СПОСОБ ДЛЯ ПОДАВЛЕНИЯ СИСТЕМАТИЧЕСКИХ АМПЛИТУДНЫХ ВАРИАЦИЙ СИГНАЛОВ Российский патент 2007 года по МПК G01V1/28 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к области геофизических исследований, а более конкретно к способу для обработки сейсмических данных.

Предпосылки создания изобретения

Систематическое загрязнение массива сейсмических данных, например, вследствие недостаточных усилий, затраченных на оптимизацию системы регистрации, может проявляться в виде амплитудных вариаций сигналов и в виде амплитудных вариаций остаточного шума. Оба вида загрязнения являются исходно поперечно коррелированными в наиболее распространенной геометрии системы наблюдений. В случаях, когда геометрия отстрела приводит к образованию шумов, их относят к «следам» или к влиянию системы регистрации на параметры массива зарегистрированных данных. В существующих алгоритмах используются различные способы для уменьшения влияния системы регистрации на параметры данных. Morse P.F. и Hildebrandt G.F. (1989) в статье "Ground-roll suppression by stack array", Geophysics, 54, №3, pp.290-301, раскрыли способ, направленный на решение проблемы вариации сигналов путем коррекции амплитуд, например, путем использования равномерно суммирующего оператора при обработке сейсмических данных. Однако, как показал Hampson, 1994, "Relationship between wave-field sampling and coherent noise attenuation", 56^th Annual Meeting of European Association of Geoscientists and Engineers, Abstracts Book, p. H054, при образовании матрицы во время обработки может уменьшаться разрешение, и поэтому лучше регистрировать данные адекватным образом, но это приводит к повышению расходов на регистрацию. Ronen (1994) в докладе "Handling irregular geometry: Equalized DMO and beyond", Society of Exploration Geophysicists 64^th Annual Meeting Expanded Abstracts, pp.1545-1548, предложил решение, заключающееся в использовании специального алгоритма приращения времени, вызванного наклоном отражающей границы, для сглаживания амплитудных вариаций.

Meunier J. и Belissent M. (1992) в докладе "Reduction of 3D geometry-generated artifacts", 6^th Venezuelan Geophysical Congress Abstracts, pp.388-394, предложили способ, основанный на использовании периодичности загрязнения. Алгоритмы этой группы работают в более подходящей области, например, в волновочисловой (K) области или в наиболее часто используемой частотно-волночисловой (F-K) области, см. например, Necati Gulunay, "Acquisition geometry footprint removal", Society of Exploration Geophysicists 69^th Annual Meeting Expanded Abstracts, pp.637-640. Однако алгоритмы, работающие в области F-K, имеют недостаток, который заключается в том, что при удалении «следов» они работают эффективно только в случае волн, имеющих единственную или постоянную ориентацию или наклонную ось синфазности.

Краткое описание изобретения

Предложен способ для обработки сейсмических данных, предназначенный для удаления искажений из сейсмических данных, включающий в себя применение унитарного преобразования к отделенной в результате преобразования компоненты сейсмических данных для получения модифицированной компоненты результата преобразования. Модифицированную в результате преобразования компоненту фильтруют, а профильтрованные данные инвертируют для получения сейсмических данных в области время-расстояние (Т-Х) или глубина-расстояние (Z-X).

Краткое описание чертежей

Настоящее изобретение и его преимущества станут более понятными при обращении к нижеследующему подробному описанию и сопровождающим чертежам, на которых:

фиг.1А - схематичный сейсмический разрез в области время-расстояние;

фиг.1В - иллюстрация преобразования Фурье данных согласно фиг.1А в область F-K;

фиг.2А - схематичный сейсмический разрез в области время-расстояние, зарегистрированный при субоптимальных параметрах системы регистрации;

фиг.2В - иллюстрация преобразования Фурье данных согласно фиг.2А в область F-K;

фиг.3 - рабочая диаграмма способа обработки согласно настоящему изобретению;

фиг.4 - схематичная иллюстрация потока данных, соответствующего рабочей диаграмме согласно фиг.3;

фиг.5 - синтетический сейсмический разрез с неискаженными сейсмическими данными;

фиг.6 - синтетический сейсмический разрез с искаженными сейсмическими данными;

фиг 7 - синтетический сейсмический разрез после применения к сейсмическим данным из фиг.6 типовой фильтрации из известного уровня техники; и

фиг.8 - синтетический сейсмический разрез после применения к сейсмическим данным из фиг.6 настоящего изобретения.

Хотя изобретение будет описано применительно к его предпочтительным вариантам осуществления, должно быть понятно, что изобретение не ограничено ими. Наоборот, оно подразумевается охватывающим все варианты, модификации и эквиваленты, которые могут быть включены в сущность и объем изобретения, определенные в приложенной формуле изобретения.

Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления

Настоящее изобретение относится к способу, предназначенному для подавления систематических амплитудных вариаций или других наведенных помех сигналов, которые могут быть результатом выбранных параметров системы регистрации, и в этом способе исключены описанные выше недостатки современных способов. Другие преимущества изобретения будут очевидны для специалистов в области техники, к которой относится изобретение, из нижеследующего подробного описания. В свете того, что нижеследующее подробное описание является характерным для конкретного варианта осуществления или для конкретного использования, подразумевается, что оно является иллюстративным и не должно интерпретироваться как ограничивающее объем изобретения.

Задача настоящего изобретения заключается в получении решения, которое не зависит от структурной информации в сейсмических данных, то есть для алгоритма не должна требоваться априорная информация относительно искаженных отражений. Способ направлен на амплитудные вариации отраженных волн за счет использования их повторяющейся природы, и это делается независимо от наклона. Однако способ менее эффективен при удалении следов остаточного шума.

Способ также неэффективен при фазовых вариациях. По возможности, эти вариации следует исключать либо детерминированным либо адаптивным способом. Например, в случае изменений глубины погружения буксируемой сейсмической косы соответствующие фазовые разности могут быть исключены детерминированным способом при использовании значений действительных глубин, которые регистрируют в различных местоположениях вдоль буксируемой сейсмической косы.

Способ может быть описан соответствующим образом при использовании синтетических данных, получаемых из простой модели. Эти синтетические данные будут представляться на различных этапах процесса для пояснения и иллюстрации способа согласно настоящему изобретению.

В предпочтительном варианте осуществления изобретения используется преобразование Фурье, которое представляет собой унитарное преобразование с преимущественными свойствами для этого способа. Однако могут быть использованы другие унитарные преобразования. Унитарное преобразование представляет собой преобразование в виде

A'=UAU^*,

где U^* означает сопряженный оператор (то есть транспонирование матрицы, в которой каждый элемент заменен его адъюнктом). Примеры других унитарных преобразований хорошо известны из области техники, к которой относится изобретение. Вместо использования преобразования Фурье для преобразования сейсмических данных в область результата преобразования в другом варианте осуществления изобретения используется преобразование Хаара. В еще одном варианте осуществления изобретения используется преобразование Хаадемарда. Эти преобразования представляют собой унитарные преобразования, которые должны быть известны специалистам в области техники, к которой относится изобретение. В еще одном варианте осуществления изобретения используются преобразования волнового пакета. Преобразования волнового пакета имеют такую же структуру, что и преобразование Хаара, но, как показал Ивес Мейер, имеют дополнительное свойство, заключающееся в том, что соответствующее разложение является дифференцируемым почленно относительно сейсмической трассы. С помощью любого из этих унитарных преобразований процессы преобразования, фильтрации и подавления нежелательных наведенных помех сигналам могут быть осуществлены эффективно.

На фиг.1А показан схематичный сейсмический разрез в области время-расстояние (в области Т-Х), характеризующий вертикальный срез геологической среды. Для упрощения схематичного чертежа диаграммы прохождения сейсмических волн не показаны. Сейсмический разрез содержит множество трасс, зависимых от времени (Т), расположенных последовательно в горизонтальном (Х) направлении. Сейсмический разрез содержит отклик от горизонтального сейсмического отражающего горизонта 7, отклик от наклонного отражающего горизонта 8, отклик от рассеивающего препятствия на поверхности 9 геологической среды.

Сначала для примера преобразуем данные из области Т-Х в область F-K, используя, например, алгоритм преобразования Фурье. Преобразование Фурье этих данных в область F-K обеспечивает результат, показанный на фиг.1В. В данном случае волна от горизонтальной отражающей границы раздела проецируется вертикально по оси 10, соответствующей K=0, тогда как волна от наклонной границы раздела проецируется по линии, имеющей угол наклона с осью, соответствующей K=0, по оси 11. Волна от сейсмического рассеивающего объекта проецируется по линиям, имеющим другой угол наклона с осью, соответствующей K=0, по осям 12. Этим случаем иллюстрируется одно из преимуществ преобразования данных в область F-K. В то время как отражения от рассеивающего объекта взаимодействуют с желаемыми отражениями в области Т-Х, они полностью разделены в области F-K, что исключает наложение. Нежелательная волна может быть оперативно удалена из области F-K, после чего может быть выполнено обратное преобразование для восстановления исходных данных в отсутствие мешающей волны.

Теперь предположим, что в этом разрезе произведен взрыв, а при регистрации приложены усилия, недостаточные для получения почти оптимального массива данных. При этом можно наблюдать отклик, подобный показанному на разрезе на фиг.2А. Амплитуды систематически модулированы 5 в поперечном направлении, что вызвано, например, слишком крупным «шагом перемещения расстановки при отстреле профиля» во время регистрации данных. Как хорошо известно специалистам в области техники, к которой относится изобретение, «шагом перемещения расстановки при отстреле профиля» называют расстояние от одного положения пункта взрыва сейсмоисточника до последующего пункта взрыва сейсмоисточника. В этом схематичном примере вариации упрощены, чтобы показать модуляцию в виде серии импульсов. Данные после преобразования в область F-K изображены на фиг.2В. В этом случае в области F-K наблюдается взаимодействие трех волн, и оно даже еще сильнее, чем в исходной области время-расстояние. Точнее, теперь волна от горизонтального отражающего горизонта проецируется не только по главной линии 10, но и также по нескольким повторяющимся линиям, из которых показаны только две повторяющиеся линии 20 и 30. Волна от наклонного отражающего горизонта проецируется по линиям 11, 21 и 31, тогда как рассеивающий объект отображается по линиям 12, 22 и 32. Кроме того, для волн от наклонного отражающего горизонта и от рассеивающего объекта имеется больше повторений, но на фигуре показаны только два повторения. При сравнении фиг.2В с фиг.1В можно заключить, что загрязнение обусловлено рекуррентными волнами 20, 21, 22, 30, 31 и 32, пересекающимися с незагрязненными главными волнами, проецируемыми по линиям 10, 11 и 12. В местах пересечений повторяющаяся волна, связанная с загрязнением, не может быть отделена от желаемой волны. На практике пересечения могут находиться в любом местоположении области F-K, поскольку сейсмические отражающие горизонты могут иметь все возможные углы наклона в пределах от -90 до +90°. Поэтому удаление волны, относящейся к отражениям 12, 22 и 32 от рассеивающего объекта, невозможно в стандартной области F-K без такого же удаления желаемых волн. Невозможно изолировать и удалить волну, относящуюся к систематическому загрязнению, то есть всю волну, которая является повторяющейся в области волновых чисел (в направлении K). Это происходит потому, что повторяющаяся волна взаимодействует с главными волнами 10, 11 и 12.

В настоящем изобретении используют стандартное быстрое преобразование Фурье, а также другие способы для преобразования данных из временной области в частотную область и из области расстояний в область волновых чисел. В изобретении также используют способы декомпозиции данных и восстановления данных в комплексные преобразованные данные Фурье.

Прямой процесс согласно изобретению называется прямым модифицированным F-K-преобразованием, тогда как обратный процесс называется обратным модифицированным F-K-преобразованием. Процесс модифицированного F-K-преобразования обеспечивает возможность изоляции волны, связанной с систематическим загрязнением.

В способе обработки согласно предпочтительному варианту осуществления настоящего изобретения используют модифицированное прямое F-K-преобразование, подавление систематического загрязнения и обратное модифицированное F-K-преобразование для преобразования данных обратно в исходную область Т-Х. Процесс показан на фиг.3 и фиг.4. На рабочей диаграмме на фиг.3 показана серия этапов обработки, тогда как на фиг.4 дополнительно показан поток данных в ходе процесса. На фиг.4 показаны панели данных, при этом схематичные изображения на входной панели 39 и выходной панели 60 относятся к сейсмическим откликам, показанным на фиг.2А.

При прямом модифицированном F-K-преобразовании, показанном на фиг.3 и фиг.4, сначала используют вертикальное унитарное преобразование, одномерное прямое преобразование Фурье или вертикальное прямое преобразование 40 Фурье для преобразования входных данных из области Т-Х в область F-X. Это преобразование также называют вертикальным прямым преобразованием, поскольку оно действует вдоль оси времени, которую на типовом сейсмическом разрезе отображают вертикально. При использовании прямого преобразования Фурье данные преобразуют из действительных чисел в комплексные числа, показанные на фиг.4, имеющие действительную часть 41 и мнимую часть 42. Комплексные данные разделяют 43 на амплитудную и фазовую компоненты, используя следующие формулы:

В формулах (1) и (2) А - амплитуда, - фаза, Re - действительная часть и Im - мнимая часть комплексных данных. Аналогично преобразованиям Фурье другие унитарные преобразования имеют разложения, соответствующие базисным функциям конкретного преобразования.

Обратимся к фиг.4, где амплитудная компонента 44 представляет собой амплитудный спектр входных трасс. Амплитудный спектр содержит нежелательное загрязнение, и поэтому его используют для дополнительного преобразования. Фазовую компоненту 45, которая обычно не подвергается или умеренно подвергается систематическому загрязнению, сохраняют для более позднего восстановления данных во время инверсии последовательности.

На следующем этапе обработки осуществляют прямое преобразование 46 Фурье амплитудной компоненты из области F-X в область F-K. Поскольку это унитарное преобразование осуществляют в направлении Х, его называют горизонтальным преобразованием, а в предпочтительном варианте осуществления оно также названо горизонтальным прямым преобразованием Фурье. При удалении фазовых атрибутов в этих данных исчезла связь с наклоном, в результате чего воспроизводятся все волны, являющиеся фактически горизонтальными. Однако процесс является полностью обратимым, то есть амплитудные данные могут быть объединены с сохраненными фазовыми данными 45 для восстановления исходных входных данных.

Теперь сейсмический разрез, показанный на фиг.4, преобразован в модифицированную область F-K и опять включает в себя действительную часть 47 и мнимую часть 48. Как в действительной части 47, так и в мнимой части 48 желаемый отклик 49, свободный от загрязнения, отделен от нежелательных повторений 50. Поскольку все волны от наклонного отражающего горизонта теперь ведут себя так, как если бы они были горизонтальными, они все проецируются на ось K=0, и все проекции загрязняющих волн полностью разделены по параллельным линиям на дискретных значениях (50) K.

Процесс, описанный в этом изобретении, хорошо работает в случае, когда амплитудный спектр геологической среды, то есть F-X-преобразование соответствующим образом зарегистрированных данных, не имеет значительных вариаций в направлении Х. Это условие выполняется, например, в случае, когда трассы содержат многочисленные отражения, случайно распределенные во времени (Т). Тогда соответствующие спектры трасс будут широкими и плоскими (их также называют белыми спектрами). Спектр геологической среды в первом приближении является белым при условии, что временное окно регистрации достаточно большое. Однако в общем случае, даже при менее идеальном распределении отражений условие поперечной непрерывности амплитуд выполняется в достаточной степени.

Что касается систематического загрязнения, то оно обуславливает основные поперечные вариации в пространстве F-X. В этом случае при наличии влияния параметров системы регистрации на характеристики записи амплитуда изменяется периодически вследствие процесса перемещения расстановки в поле. Поэтому в модифицированной области F-K связанная с ней энергия (волна) будет сконцентрирована на постоянных основных волновых числах и числовых значениях 50 гармоник. Связанное с этим ключевое условие заключается в том, что данные должны иметь значения фаз, приравниваемые к нулю в области F-X. Кроме того, вследствие этого энергии всех волн, включающих в себя систематическое загрязнение, должны располагаться симметрично относительно оси K=0.

На этом этапе можно сделать заключение, что имеются два основных различия между модифицированным преобразованием и стандартным F-K-преобразованием. Во-первых, после применения прямого модифицированного преобразования для получения модифицированных преобразованных сейсмических данных удаляются все волны из информации, относящейся к наклонным отражающим горизонтам; все волны становятся фактически горизонтальными, а их энергии проецируются на ось K=0. Во-вторых, после прямого модифицированного F-K-преобразования загрязнение проецируется при постоянных значениях K симметрично вокруг оси K=0.

В результате прямого модифицированного F-K-преобразования полностью изолированное загрязнение выделяется из желаемой энергии и может быть просто устранено путем удаления всех соответствующих значений K (51). На этапе 51 подавления получают обработанные комплексные данные, имеющие действительную часть 52 и мнимую часть 53 с энергией, большей частью, на оси K=0.

При последующей обработке последовательности данные получают с помощью инверсного модифицированного F-K-преобразования. В качестве инверсного модифицированного F-K-преобразования используют инверсное преобразование Фурье из пространства F-K в пространство F-X (54), получая обработанную амплитудную компоненту 55. При инверсном модифицированном F-K-преобразовании дополнительно используют процесс 56 восстановления, при осуществлении которого комбинируют сохраненные фазовые данные 45 с обработанными амплитудными данными 55. Другими словами, фазовые данные 45 компонуют с обработанными амплитудными данными 55. Результирующий комплексный частотный спектр включает в себя действительную часть 57 и мнимую часть 58. Формулы для процесса восстановления на этапе компоновки имеют вид:

При инверсном модифицированном F-K-преобразовании последний этап включает в себя применение инверсного преобразования 59 Фурье восстановленного F-X-спектра (то есть обращение составных данных) в исходную область Т-Х (60). Результат осуществления процесса 60 заключается в том, что систематическое загрязнение, имевшееся во входных данных 39, оказывается подавленным или исключенным.

Настоящее изобретение не ограничено в применении массивами время-расстояние или сейсмическими временными разрезами, но также может быть применено к массивам вертикальная глубина-расстояние или к глубинным разрезам, где время Т вступления отраженной волны преобразовано в глубину Z, например, при использовании способов глубинной миграции. В этом случае этапы способа остаются такими же за исключением того, что с помощью вертикального прямого преобразования осуществляют преобразование из глубинной области (из области Z) в область вертикальных волновых чисел (область K_Z), тогда как с помощью инверсного вертикального преобразования осуществляют преобразование данных из области вертикальных волновых чисел обратно в глубинную область.

Применение варианта осуществления изобретения показано на фиг. с 5 по 8 на примере синтетических Т-Х-данных. На этих фигурах отсчет времени по вертикальной оси представлен номерами отсчетов, а по горизонтальной оси отложены произвольные номера трасс.

На фиг.5 представлен массив синтетических данных, подобных схематичным данным из примера на фиг.1А. На фиг.5 показан синтетический сейсмический разрез в области время-расстояние (в области Т-Х), характеризующий вертикальный срез геологической среды. Сейсмический разрез содержит множество трасс, зависимых от времени, расположенных последовательно в горизонтальном направлении. Сейсмический разрез включает в себя отклик от горизонтального сейсмического отражающего горизонта 7', отклик от наклонного отражающего горизонта 8' и отклик от отражающего горизонта 9', образованного рассеивающим препятствием на поверхности геологической среды. На фиг.5 представлены отклики сейсмических отражающих горизонтов без искажений, вносимых за счет параметров системы регистрации.

На фиг.6 показаны синтетические данные, аналогичные данным на фиг.5 за исключением того, что входные данные искажены подобно схематичным данным из примера согласно фиг.2А, когда за счет нерегулярного количества пунктов взрыва на площади работ при регистрации образуется массив искаженных входных данных. На фиг.6 показан синтетический сейсмический разрез в области время-расстояние (в области Т-Х), характеризующий вертикальный срез геологической среды. Сейсмический разрез содержит отклик от горизонтального сейсмического отражающего горизонта 7', отклик от наклонного отражающего горизонта 8' и нежелательный отклик от рассеивающего препятствия 9' на поверхности геологической среды. На фиг.6 представлены отклики от сейсмических отражающих горизонтов с искажениями, вносимыми за счет параметров системы регистрации.

На фиг.6 входные синтетические данные систематически загрязнены с помощью имитированного шага перемещения источника, равного расстоянию между 8 трассами, что показано посредством Т8 на фиг.5, фиг.6, фиг.7 и фиг.8. Показанные на фиг.6 сейсмические данные соответствуют входным данным 39 на фиг.4. Искажение, являющееся следствием этой периодической модуляции, будет сказываться на амплитудной компоненте данных в области F-X. После разделения (на этапе 43 на фиг.3 и фиг.4) фазовую компоненту данных сохраняют для более позднего использования после фильтрации амплитудной компоненты данных в соответствии со способом согласно настоящему изобретению. В то же время фазовая компонента данных в области F-X не будет содержать систематического загрязнения.

После преобразования данных из фиг.6 в область F-K при использовании модифицированного F-K-преобразования систематическое загрязнение будет спроецировано в виде вертикальных линий в пространстве F-K. После этого систематическое загрязнение может быть ослаблено или исключено применением K-фильтра, соответствующего периодичности.

Для сравнения на фиг.7 показано применение способа фильтрации из известного уровня техники при осуществлении стандартного F-K-преобразования в искаженные данные из фиг.6, когда за счет нерегулярного количества пунктов взрыва на площади работ при регистрации образуется массив искаженных входных данных. На фиг.7 показан синтетический сейсмический разрез в области время-расстояние (в области Т-Х), характеризующий вертикальный срез геологической среды. Сейсмический разрез содержит профильтрованные сейсмические отклики от горизонтального сейсмического отражающего горизонта 7'. При использовании стандартной фильтрации из известного уровня техники из массива искаженных данных на протяжении сейсмического разреза удаляются отклики от горизонтального сейсмического отражающего горизонта 7', обеспечивающие требуемую, непрерывную в поперечном направлении последовательность амплитуд отраженных волн, обусловленную откликами ровного отражающего горизонта. Однако отклики от негоризонтальных отражающих горизонтов, то есть отклики от наклонного отражающего горизонта 8' и от рассеивающего отражающего горизонта 9' на поверхности геологической среды, остаются неизменными.

На фиг.8 показаны результаты применения фильтрации совместно с модифицированным F-K-преобразованием согласно настоящему изобретению к искаженным данным из фиг.6, где массив входных данных искажен за счет нерегулярного количества пунктов взрыва на площади работ. На фиг.8 показан синтетический сейсмический разрез в области время-расстояние (в области Т-Х), характеризующий вертикальный срез геологической среды после применения настоящего изобретения. Фиг.8 соответствует панели 60 конечных данных, характеризующей данные, обработанные при использовании последовательности операций, показанных на рабочей диаграмме согласно фиг.4. Сейсмический разрез согласно фиг.8 содержит профильтрованные сейсмические отклики от горизонтального сейсмического отражающего горизонта 7', тогда как с помощью типовой фильтрации из известного уровня техники из массива искаженных данных на протяжении сейсмического разреза удаляются отклики от ровного отражающего горизонта. Кроме того, скорректированы искажения откликов от негоризонтальных отражающих горизонтов, то есть откликов от наклонного отражающего горизонта 8' и от рассеивающего отражающего горизонта 9' на поверхности геологической среды. В противоположность способам, известным из известного уровня техники, коррекция осуществляется как для откликов ровных отражающих горизонтов, так и для откликов наклонных отражающих горизонтов сейсмического разреза.

Резюмируя предпочтительный вариант осуществления этого изобретения согласно фиг.3, следует отметить, что в сейсмических данных могут быть скорректированы периодические искажения, обусловленные параметрами системы регистрации, путем применения K-фильтра к амплитудной компоненте сейсмических данных в области F-K. Как показано на фиг.3, это осуществляют путем применения вертикального прямого преобразования 40 Фурье к сейсмическим входным Т-Х-данным, которые имеют периодические искажения. Полученные F-X-данные разделяют 43 на амплитудную компоненту и компоненту фазового отклика. Компоненту фазового отклика «сохраняют» (с 43 по 56) для процесса инверсии, выполняемого позднее. Горизонтальное прямое преобразование 46 Фурье применяют к амплитудной компоненте F-X-данных для получения амплитудной компоненты F-K-данных. Поскольку это преобразование осуществляют в направлении Х, то в настоящей заявке оно тоже названо горизонтальным прямым преобразованием Фурье. Для этих F-K-данных используют (51) K-фильтр, основанный на периоде волны, подлежащей ослаблению или исключению. Например, в качестве K-фильтра может быть использован режекторный фильтр или любой другой подходящий фильтр.

После фильтрации данные инвертируют (54, 56 и 59). При первой инверсии осуществляют горизонтальное обратное преобразование Фурье, при этом получают амплитудную компоненту для компоновки (56) с компонентой фазового отклика, полученной на этапе 43 разделения. Затем обращенные выходные данные этапа 56 компоновки используют в качестве входных данных для вертикального обратного преобразования 59 Фурье, в результате выполнения которого получают сейсмический разрез в области Т-Х с данными, профильтрованными для удаления искажений.

Еще раз резюмируя предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения, раскрытый на рабочей диаграмме из фиг.4, следует сказать, что путем применения K-фильтра к модифицированным данным в области F-K можно скорректировать периодические искажения в сейсмических Т-Х-данных, обусловленные параметрами системы регистрации. В предпочтительном варианте осуществления к входным сейсмическим Т-Х-данным 39 в применяют вертикальное прямое преобразование 40 Фурье, получая действительный отклик 41 и мнимый отклик 42. Используя формулы (1) и (2), приведенные выше, эти отклики разделяют 43 на амплитудный отклик 44 и фазовый отклик 45. Компоненту фазового отклика «сохраняют» (с 45 по 56) для процесса инверсии, выполняемого позднее. Горизонтальное прямое преобразование 46 Фурье применяют к амплитудной компоненте F-X-данных для получения действительного отклика 47 и мнимого отклика 48 из амплитудного отклика 44. Поскольку это преобразование 46 осуществляют в направлении Х, то в настоящей заявке оно тоже названо горизонтальным прямым преобразованием Фурье. Для модифицированных F-K-данных 47 и 48 используют (51) K-фильтр, основанный на периоде волны, подлежащей ослаблению или исключению. Например, K-фильтром может быть режекторный фильтр или любой другой подходящий фильтр. Данные после применения фильтра представляют собой модифицированные F-K-данные в виде действительного отклика 52 и мнимого отклика 53.

После фильтрации данные инвертируют обратно в Т-Х-данные. Первая инверсия представляет собой горизонтальное обратное преобразование 54 Фурье, при выполнении которого получают амплитудную компоненту 55 для (56) с компонентной 45 фазового отклика из этапа 43 разделения. Затем обращенные выходные данные 57, 58 этапа 56 компоновки используют в качестве входных данных для вертикального обратного преобразования 59 Фурье, в результате выполнения которого получают сейсмический разрез в области Т-Х с данными, профильтрованными для удаления искажений. На фиг.8 представлен пример Т-Х-данных после обработки в соответствии с настоящим изобретением.

Специалистам в данной области техники, к которой относится изобретение, должно быть понятно, что способ для подавления систематических амплитудных вариаций, описанный в настоящей заявке, может быть использован на практике для данных любого вида, включая, но без ограничения ими, геофизические данные, такие, как сейсмические данные и потенциальные полевые данные. Кроме того, должно быть понятно, что изобретение не должно быть чрезмерно ограничено предшествующим описанием, которое было изложено с иллюстративными целями. Различные модификации и варианты должны быть очевидными для специалистов в области техники, к которой относится изобретение, без отступления от истинного объема изобретения, определяемого нижеследующей формулой изобретения.

Способ для коррекции периодических искажений в сейсмических данных, обусловленных параметрами системы регистрации, путем фильтрации модифицированных в результате унитарного преобразования данных. Для получения частотно-пространственных сейсмических данных к сейсмическим данным применяют вертикальное преобразование. Эти данные разделяют на амплитудную компоненту и компоненту фазового отклика. Компоненту фазового отклика сохраняют для процесса инвертирования. Для получения модифицированных в результате преобразования данных горизонтальное преобразование применяют к амплитудной компоненте F-X-данных. Поскольку это преобразование выполняют в направлении X, в настоящей заявке оно тоже названо горизонтальным прямым преобразованием Фурье. К-фильтр, основанный на периоде волны, подлежащей ослаблению или исключению, применяют к этим F-K-данным. Затем данные инвертируют для получения Т-Х-данных с ослабленными или исключенными искажениями. 4 н. и 16 з.п ф-лы, 8 ил.

1. Способ обработки сейсмических данных, включающий в себя

(a) применение горизонтального унитарного преобразования для разделения сейсмических данных для получения первой преобразованной компоненты и второй преобразованной компоненты и

(b) фильтрацию по меньшей мере одной из первой и второй преобразованных компонент независимо от другой из первой и второй преобразованных компонент.

(a) применение горизонтального унитарного преобразования к одной компоненте из разделенных преобразованных сейсмических данных независимо от по меньшей мере одной другой компоненты из указанных разделенных преобразованных сейсмических данных для получения модифицированных преобразованных сейсмических данных и

(b) фильтрацию указанных модифицированных преобразованных сейсмических данных.

(a) применение вертикального унитарного преобразования к сейсмическим данным для получения первой преобразованной компоненты и второй преобразованной компоненты,

(b) применение горизонтального унитарного преобразования к указанным первой и второй преобразованным компонентам и

(c) фильтрацию по меньшей мере одной из преобразованной первой и преобразованной второй компонент независимо от другой из преобразованной первой и второй преобразованной компоненты.

(a) применение горизонтального унитарного преобразования к отделенной амплитудной компоненте сейсмических данных для получения модифицированных в результате унитарного преобразования данных;

(b) фильтрацию указанных модифицированных в результате унитарного преобразования данных и

(c) инвертирование указанных модифицированных в результате унитарного преобразования данных для получения сейсмических Т-Х-данных.