возбуждаемых сигналов путем изменения относительной интенсивности компонент спектра для волн, представляющих разведочный интерес.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при проведении морских сейсморазведочных работ. Заявлена подводная сейсмическая система для снижения шума в сейсмических сигналах, вызванного отраженными волнами-спутниками или движением сквозь толщу воды.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано в детекторных устройствах. Заявлена приставка для детекторного устройства материала с поляриметром, имеющим поисковую антенну.

Изобретение относится к геофизике и может быть использовано в горной промышленности для контроля изменения напряженно-деформированного состояния массива горных пород на более ранней стадии образования несплошностей, ведущих к динамическим проявлениям.

Изобретение относится к области сейсморазведки и может быть использовано для поиска углеводородов под дном морей и океанов, в том числе и в ледовых условиях на шельфе Северных морей.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке и разработке залежей углеводородов. .

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при сейсморазведке. .

Изобретение относится к устройствам для измерения геофизических и гидрофизических параметров в придонных зонах морей и океанов. Сущность: подводная обсерватория, сочлененная с диспетчерской станцией (9), включает поверхностный буй-веху (8), подповерхностный буй (3) и нижнюю плавучесть (4), соединенные посредством ходового троса (2). Ходовой трос (2) закреплен на балласте (5) посредством гидроакустического размыкателя (6). Между подповерхностным буем (3) и балластом (5) по ходовому тросу (2) передвигается профилирующий носитель (1). Профилирующий носитель (1) содержит модуль центрального микроконтроллера, электропривод и комплект измерительных датчиков. Поверхностный буй-веха (8) содержит радиоантенну (16), радиомодем (17), аккумуляторы (18), акселерометр (19), магнитный компас (20), счетчики (21) потребления электроэнергии, GPS-приемник (22), GSM-модем (23), солнечные батареи (24). Нижняя плавучесть (4) содержит электропривод (10), сочлененный с телескопическим устройством (11), в оконечности которого установлен сейсмометр (12), а также модем (13) гидроакустического канала связи с диспетчерской станцией (9) и устройство (15), считывающее с флеш-карты интегрированного регистратора данных сейсмометра (12). Нижняя плавучесть (4) выполнена шарообразной формы и содержит лифтовую камеру (14) для перемещения профилирующего носителя (1). Внутри ходового троса (2) размещен гидросенсорный кабель (7). Технический результат: расширение функциональных возможностей. 2 ил.
Наверх