Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных

Способ учета растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Уровень техники

Область техники

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

Уровень техники

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

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

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

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

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

Сущность изобретения

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Краткое описание чертежей

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Подробное описание изобретения

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

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

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

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

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

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

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

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

.

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

.

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

.

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

.

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

.

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

.

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

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

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

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

,

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

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

,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

.

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

.

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

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

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

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

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

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

На этапах 300-310 на фиг.8 представлен способ в соответствии с изобретением третьего предпочтительного варианта воплощения для учета зависимого от угла растяжения сейсмического импульса в сейсмических данных. На этапе 300 (фиг.8) сейсмические данные оценивают для использ