СПОСОБ И СИСТЕМА ОБРАБОТКИ СЕЙСМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
METHOD AND SYSTEM FOR PROCESSING SEISMIC DATA

Ссылки на родственную заявку
Настоящая заявка претендует на приоритет патентной заявки CN 201610812740.4 под названием "Способ и система обработки сейсмических данных", поданной 9 сентября 2016 г., полностью включенной в настоящее описание посредством ссылки.
Область техники
Настоящее изобретение относится к технической области цифровой обработки сигналов и, в частности, к способу и системе обработки сейсмических данных.
Уровень техники
Поиск нефтяных и газовых месторождений смещается от простых месторождений к сложным, т.е. от крупно-структурного нефтегазового пласта к трудно различимому литостратиграфическому нефтегазовому пласту. Понятно, что технология обработки данных сейсмической разведки приобретает все большее значение. Это важное средство повышения разрешения сейсмических данных. Затраты на получение сейсмических данных высокого разрешения сравнительно велики. Традиционное оборудование сбора данных характеризуется узкой полосой рабочих частот, а сигналы данных в низкочастотном диапазоне, на частотах менее 5 Гц, получены быть не могут. Результаты обработки на существующем технологическом уровне не могут удовлетворять требованиям разведки литостратиграфического нефтегазового пласта, поэтому существует насущная потребность создания технологии обработки сейсмических данных с высоким разрешением.
Разрешение сейсмического сигнала включает разрешение по вертикали и разрешение по горизонтали. Говоря о разрешении, обычно имеют в виду разрешение по вертикали. На разрешение влияет много факторов, главные из которых будут рассмотрены далее. Во-первых, на разрешение влияет поглощение в породе. В процессе распространения сейсмической волны в среде подземных пластов происходит некоторое ослабление амплитуды сейсмической волны. Затухание амплитуды имеет экспоненциальную зависимость от расстояния распространения, частоты и обратную зависимость от величины добротности Q. Во-вторых, на разрешение влияет частота выборки. В процессе обработки сейсмических данных выполняется регистрация последовательности дискретных данных. Частоты дискретизации по времени непосредственно определяет наивысшую частоту данных. Например, при интервале выборки, составляющем 1 мс, наивысшая частота данных может составлять 500 Гц. Что касается получаемых в настоящее время сейсмических данных, частота их выборки может в принципе удовлетворять требованиям по разрешению, только, если используется фильтр зеркальных частот. В-третьих, на разрешение влияет полоса частот сейсмического волнового импульса - вейвлета. Разрешение при сейсмической разведке определяется длительностью, или шириной импульса, сейсмического вейвлета. При известной полосе частот импульса определена его минимальная продолжительность. Таким образом, разрешение зависит от полосы частот вейвлета. Если требуется улучшить разрешение, должна быть расширена эффективная полоса частот вейвлета, он должен быть сжат, что и составляет основную проблему, которую требуется решить при обработке сейсмических данных с высоким разрешением. В-четвертых, на разрешение влияет фаза вейвлета. Когда вейвлеты имеют идентичные амплитудные спектры, вейвлет с нулевой фазой обладает наивысшим разрешением. Это связано с тем, что длина волны вейвлета с нулевой фазой меньше длины волны другого вейвлета, амплитуда вейвлета на его фронте невелика, а момент его отражения соответствует пику вейвлета. Таким образом, в идеальных условиях вейвлет должен иметь нулевую фазу. Однако существующие способы не в состоянии точно определять фазу вейвлета, и точные фазовые данные не могут быть получены. Фазовая информация о вейвлетах может быть получена только статистическими оценками, поэтому фаза вейвлета должна быть как можно ближе к нулю для улучшения его разрешения. В настоящее время, на указанном принципе основаны многие способы деконволюции (обратной свертки).
Как показано в опубликованных технических документах и статьях, в настоящее время технология высокоразрешающей обработки сейсмических данных основана на усовершенствованных алгоритмах деконволюции, например, методе детерминистской деконволюции вейвлета, методе спектрального отбеливания с изменяющимися во времени параметрами, методе повышения разрешения собственных значений, методе анализа независимых компонент (АНК) и методе слепой деконволюции. По сравнению с традиционными методами деконволюции, указанными выше методами может быть получено значительно более высокое разрешение. Однако при использовании указанных методов плохо различаются оси синфазности и ложные оси синфазности. При обработке сейсмических данных и их интерпретации, условие, что не происходит образования ложных осей синфазности, очень важно для повышения разрешения сейсмических данных до уровня, более высокого по сравнению с достигнутым традиционными способами деконволюции. Более того, при существующей технологии, практически невозможно однородное расширение полосы частот сейсмических данных в сторону высоких частот и в сторону низких частот. При неконтролируемом расширении полосы частот сейсмических данных до крайней верхней частоты, будет происходить искажение формы импульса, либо изменятся кинематические характеристики сейсмического вейвлета, что негативно отразится на построении скоростной модели и точности построения изображения с использованием этой модели.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение направлено на однородное расширение полосы частот сейсмических данных в сторону высоких частот и в сторону низких частот в предположении, что не происходит искажения формы импульса сейсмического вейвлета, и его кинематические характеристики не изменяются. При этом может быть эффективно скомпенсирована потеря данных на низких частотах, связанная с ограничением полосы частот в традиционно используемом оборудовании получения данных, а разрешение сейсмических данных явно улучшается, что является технологической основой при выполнении дальнейшего преобразования сейсмических данных, обработки изображений и интерпретации.
Для решения поставленной задачи, в настоящем изобретении предлагается способ и система обработки сейсмических данных, основанные на аппроксимации в интервале частот.
Согласно первой особенности, в настоящем изобретении предложен способ обработки сейсмических данных, при осуществлении которого:
получают исходные однотрассовые сейсмические данные;
применяют преобразование Фурье и преобразование Гилберта к исходным однотрассовым сейсмическим данным, для получения, соответственно, Фурье-преобразования и преобразования Гилберта;
получают, для каждой заданной для обработки частоты в установленном интервале частот, результат обработки для этой частоты, соответствующий исходным однотрассовым данным, результату преобразования Фурье и результату преобразования Гилберта; и
получают выходной результат, соответствующий результатам обработки на всех заданных для обработки частотах в интервале частот.
Предпочтительно, шаг получения результата обработки на заданной для обработки частоте, соответствующего исходным однотрассовым сейсмическим данным, результату преобразования Фурье и результату преобразования Гилберта, включает:
r
r
r
получение результата K(t) обработки, соответствующего заданной для обработки частоте ƒ, согласно , где результат K(t) обработки представляет собой действительную часть построенной выходной функции K(t), x(t) представляет исходные однотрассовые сейсмические данные, X(t) представляет действительную часть результата преобразования Фурье, a h(t) представляет результат преобразования Гилберта.
Предпочтительно, далее при осуществлении способа выполняют построение выходной функции K(t).
Предпочтительно, построение выходной функции K(t), включает шаги:
построения первой аналитической функции E(t), с обеспечением удовлетворения этой функцией следующему выражению: E(t)=x(t)+jh(t);
r
построения второй аналитической функции Y(t), с обеспечением удовлетворения этой функцией следующему выражению: Y(t)=X(t)+j2nƒt;
построения третьей аналитической функции Z(t), в соответствии со второй аналитической функцией Y(t), с обеспечением удовлетворения третьей аналитической функцией Z(t) следующему выражению:
; и
получения выходной функции K(t) путем умножения первой аналитической функции E(t) на третью аналитическую функцию Z(t), с обеспечением удовлетворения выходной функцией K(t) следующему выражению:
.
Предпочтительно, шаг получения выходного результата, соответствующего результатам обработки на всех заданных для обработки частотах в интервале частот, включает получение выходного результата путем суммирования результатов обработки, соответствующих всем заданным для обработки частотам в интервале частот.
В соответствии со второй особенностью, настоящее изобретение предлагает систему обработки сейсмических данных, включающую:
модуль получения данных, выполненный с возможностью получения исходных однотрассовых сейсмических данных;
модуль преобразования Фурье, выполненный с возможностью применения преобразования Фурье к исходным однотрассовым сейсмическим данным, для получения результата преобразования Фурье;
модуль преобразования Гилберта, выполненный с возможностью применения преобразования Гилберта к исходным однотрассовым сейсмическим данным, для получения результата преобразования Гилберта;
модуль получения результата обработки, выполненный с возможностью получения для каждой заданной для обработки частоты в установленном интервале частот, результата обработки для этой частоты, соответствующего исходным однотрассовым сейсмическим данным, результату преобразования Фурье и результату преобразования Гилберта; и
модуль получения выходного результата, выполненный с возможностью получения выходного результата в соответствии с результатами обработки для всех заданных для обработки частот в интервале частот.
r
Предпочтительно, модуль получения результата обработки, в частности, выполнен с возможностью получения результата K(t) обработки, соответствующего заданной для обработки частоте ƒ, согласно выражению
,
r
в котором результат K(t) обработки представляет собой действительную часть построенной выходной функции K(t), x(t) представляет собой исходные однотрассовые сейсмические данные, X(t) представляет собой действительную часть результата преобразования Фурье, a h(t) является результатом преобразования Гилберта.
Предпочтительно, система также содержит модуль построения, выполненный с возможностью построения выходной функции K(t).
Предпочтительно, модуль построения включает:
первый узел (блок) построения, выполненный с возможностью построения первой аналитической функции E(t) и обеспечения удовлетворения первой аналитической функцией E(t) следующему выражению:
E(t)=x(t)+jh(t);
второй узел построения, выполненный с возможностью построения второй аналитической функции Y(t) и обеспечения удовлетворения второй аналитической функцией Y(t) следующему выражению:
r
Y(t)=X(t)+j2nƒt;
третий узел построения, выполненный с возможностью построения третьей аналитической функции Z(t) в соответствии со второй аналитической функцией Y(t), и обеспечения удовлетворения третьей аналитической функцией Z(t) следующему выражению:
и
узел получения выходной функции, выполненный с возможностью получения выходной функции K(t) путем перемножения первой аналитической функции E(t) и третьей аналитической функции Z(t), и обеспечения удовлетворения выходной функцией K(t) следующему выражению:
.
Предпочтительно, модуль получения выходного результата, в частности, выполнен с возможностью получения выходного результата путем суммирования результатов обработки, соответствующих всем заданным для обработки частотам в интервале частот.
По сравнению с уровнем техники, один вариант выполнения или несколько вариантов выполнения, в соответствии с настоящим изобретением, может иметь следующие преимущества или обеспечивать положительный эффект.
В соответствии с настоящим изобретением, потеря данных на низкочастотном краю, возникающая из-за ограниченного частотного диапазона обычно используемого оборудования получения данных, может быть эффективно скомпенсирована, а частотный диапазон сейсмических данных может быть, очевидно, однородно расширен. В результате, может быть существенно улучшено разрешение сейсмических данных. В то же время, можно избежать искажения формы сигнала, возникающего из-за расширения частотного диапазона, а кинематические характеристики сейсмического вейвлета останутся неизменными.
Другие признаки и преимущества настоящего изобретения будут более подробно рассмотрены в приведенном ниже описании, и станут более очевидными или понятными при рассмотрении примеров выполнения настоящего изобретения. Задачи и преимущества настоящего изобретения будут достигнуты посредством конструкции, показанной в описании, формуле и приложенных чертежах.
Краткое описание чертежей
Приложенные чертежи способствуют пониманию настоящего изобретения и составляют часть описания. Чертежи, наряду с вариантами выполнения, используются для объяснения настоящего изобретения, не ограничивая изобретения. На чертежах:
на фиг. 1 представлена блок-схема способа обработки сейсмических данных в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 2 представлена блок-схема другого способа обработки сейсмических данных в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 3 представлена блок-схема построения выходной функции в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 4 схематично показана структура системы обработки сейсмических данных в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 5 схематично показана структура другой системы обработки сейсмических данных в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 6 схематично показана структура модуля построения в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 7а приведено схематическое теоретическое представление вейвлета;
на фиг. 7б схематически показан вейвлет, обрабатываемый способом в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения (интервал частот вейвлета составляет 0-10 Гц);
на фиг. 7в представлен спектр исходного вейвлета;
на фиг. 7г представлен спектр обработанного вейвлета;
на фиг. 8а схематично показана сейсмограмма Общей Средней Точки (ОСТ - от англ. Common Middle Point) и спектр ее скорости в заданной области, до применения способа в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 8б схематично показана сейсмограмма ОСТ и спектр ее скорости в заданной области, после применения способа в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 9а представлен исходный спектр спектрограммы ОСТ в заданной области, до применения способа в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 9б представлен спектр спектрограммы ОСТ в заданной области, после применения способа в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения (интервал частот спектра составляет 0-10 Гц);
на фиг. 10а представлен вид исходного суммированного сечения линии 444 в заданной области;
на фиг. 10б представлен вид суммированного сечения после того, как линия 444, показанная на фиг. 10а, подвергнута обработке способом в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 11а представлен вид исходного суммированного сечения линии 452 в заданной области;
на фиг. 11б представлен вид суммированного сечения после того, как линия 452, показанная на фиг. 11а, подвергнута обработке способом в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения;
на фиг. 12а представлен вид исходного суммированного сечения линии 460 в заданной области; и
на фиг. 12б представлен вид суммированного сечения после того, как линия 460, показанная на фиг. 12а, подвергнута обработке способом, в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения
Подробное описание осуществления изобретения
Ниже приведено подробное рассмотрение настоящего изобретения со ссылкой на варианты выполнения и приложенные чертежи, позволяющие получить полное представление о решении технической проблемы техническими средствами в соответствии с настоящим изобретением, и достичь его технических результатов, и, следовательно, техническое решение в соответствии с настоящим изобретением может быть осуществлено. Следует заметить, что если нет конструктивной несовместимости, все технические признаки, упомянутые во всех вариантах выполнения, могут быть скомбинированы любым образом, а все полученные таким образом технические решения попадают в область притязаний настоящего изобретения.
В настоящее время способы высокоразрешающей обработки сейсмических данных основаны на различных усовершенствованных алгоритмах деконволюции. По сравнению с традиционным способом деконволюции, при использовании усовершенствованных алгоритмов деконволюции может быть достигнуто значительно более высокое разрешение. Однако, при использовании усовершенствованных алгоритмов деконволюции, оси синфазности оказываются трудноразличимыми с ложными осями синфазности. Для обработки сейсмических данных и их интерпретации очень важно поднять разрешение сейсмических данных на более высокий уровень по сравнению с достигнутым традиционным способом деконволюции при условии, что не генерируются ложные оси синфазности. Более того, в существующей технологии сейсморазведки, полоса частот сейсмических данных едва ли может быть расширена в область высоких частот и в область низких частот с сохранением однородности. При неконтролируемом расширении полосы частот сейсмических данных до крайней верхней частоты, будет происходить искажение формы импульса, либо изменятся кинематические характеристики сейсмического вейвлета, что негативно отразится на построении скоростной модели и точности построения изображения с использованием этой модели.
Для решения описанной технической проблемы, в варианте выполнения настоящего изобретения представлен способ обработки сейсмических данных.
1 вариант выполнения
На фиг. 1 представлена блок-схема способа обработки сейсмических данных в соответствии с одним вариантом выполнения настоящего изобретения. Как показано на фиг. 1, способ в соответствии с настоящим изобретением в основном включает шаги от 101 до 106.
На шаге 101 получают исходные однотрассовые сейсмические данные. В данном случае, исходные однотрассовые сейсмические данные обозначены как x(t).
На шаге 102 исходные однотрассовые сейсмические данные подвергают преобразованию Фурье для получения результата преобразования Фурье.
В частности, посредством преобразования Фурье и обратного преобразования Фурье может быть осуществлено взаимное преобразование сигнала между временной и частотной областью. Вообще, исходные однотрассовые сейсмические данные x(t) подвергают преобразованию Фурье согласно выражению (1) для получения результата X(w) преобразования Фурье. Результат X(w) преобразования Фурье подвергают обратному преобразованию Фурье согласно выражению (2), для получения исходных однотрассовых сейсмических данных x(t).
r
r
r
i
В выражении (1) X(w) представляет действительную часть результата преобразования Фурье. Обратное преобразование Фурье применяют к X(w) с тем, чтобы получить действительную часть X(t) обратного преобразования Фурье. X(w) представляет собой мнимую часть результата преобразования Фурье, амплитудная функция которого имеет вид , а фазовая функция имеет вид .
Обычно, преобразование Фурье в частотной области применяют для разложения сигнала с получением его амплитудного спектра для спектрального анализа этого сигнала. Когда исходный сейсмический сигнал имеет низкую частоту, вейвлет имеет низкую основную частоту и узкий диапазон частот в частотной области. Поэтому, сигнал обладает относительно низким разрешением, что не способствует дальнейшему анализу сигнала и интерпретации результатов сейсмических исследований. Разрешение зависит от полосы частот вейвлета. При необходимости улучшения разрешения, эффективный диапазон частот вейвлета следует расширять, вейвлет должен быть сжат, что и является главной задачей, решаемой в настоящем изобретении.
На шаге 103, исходные однотрассовые сейсмические данные подвергают преобразованию Гилберта, для получения результата преобразования Гилберта.
Преобразование Гилберта является важным инструментом в анализе сигналов. Исходные однотрассовые сейсмические данные x(t) подвергают преобразованию Гилберта согласно выражению (3) для получения результата h(t) преобразования Гилберта.
На шаге 104, для каждой заданной для обработки частоты в заданном интервале частот, результат обработки, соответствующий заданной для обработки частоте, получают для исходных однотрассовых сейсмических данных, в виде результата преобразования Фурье и результата преобразования Гилберта.
r
В частности, результат K(t), соответствующий заданной для обработки частоте ƒ, получают в соответствии с выражением (4):
r
r
В выражении (4) результат K(t) обработки представляет собой действительную часть построенной выходной функции K(t). Выходная функция K(t) может быть построена в онлайн режиме или автономно, а конкретный способ построения будет подробно проиллюстрирован далее, со ссылкой на фиг. 2. x(t) представляет исходные однотрассовые сейсмические данные, X(t) является действительной частью результата преобразования Фурье, a h(t) является результатом преобразования Гилберта.
На шаге 105 определяют, получены ли результаты обработки для всех заданных для обработки частот в интервале частот.
На шаге 106, если на шаге 105 получен утвердительный ответ, получают выходной результат, соответствующий результатам обработки для всех заданных для обработки частот в интервале частот. Если на шаге 105 ответ отрицательный, процедура возвращается на шаг 104.
min
max
min
max
В частности, интервал частот устанавливается отдельно. В данном случае, (ƒ, ƒ) представляет интервал частот, в котором ƒ обозначает нижнюю границу интервала частот, г. ƒ представляет верхнюю границу интервала частот. Возможно, что интервал частот может быть представлен в виде набора частот ƒ, заданных для обработки.
Если определено, что получены не все результаты обработки, соответствующие всем заданным для обработки частотам в интервале частот, процедура возвращается на шаг 104, и обработка продолжается.
Если определено, что получены все результаты обработки, соответствующие всем заданным для обработки частотам в интервале частот, получают выходной результат в соответствии со всеми полученными результатами обработки. Согласно одному предпочтительному варианту выполнения настоящего изобретения, выходной результат может быть получен суммированием результатов обработки, соответствующих всем заданным для обработки частотам в интервале частот. То есть выходной результат y(t) может быть получен в соответствии с выражением (5):
В соответствии со способом обработки сейсмических данных, предложенном в настоящем изобретении, результат обработки для каждой заданной для обработки частоты в интервале частот может быть получен последовательно, а конечный выходной результат может быть получен в соответствии со всеми результатами обработки. Более того, когда вычисляется результат обработки для каждой заданной для обработки частоты, используются исходные однотрассовые сейсмические данные, результат преобразования Фурье и результат преобразования Гилберта. Результат преобразования Гилберта используется для ограничения трех мгновенных параметров данных (а именно, мгновенной амплитуды, мгновенной частоты и мгновенной фазы). Можно заметить, что в соответствии с настоящим изобретением, вводятся ограничения на исходные однотрассовые сейсмические данные и три мгновенных их параметра, с тем, чтобы избежать искажения сигнала во время процедуры преобразования в частотной области.
Короче говоря, в соответствии с настоящим изобретением, высокоразрешающая обработка сейсмических данных выполняется на основе однотрассовой аппроксимации в интервале частот, когда разрешение сейсмических данных может быть значительно улучшено при сохранении неизменности кинематических характеристик вейвлета. Диапазон частот сейсмических данных может быть расширен как в сторону высоких частот, так и в сторону низких частот, при этом эффективная полоса частот сигнала будет, очевидно, увеличена. В частности, в процессе высокоразрешающей обработки сейсмических данных, основанной на однотрассовой аппроксимации в интервале частот, аналитические функции строятся на основе преобразования Фурье и преобразования Гилберта, а высокоразрешающая обработка сейсмических данных одной трассы и на одной частоте может быть выполнена в другом формате. При этом можно избежать появления искажения формы импульса, возникающего из-за расширения частотного диапазона. Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением, разрешение сейсмических данных может быть значительно улучшено, что обеспечивает техническую основу для дальнейшей обработки и интерпретации результатов.
2 вариант выполнения
На фиг. 2 представлена блок-схема способа обработки сейсмических данных в соответствии с вариантом выполнения настоящего изобретения. Как показано на фиг. 2, в соответствии с настоящим изобретением, к шагам из варианта выполнения 1 добавляется шаг 201.
На шаге 201, выполняют построение выходной функции K(t). В данном случае, выходная функция K(t) может быть построена в онлайн режиме или автономно.
На фиг. 3 представлена блок-схема способа построения выходной функции в соответствии с вариантом выполнения настоящего изобретения. Как показано на фиг. 3, в соответствии с настоящим вариантом выполнения, способ построения выходной функции K(t) в основном содержит шаги 301-304.
На шаге 301, выполняют построение первой аналитической функции E(t), удовлетворяющей выражению (6):
В частности, построение первой аналитической функции E(t) выполняют на основе исходных однотрассовых сейсмических данных x(t) и результата h(t) преобразования Гилберта, с тем, чтобы ввести ограничения на входной сигнал (т.е., исходные однотрассовые сейсмические данные) и три мгновенных параметра сигнала. В данном случае, к трем мгновенным параметрам сигнала относятся мгновенная амплитуда, мгновенная частота и мгновенная фаза сигнала.
На шаге 302, выполняют построение второй аналитической функции Y(t), удовлетворяющей выражению (7):
На шаге 303, в соответствии со второй аналитической функцией Y(t) выполняют построение третьей аналитической функции Z(x), удовлетворяющей выражению (8):
В частности, построение второй аналитической функции Y(t) выполняют для построения третьей аналитической функции Z(t), а способ построения может способствовать выводу выражений.
r
Построение третьей аналитической функции Z(t) выполняют на основе действительной части X(t) результата преобразования Фурье исходных однотрассовых сейсмических данных x(t) и тригонометрических функций sin(2πƒt) и cos(2πƒt) частоты ƒ, для которой должна выполняться обработка. В выражении (8) для третьей аналитической функции Z(t) для ограничения амплитуды используется экспоненциальная функция, а для ограничения фазы используются тригонометрические функции.
На шаге 304 получают выходную функцию K(t) путем перемножения первой аналитической функции E(t) и третьей аналитической функции Z(t), и выходная функция K(t) приобретает вид (9):
В частности, произведение первой аналитической функции E(t) и третьей аналитической функции Z(t) служит в качестве выходной функции K(t). Можно заметить, что выходная функция K(t) является однотрассовой функцией одной частоты, построенной с использованием упомянутых выше ограничений, а именно, ограничений на входной сигнал, ограничений на три мгновенных параметра сигнала и ограничений на амплитуду и фазу сигнала. При этих ограничениях можно избежать искажений сигнала в процессе преобразования в частотной области.
В соответствии с настоящим вариантом выполнения, построение первой аналитической функции, второй аналитической функции и третьей аналитической функции используется для получения выходной функции. При этом вводятся ограничения и, в то же время, порядок построения выходной функции является понятным. Однотрассовая и одночастотная выходная функция K(t) является основной функцией, в соответствии с настоящим изобретением. В выходной функции налагаются ограничения на входной сигнал, ограничения на три мгновенных параметра сигнала и ограничения на амплитуду и фазу сигнала, благодаря чему могут быть исключены искажения сигнала при его преобразовании в частотной области.
Короче говоря, в соответствии со способом обработки сейсмических данных, предложенном в настоящем изобретении, высокоразрешающую обработку сейсмических данных выполняют на основе однотрассовой аппроксимации в интервале частот, при которой разрешение сейсмических данных может быть существенно улучшено при сохранении неизменными кинематических характеристик вейвлета. Диапазон частот сейсмических данных может быть расширен как в сторону высоких частот, так и в сторону низких частот, благодаря чему эффективный диапазон частот сигнала может быть очевидным образом расширен. В частности, при высокоразрешающем разрешении сейсмических данных на основе однотрассовой аппроксимации в интервале частот, аналитические функции построены на основе преобразования Фурье и преобразования Гилберта, а высокоразрешающая обработка сейсмических данных по одной трассе и на одной частоте может быть выполнена в другом формате. Таким образом, можно избежать искажений сигнала из-за расширения полосы частот. Благодаря этому, в соответствии с настоящим изобретением, может быть существенно улучшено разрешение сейсмических данных, что обеспечивает техническую основу для дальнейшей обработки и интерпретации результатов.
Для подтверждения положительного эффекта настоящего изобретения оно будет более подробно рассмотрено далее, со ссылкой на фиг. 7а-12б. В частности, точность и эффективность, свойственные способу в соответствии с настоящим изобретением, будут подтверждены обработкой как теоретических, так и реальных данных.
В частности, на фиг. 7а представлен волновой импульс (вейвлет) Рикера. На фиг. 7б схематично показан результат обработки вейвлета с высоким разрешением, выполненной способом в соответствии с настоящим изобретением (диапазон частот обработки составляет 0-10 Гц). Сравнивая изображения на фиг. 7а и 7б, можно заметить, что после обработки способом в соответствии с настоящим изобретением, разрешение вейвлета может быть, очевидно, улучшено, а длительно главного лепестка вейвлета не изменилась. На фиг. 7в представлен спектр исходного вейвлета, а на фиг. 7г представлен спектр обработанного вейвлета. Сравнивая изображения на фиг. 7в и фиг. 7г, можно видеть, что после обработки основная частота вейвлета может быть улучшена, а его диапазон частот, очевидно, расширяется. В частности, диапазон частот может быть расширен не только в область высоких частот, но, в определенной мере, и в область низких частот. При этом вейвлет может содержать больше частотных компонентов.
Ниже приведен результат сравнения фактических исходных данных и данных, полученных после обработки способом в соответствии с настоящим изобретением. Показаны трехмерные сейсмические данные в области исследования в западном Китае. В соответствии с настоящим изобретением, используется однотрассовый способ обработки, и перед суммированием трасс выполняется обработка данных. Однако в других вариантах выполнения данные могут быть подвергнуты обработке после суммирования.
На фиг. 8а представлена сейсмограмма Общей Средней Точки (ОСТ) и ее спектр скорости в заданной области перед применением способа в соответствии с настоящим вариантом выполнения. На фиг. 8б представлена сейсмограмма ОСТ и ее спектр скорости в заданной области после применения способа в соответствии с настоящим вариантом выполнения. При сравнении фиг. 8а и фиг. 8б можно заметить, что физическое расположение энергетического спектра скорости перед применением способа совпадает с расположением энергетического спектра после применения способа, что подтверждает отсутствие влияния способа в соответствии с настоящим изобретением на кинематические характеристики вейвлета.
На фиг. 9а представлен исходный спектр сейсмограммы ОСТ в заданной области перед применением способа в соответствии с настоящим вариантом выполнения. Как показано на фиг. 9а, перед обработкой способом в соответствии с настоящим вариантом выполнения, сейсмические данные имеют узкий диапазон частот и низкое разрешение. В частности, в диапазоне низких частот, ниже 5 Гц данные практически отсутствуют из-за ограниченности частотного рабочего диапазона оборудования получения данных. На фиг. 9б показан спектр сейсмограммы ОСТ в заданной области после применения способа в соответствии с настоящим изобретением (в диапазоне частот 0-10 Гц). При сравнении фиг. 9а и фиг. 9б можно видеть, что диапазон частот данных может быть значительно расширен. В частности, может быть выполнена эффективная компенсация данных в низкочастотном диапазоне.
На фиг. 10а представлен исходный суммированный вид сечения линии 444 (ОСТ1380-1520, от 2 до 3 секунды) в заданной области, а на фиг. 10б представлен суммированный вид сечения линии 444, показанной на фиг. 10а, при проведении ее обработки до суммирования способом в соответствии с настоящим вариантом выполнения. На фиг. 10а и фиг. 10б белые толстые линии используются для выделения сигнала для облегчения выполнения сравнения сигналов между собой. Выделяющие отметки могут иметь и другой вид, отличающийся от показанного.
На фиг. 11а представлен исходный суммированный вид сечения линии 452 (ОСТ760-900, от 2 до 3 секунды) в заданной области, а на фиг. 11б представлен суммированный вид сечения этой линии, показанной на фиг. 11а, при проведении ее обработки до суммирования способом в соответствии с настоящим вариантом выполнения. На фиг. 11а и фиг. 11б белые толстые линии используются для выделения сигнала для облегчения выполнения сравнения сигналов между собой. Выделяющие отметки могут иметь и другой вид, отличающийся от показанного.
На фиг. 12а представлен исходный суммированный вид сечения линии 460 (ОСТ1560-1700, от 2 до 3 секунды) в заданной области, а на фиг. 12б представлен суммированный вид сечения этой линии, показанной на фиг. 12а, при проведении ее обработки до суммирования способом в соответствии с настоящим вариантом выполнения. На фиг. 12а и фиг. 12б белые толстые линии используются для выделения сигнала для облегчения выполнения сравнения сигналов между собой. Выделяющие отметки могут иметь и другой вид, отличающийся от показанного.
Сравнивая фиг. 10а с фиг. 10б, фиг. 11а с фиг. 11б и фиг. 12а с фиг. 12б, можно заметить, что после обработки способом в соответствии с настоящим вариантом выполнения, выполненной перед суммированием трасс, разрешение сейсмических данных может быть очевидным образом улучшено, и не образуются ложные оси синфазности. В результате не возникает ситуации, когда трудно различить оси синфазности и ложные оси синфазности. Поэтому сейсмические данные, после их обработки способом в соответствии с настоящим вариантом выполнения, могут обеспечить техническую основу для дальнейших операций по обработке и интерпретации результатов.
Короче говоря, в соответствии с настоящим вариантом выполнения, потеря данных в низкочастотной части диапазона из-за ограниченности диапазона рабочих частот традиционного оборудования получения данных может быть эффективно скомпенсирована, а диапазон частот сейсмических данных может быть существенно равномерно расширен. В результате, может быть существенно улучшено разрешение сейсмических данных. В то же время, можно избежать искажения формы сигнала, возникающего из-за расширения частотного диапазона, и кинематические характеристики сейсмического вейвлета останутся неизменными.
Внедрение широкополосного оборудования позволило бы существенно улучшить рентабельность получения сейсмических данных. Поэтому, традиционное недорогое оборудование получения данных будет использоваться еще довольно продолжительное время. Способ в соответствии с настоящим вариантом выполнения будет особенно востребован для высокоразрешающей обработки сейсмических данных, собираемых посредством традиционного оборудования получения данных.
3 вариант выполнения
В соответствии с вариантом выполнения 1 и вариантом выполнения 2, настоящий вариант выполнения представляет систему для обработки сейсмических данных.
На фиг. 4 представлена блок-схема системы обработки сейсмических данных в соответствии с настоящим вариантом выполнения. Как показано на фиг. 4, согласно настоящему варианту выполнения, система обработки сейсмических данных в основном включает модуль 401 получения данных, модуль 402 преобразования Фурье, модуль 403 преобразования Гилберта, модуль 404 получения результата обработки, и модуль 405 получения выходного результата, причем модуль 401 получения данных соединен с модулем 402 преобразования Фурье и модулем 403 преобразования Гилберта, соответственно, модуль 402 преобразования Фурье и модуль 403 преобразования Гилберта оба соединены модулем 404 получения результата обработки, а модуль 404 получения результата обработки соединен с модулем 405 получения выходного результата.
В частности, модуль 401 получения данных выполнен с возможностью получения исходных однотрассовых сейсмических данных.
Модуль 402 преобразования Фурье выполнен с возможностью применения преобразования Фурье к исходным однотрассовым сейсмическим данным для получения результата преобразования Фурье.
Модуль 403 преобразования Гилберта выполнен с возможностью применения преобразования Гилберта к исходным однотрассовым сейсмическим данным для получения результата преобразования Гилберта.
Модуль 404 получения результата обработки выполнен с возможностью получения, в отношении каждой заданной для обработки частоты в заданном интервале частот, результата обработки для каждой такой частоты, соответствующего исходным однотрассовым сейсмическим данным, результату преобразования Фурье и результату преобразования Гилберта.
r
r
r
В частности, модуль 404 получения результата обработки выполнен с возможностью получения результата K(t) для заданной для обработки частоты/, в соответствии с выражением: , где результат K(t) обработки представляет собой действительную часть построенной выходной функции K(t), x(t) представляет собой исходные однотрассовые сейсмические данные, X(t) является действительной частью результата преобразования Фурье, a h(t) является результатом преобразования Гильберта.
Модуль 405 получения выходного результата выполнен с возможностью получения выходного результата, соответствующего результатам обработки на всех заданных для обработки частотах в диапазоне частот. В частности, модуль 405 получения выходного результата выполнен с возможностью получения выходного результата путем суммирования результатов обработки, соответствующих всем заданным для обработки частотам в интервале частот.
В системе обработки сейсмических данных настоящего варианта выполнения, результат обработки, соответствующий каждой заданной для обработки частоте в интервале частот, можно получать последовательно, и окончательный выходной результат может быть получен в соответствии со всеми результатами обработки. Более того, когда вычисляется результат обработки, соответствующий каждой заданной для обработки частоте, используются исходные однотрассовые сейсмические данные, результат преобразования Фурье и результат преобразования Гилберта.
Результат преобразования Гилберта используется для ограничения трех мгновенных параметров (т.е. мгновенной амплитуды, мгновенной частоты и мгновенной фазы) данных. Можно заметить, что, в соответствии с настоящим вариантом выполнения, вводятся ограничения на исходные однотрассовые сейсмические данные и три мгновенных параметра этих данных, поэтому можно избежать искажений сигнала во время процедуры преобразования в частотной области.
Короче говоря, в соответствии с настоящим изобретением, высокоразрешающая обработка сейсмических данных выполняется на основе однотрассовой аппроксимации в интервале частот, когда разрешение сейсмических данных может быть значительно улучшено при сохранении неизменности кинематических характеристик вейвлета. Диапазон частот сейсмических данных может быть расширен как в сторону высоких частот, так и в сторону низких частот, при этом эффективная полоса частот сигнала может быть, очевидно, расширена. В частности, в процессе высокоразрешающей обработки сейсмических данных, основанной на однотрассовой аппроксимации в интервале частот, аналитические функции строятся на основе преобразования Фурье и преобразования Гилберта, а высокоразрешающая обработка сейсмических данных в одной трассе и на одной частоте может быть выполнена в другом формате. При этом можно избежать появления искажения формы импульса, возникающего из-за расширения частотного диапазона. Таким образом, в соответствии с настоящим изобретением, разрешение сейсмических данных может быть значительно улучшено, что обеспечивает техническую основу для дальнейшей обработки и интерпретации результатов.
4 вариант выполнения
Как показано на фиг. 5, согласно настоящему варианту выполнения, к системе в соответствии с вариантом выполнения 3 добавлен модуль 501 построения. Модуль 501 построения соединен с модулем 404 получения результата обработки. Модуль 501 построения выполнен с возможностью построения выходной функции K(t).
На фиг. 6 представлена блок-схема модуля 501 построения в соответствии с настоящим вариантом выполнения. Как показано на фиг. 6, согласно настоящему варианту выполнения, модуль 501 построения в основном содержит первый узел 601 построения, второй узел 602 построения, третий узел 603 построения и узел 604 получения выходной функции, причем первый узел 601 построения соединен с узлом 604 получения выходной функции, а второй узел 602 построения соединен с узлом 604 получения выходной функции через третий узел 603 построения.
В частности, первый узел 601 построения выполнен с возможностью построения первой аналитической функции E(t) и обеспечивает соответствие первой аналитической функции E(t) следующему выражению: E(t)=x(t)+jh(t).
r
Второй узел 602 построения выполнен с возможностью построения второй аналитической функции Y(t) и обеспечивает соответствие второй аналитической функции Y(t) следующему выражению: Y(t)=X(t)+j2πƒt.
Третий узел 603 построения выполнен с возможностью построения третьей аналитической функции Z(t) в соответствии со второй аналитической функцией Y(t), и обеспечивает соответствие третьей аналитической функции Z(t) следующему выражению:
.
Узел 604 получения выходной функции выполнен с возможностью получения выходной функции K(t) путем перемножения первой аналитической функции E(t) и второй аналитической функции Z(t) и обеспечивает соответствие выходной функции K(t) следующему выражению:
.
В соответствии с настоящим вариантом выполнения, построение первой аналитической функции, второй аналитической функции и третьей аналитической функции используется для получения выходной функции. При этом вводятся ограничения и, в то же время, порядок построения выходной функции является понятным. Однотрассовая и одночастотная выходная функция K(t) является основной функцией, в соответствии с настоящим вариантом выполнения. В выходной функции налагаются ограничения на входной сигнал, ограничения на три мгновенных параметра сигнала и ограничения на амплитуду и фазу сигнала, благодаря чему могут быть исключены искажения сигнала при его преобразовании в частотной области.
Следует заметить, что в части конкретных функциональных шагов модулей и узлов согласно варианту выполнения 3 и варианту выполнения 4 может быть сделана ссылка на иллюстрацию на фиг. 1-3 и фиг. 7а-12б предложенного в настоящем изобретении способа, детали которого повторно здесь не приводятся.
Короче говоря, в соответствии с настоящим вариантом выполнения, потеря данных в низкочастотной части диапазона из-за ограниченности диапазона рабочих частот традиционного оборудования получения данных может быть эффективно скомпенсирована, а диапазон частот сейсмических данных может быть существенно равномерно расширен. В результате, может быть существенно улучшено различение сейсмических данных. В то же время, можно избежать искажения формы сигнала, возникающего из-за расширения частотного диапазона, и кинематические характеристики сейсмического вейвлета останутся неизменными. Внедрение широкополосного оборудования позволило бы существенно улучшить рентабельность получения сейсмических данных. Поэтому, традиционное недорогое оборудование получения данных будет использоваться еще довольно продолжительное время. Способ в соответствии с настоящим вариантом выполнения будет особенно востребован для высокоразрешающей обработки сейсмических данных, собираемых посредством традиционного оборудования получения данных.
Для специалиста, очевидно, должно быть понятно, что каждый из модулей и шагов настоящего изобретения может быть реализован в универсальном вычислительном устройстве. Они могут быть сосредоточены в одном вычислительном устройстве, либо распределены в сети, состоящей из нескольких вычислительных устройств. В частности, они могут быть реализованы в программном коде, выполняемом вычислительными устройствами, и могут при этом храниться в запоминающих устройствах, для их выполнения вычислительными устройствами. В альтернативном варианте, они могут быть выполнены в виде соответствующих модулей на интегральных схемах, либо несколько модулей или шагов, выполняемых ими, могут быть выполнены в виде одного единого модуля на интегральной схеме. Таким образом, настоящее изобретение не ограничено какой-либо конкретной комбинацией аппаратных средств и программного обеспечения.
Приведенное выше описание вариантов выполнения предназначено только для улучшения понимания настоящего изобретения, но не его ограничения. Любой специалист сможет изменить форму выполнения или отдельные детали в пределах существа и области притязаний настоящего изобретения. Пределы защиты настоящего изобретения будут определены областью притязаний согласно формуле изобретения.