Цифрова обробка багатоканальних записів сейсмічного методу відбитих хвиль
Зміст
Реферат…………………………………………………….…..…3 стр.
1.Вступ. Загальні відомості про район робіт.…………………………………………………….…..……5 стр.
1.2 Методика морських сейсмічних досліджень………………7 стр.
2. Цифрова обробка багатоканальних записів сейсмічного методу відбитих хвиль……………………………………………………..….…….14 стр.
2.1 Попередній етап обробки сейсмічних даних……………………15 стр.
2.2 Етап редагування…………………………………...…………….16 стр.
2.3 Визначення параметрів цифрової обробки сейсмічних даних.…18 стр.
2.4 М'ютинг, енергетичний аналіз траси підсумовування…..…21 стр.
2.5 Фільтрація і деконволюція сейсмічних записів………….…22 стр.
2.6 Процедура міграції………………………………………………..23 стр.
2.7 Детальна обробка…………………………………………..….25 стр.
2.8 Граф детальної обробки профілів 2D для високочастотної сейсміки …………………………………………………………...………….26 стр.
3. Висновок…………………………………………………………37 стр.
Зміст графічних рисунків………………………………………….38 стр.
Список використаної літератури………………………………….40 стр.
Реферат
Актуальність теми роботи полягає в тому що в наш час пошук розвідка вуглеводнів для потреб країни і світу є дедалі важливою.
Боровіков Сергій Ілліч. Кваліфікаційна робота бакалавра «Обробка двовимірних сейсмічних матеріалів на площі Керченсько-Феодосійська». Мета роботи полягала в аналізі методики морських сейсмічних досліджень на прикладі матеріалів Керченсько-Феодосійської площі.
В роботі проаналізовано:
- район досліджень, геологічну будову;
- граф обробки сейсмічних матеріалів;
- комплекс програм SMARTM та SMACSM, що значно підвищують роздільну здатність що дає виділяти тонкі прошарки у верхній частині сейсмічних розрізів.
Обсяг роботи: текст-27 стр. ; граф.рис.-15 ;список використаної літератури-3 джерела.
Ключові слова: 2D морська сейсморозвідка, граф обробки, статичні і кінематичні поправки, кратні хвилі
- Вступ. Загальні відомості про район робіт.
Про те, що в Криму є нафта і газ, було відомо ще в глибоку давнину. Але планомірні дослідження тут почалися тільки за Радянської влади. Так, на Керченському півострові виявлено кілька невеликих родовищ нафти, приурочених переважно до олігоцен-міоценових (Майкопських) відкладів.
У зв'язку з незначними дебітами свердловин і обмеженими запасами нафти видобуток її виявився нерентабельним і був припинений.
У північній частині Керченського півострова розташоване Мисове родовище, в північно-західній - Білокаменське і Малобабчинске, поблизу Тобечикського озера - Приозерне нафтові родовища. Недалеко від Феодосії знаходяться Владиславівське, Мошкарівське і Куйбишивське нафтові родовища.
На Тарханкутському півострові відомо Жовтневе нафтове родовище. У цьому районі розвідано також Західно-Жовтневе, Глібовське, Карлівське, Кіровське, Краснополянське, Чорноморське, Оленівське газоконденсатні родовища, Міжводненське газове родовище. Приурочені вони переважно до палеоценових вапняків.
У північно-східній частині Кримського півострова відкрито Джанкойське та Стрілківське (на Арабатській стрілці) газові родовища. Тут газом насичені Майкопські алевроліти, піски і глини.
В результаті проведених геологорозвідувальних робіт встановлено, що Степовий Крим і прилеглі до нього акваторії Чорного та Азовського морів перспективні на нафту і газ.
Рис. 1. Літолого-стратиграфічний розріз Причорноморсько-Кримської області.
Предметом дослідження виступає один із методів сейсморозвідки, а саме морська. Який заключаеться у збудженні і реєстрації пружних хвиль у водному середовищі.
Об’єктом дослідження в дипломній роботі є Керченсько-Феодосійська площа, яка входить до Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної області, та своїми межами входить у Південний нафтогазоносний регіон України.
Метою дипломної роботи була практична робота з реєстрації, і подальшої детальної обробки двовимірних сейсмічних матеріалів та їх графічному упорядкуванні.
При написанні роботи були використані основні методичні рекомендації по морській 2D сейсморозвідці. Також були застосовувані практичні роботи з реєстрації та подальшої обробки сейсмічної інформації
За результатами обробки сейсмічних матеріалів по даній площі були визначені наступні результати:
Розроблено оптимальний граф детальної обробки даних високочастотної сейсморозвідки.
Комплекс програм SMATRM та SMACSM не тільки ефективно послаблюють кратні хвилі, але й значно підвищують роздільну здатність, що дає змогу виділити тонкі прошарки у верхній частині сейсмічних розрізів.
Результати обробки даних високочастотної сейсморозвідки свідчать про достатньо високу глибинність досліджень, тому при подальших сейсмічних роботах на акваторіях з використанням методики високочастотної сейсморозвідки рекомендується по можливості збільшити довжину запису до 2 с.
Одержання якісних вихідних результатів ставило за мету використання спеціальних процедур обробки, зорієнтованих зокрема на придушення інтенсивних багатократних відбитів
1.2. Методика морських сейсмічних досліджень
В наш час проблема пошуку вуглеводнів для потреб людства стає дедалі вагомою і значущою. Серед основних методів пошуку все більшу актуальність набуває морська сейсморозвідка. Завдяки сучасним технологіям цей метод пошуку здобуває все більшу популярність у світі геофізики та геології взагалі.
В морській сейсморозвідці застосовують спеціально обладнанні судна, на котрих встановленні сейсмостанції, обладнання для буксування джерел збудження, приймачі, апаратура та інше. Велика продуктивність і висока точність досліджень забезпечуються застосуванням цифрових буксируваних сейсмічних кіс (стримерів), які використовуються при глибинах дна моря не менше 8-10 м. Така коса являє собою секційований пластиковий шланг (діаметром 50-70 мм з товщиною стінок 3-4 мм), який вміщує приймальну апаратуру і заповнений легкої рідиною ( гас, солярка і т. п.) для додання пристрою нейтральної плавучості. Коса складається з безлічі секцій - приладових (робочих ) і без приладових ( допоміжних), які з'єднані між собою герметичними муфтами (Рис. 1) . Механічна міцність коси, досягається сталевим тросом який проходить через неї. Змотана коса зберігається на великому барабані лебідки.
Рис. 2. Схема морської сейсморозвідки з цифровою косою що буксуеться.
1 – сейсмічне пневмоджерело; 2 - буксиру вальний кабель; 3 - головний амортизатор; 4 - головний модуль; 5 - допоміжна секція; 6 - приладова секція; 7 - операційний модуль; 8 - стабілізатор глибини; 9 - кінцевий модуль; 10 - кінцевий амортизатор; 11 - кінцевий кабель; 12 - хвостовий радар-відбивач.
Приладова секція має довжину 50-100 м і містить до 12 каналів прийому коливань, на кожному з яких працює група з 10-30 п'єзоелектричних сейсмоприймачів. До приладової секції примикає операційний модуль ( ОМ ) відповідної канальності. Він піддає аналогові сигнали від п'єзоприймачів попередньому посиленню, частотній фільтрації, дискретизації і аналогово- цифровому перетворенню. Цифрова інформація передається по телеметричному каналу коси на реєструючу апаратуру, встановлену на борту судна. У ОМ є датчики глибини занурення і планової прив'язки секції, інформація від яких фіксується при записі сейсмограми . Під час буксирування коси діє система тестування і контролю робочих параметрів всіх її каналів .
Допоміжні секції – амортизаційна, головна, вантажна, виносна допоміжна, кінцева, а також стабілізатори глибини і радар- відбивач слугують для забезпечення та контролю необхідного розташування коси що буксується по глибині і відстанні до джерела збудження. Винос приладових секцій від судна і використання амортизаційної секції дозволяють знизити до прийнятного рівня акустичні перешкоди, викликані вібрацією коси в потоці кільватерного струменя і шумами суднових машин і гвинтів. Буксирувана система дозволяє проводити роботи при неспокійному морі до 2-3 балів.
Допоміжна частина приймальної системи має протяжність до 0,5 км і більше, а загальна довжина коси може перевищувати 5 км. Зазвичай її буксирують на глибині 10-20 м при швидкості судна до 6-7 вузлів ( 11-12 км / год). Оптимальні умови прийому коливань корисних хвиль відповідають глибині занурення коси на 1 / 4 довжини хвилі: в цьому випадку відбувається синфазне додавання коливань, що приходять знизу, з їх відбиттям від поверхні води. Вітер і морські течії можуть порушувати прямолінійність коси. Для визначення її фактичного положення в плані служать спеціальні датчики і відбивачі, що сприймають акустичні або радіолокаційні сигнали, що посилаються з корабля.
Зважаючи на специфічні умови роботи на акваторіях застосовують одно направленні системи спостережень з виносним джерелом, які розташовані до судна ближче, ніж приймальні пристрої. 2D сейсморозвідка виконується, як правило, у вигляді поздовжнього багаторазового профілювання з одного косою. 2D сейсморозвідка реалізується за допомогою буксуючою площадною базою спостережень, що включає одне джерело і ряд паралельних ліній прийому ( кіс ), відстань між якими становить 100-300 м. Необхідна поперечна кратність системи спостережень забезпечується бічним зсувом смуг з їх перекриттям по лініях прийому.
Для робіт 2D сейсморозвідки створені спеціальні судна з дуже широкою кормою (до 40 м), що дозволяють буксирувати до 12 і більше сейсмічних кіс. На рис.2 показана одна зі схем буксування бази спостережень, що містить одне джерело і 8 кіс. Для формування широкої площадної бази прийому застосовують складну мережу буксирувальних тросів і спеціальні пристрої – відвідні пристрої, які назив. параванами.
Рис. 3. Схема буксування бази спостережень при морській 3D сейсморозвідці
1 - судно: 2 - параван; 3 - сейсмічне джерело; 4 – коса що буксуеться;
5 - буксирувальні троси; 6 - стабілізатор глибини.
Сейсмічним джерелом здебільшого служить група пневматичних випромінювачів, що містить до декількох десятків повітряних гармат різного об'єму, яку опускають за борт судна за допомогою підйомних кранів або лебідок. При русі корабля джерела, згідно заданою програмою, з певною періодичністю випромінюють у воду пружні коливання. Періодичність посилок залежить від прийнятої системи спостережень і швидкості судна, складаючи зазвичай 5-10 с.
За основу для своєї дипломної роботи був обраний матеріал з обробки 2D сейсмічних матеріалів по Керченсько- Феодосійській площі, Прикерченьского нафтогазоносного району Криму.
Роботи проводились в Чорному морі, з південної сторони Керченського пів-острова.
План-схема району робіт
Рис. 4. Схема розташування профілів на Керченсько-Феодосійському шельфі Чорного моря в тому числі на структурі Глибока.
Вхідні данні
Високочастотні сейсмічні спостереження на Керченсько-Феодосійському шельфі Чорного моря були виконані судном “Топаз” з використанням таких параметрів збудження, прийому та реєстрації коливань:
Випромінювач
Тип “Bolt”
Кількість камер в групі 1
Кількість ліній 1
Глибина занурення 2 м
Відстань між ПЗ 12,5 м
Робочий тиск 140 атм
Загальний об’єм 10 inc3
Сейсмокоса
Тип XZone Bottom Fish
Довжина 146,875 м
Кількість каналів 48
Відстань від ПЗ (Xmin) 65 м (на структурі Глибока 62,5 м)
Відстань між каналами 3,125 м
Глибина занурення 2 м
Сейсмостанція
Тип XZone Bottom Fish
Довжина запису 1 с
Дискретність 0,5 мс
Формат запису SEG-D, 8058-IEEE
Фільтрація ФВЧ 20 Гц
Навігаційна система Пілот
2. Цифрова обробка багатоканальних записів сейсмічного методу відбитих хвиль
Розглянемо типову узагальнену послідовність процедур обробки ба гатоканальних сейсмічних записів. Технологічні центри цифрової об робки сейсмічної інформації мають свої пакети програм або автома тизовані системи обробки сейсмічних даних, які постійно оновлюють ся та вдосконалюються. В даній роботі описані узагальнені операційні модулі системи обробки сейсмічної інформації FOCUS (Paradigm)
Мета обробки сейсмічних даних полягає в перетворенні цифрової сейсмічної інформації, яка отримана в процесі польових спостере жень у вигляді сейсмограм і зберігається на магнітних носіях (або жостких дисках), у сейсмічний розріз, на якому відображено положення сейсмічних відбивних меж уздовж профілів спостережень.
Стандартний граф обробки включає низку етапів:
1) попередній етап;
2) етап редагування;
3) етап визначення параметрів цифрової обробки;
4) основний (тестовий) етап обробки;
5) міграцію.
2.1 Попередній етап обробки сейсмічних даних
Цифрова обробка сейсмічних даних виконується строго відповід но з визначеною послідовністю виконання процедур, яка може змі нюватися при виникненні особливих вимог, що накладаються на вихідні дані. Для цього складаються спеціальні інструкції, обирають параметри обробки та методи контролю якості одержаних результа тів. Обробка, оптимальна для одних задач, застосовувана для інших може виявити ся не оптимальною.
Після одержання польових магнітних стрічок. перший крок при об робці зводиться до перевірки розташування даних на магнітній стрі чці. Ця процедура включає візуалізацію перших записів і порівняння їх з очікуваними результатами.
Дискретизація (мультиплексування) багатоканальних сейсмограм здійснюється безпосередньо в польових умовах. Запис неперервних часових сейсмічних трас в аналоговій формі використовується для одержання електричних сигналів з метою використання їх для пере творення в цифровий код. Як правило, відліки знімають послідовно з трас, а потім повертаються до першої траси (у межах кроку - дискре тизації) і повторюють знімання відліків. Таким чином, маємо ряд цифр у вигляді послідовності
{a11,а21,…,аN1,а12,а22,…..,аN2,….,аNM}(форм. 1 ),
де перший індекс - номер траси, а другий - номер відліку (за заздале гідь визначеного кроку дискретизації в мілісекундах) на даній трасі. На виході цифрового перетворювача сигнал одержують у двійковому коді Але при цьому має бути записаний і масштабний коефіціент підсилювача - це порядок числа. Застосування широкодіапазонних підсилювачів дозволяє досягти того, що амплітуди напруг, які зніма ються з його виходу кодувальним пристроєм, перебувають у межах відомого діапазону підсилення.
2.2 Етап редагування
Послідовність двійкових чисел, одержаних у процесі дискретизації (форм. 1), вміщують в одному каналі мультиплексну інформацію з N каналів. Для проведення більшості цифрових процедур необхідно де- мультиплексувати цю одноканальну послідовність, в якій спочатку впорядковані послідовні значення однієї траси, а потім ідуть значення другої траси і т. ін., до того часу, доки не будуть записані послідо вно всі траси. Одержана нова послідовність матиме такий вигляд:
{а11,….а21,…..,а1м,а21,а22,……,а2м,аn1,аn2,…..аnm} (форм.2)
Основний результат демультиплексування полягає в тому, що дис кретні значення кожної траси розташовуються тепер по порядку і одночасно витримується послідовність трас.
Редагування проводиться після перевірки формату записів. Для запису польових сейсмічних стрічок застосовують декілька стандартних форматів
Найсучаснішим є формат SEG - В. Він сумісний як із мультиплекс - ними форматами, так і з де мультиплексними форматами типу SEG-Y. Мультиплексні формати називають почасовими, а демультиплексні - потрасовими. Математична операція переходу від одного формату до іншого відповідає звичайній операції транспонування матриці. Фор мат – де мультиплексний формат із так званою плаваючою комою, який дозволяє одержувати необхідний для більшості випадків дина мічний діапазон.
Процедура перетворення відліку даних у форматі в еквівалентні значення напруги у вольтах називається процедурою відновлення під силення. Вона проводиться при перетворенні даних із формату в по вний формат із плаваючою крапкою.
Польові сейсмічні спостереження мають дуже широкий діапазон зна чень амплітуд, зареєстрованих у закодованій формі. Тому записи деко дують і виконують першу попередню корекцію за сферичного розхо дження фронту хвилі з метою зменшення діапазону значень вхідного сигналу, який буде підлягати наступній процедурній обробці. Іноді з ме тою зменшення обсягу інформації, яка обробляється, здійснюється синфазне підсумовування трас або ж змінюється крок дискретизації. Редагування включає пошук особливо зашумлених і порожніх трас.
2.3 Визначення параметрів цифрової обробки сейсмічних даних
Мета послідовності процедур цього етапу - визначення параметрів цифрової обробки, які залежать від такої інформації, як статичні часові зсуви, регулювання амплітуд, значень нормальних кінематичних зсувів і частотного спектра сигналів. Інформація про геометрію схеми спосте режень (параметри розстановок) є вхідною інформацією, а за допомо гою цифрової обробки можна визначити, які конкретно траси мають спільні сейсмоприймачі або інші спільні параметри і, відповідно, для визначення нормального кінематичного зсуву по кожній трасі відома величина відстаней між сейсмоприймачами і джерелом збудження.
За допомогою програми аналізу статичних поправок відшукують систематичні зміни, які можна було б очікувати, наприклад, якби ча сові зсуви були пов'язані з конкретними джерелами і сейсмоприйма чами і т. ін. До аналізу статичних поправок вхідними даними зазви чай є попередні статичні поправки, статичні поправки вводять з метою виключення впливу мінливої за потужністю та швидкісними характеристиками зони малих швидкостей. Статична поправка - це різниця між дійсним (спостереженим) часом реєстрації хвилі та часом її приходу.
Поправка називається статичною через те, що для монотипних хвиль вона с однаковою за величиною на всіх часах різних хвиль даної траси, що визначаються в сейсмічних партіях на основі інформації про перші вступи і величини висоти розташування сейсмостанцій. Аналіз статичних поправок допомагає здійснити їхню корекцію.
Один із способів корекції залишкових зсувів ґрунтується на обчис ленні функції взаємної кореляції еталонної траси набору СГТ з іншими трасами набору, і потім визначається такий часовий зсув для ко жної траси, який необхідний для того, щоб вона була узгоджена з ін шими трасами, підготовленими для кінцевого підсумовування. Оче видно, що узгоджених статичних зсувів слід очікувати для всіх про меневих траєкторій із загальною точкою збурення коливань і для всіх траєкторій із загальною точкою прийому. Статичні зсуви можуть ма ти при цьому деякі складові за рахунок залишкових кінематичних зсувів, а також за рахунок форми відбивних меж. Кожну із складових можна виявити окремо за її зміною з відстанню в межах набору трас для однієї розстановки в першому випадку і між наборами трас для різних розстановок у другому випадку.
Для визначення систематичних амплітудних змін, які можуть бути зумовлені слабкими вибухами, поганим контактом сейсмоприймачів з ґрунтом тощо, проводиться аналіз амплітуд, подібний аналізу часових зсувів при визначенні статичних поправок.
При вводі кінематичних поправок часові затримки коригуються таким чином, щоб часи приходу відбитої хвилі на всіх трасах стали однаковими і дорівнювали вдвічі більшому часу розповсюдження хвилі, який спостерігався б на трасі з нульовим віддаленням (тобто при суміщеному положенні сейсмоприймача і джерела). При цій опе рації спостерігається небажаний ефект, який полягає в деформації (розтягненні) сейсмічного сигналу. Унаслідок введення кінематичних поправок усі дельта-імпульси відповідних коефіцієнтів відбиття мають бути зсунуті на свої правильні часи для нульової відстані.
Перед тим, як перейти до подальшої обробки, необхідно провести аналіз даних з метою одержання інформації про швидкості сейсмічних хвиль. Кожний набір трас несе інформацію про швидкості, але на прак тиці для швидкісного аналізу обирають інтервали з проміжками між ними 1-2 км на відносно спокійних у структурному відношенні ділян ках. Положення таких ділянок обирають на етапі редагування даних на основі аналізу трас, які найближче розташовані до пункту вибуху.
Вихідними даними перед аналізом швидкостей є апріорні швидко сті, тому, спираючись на результати аналізу швидкостей, здійснюють корекцію кінематичних поправок. Якщо з аналізу трас, найближчих до пункту вибуху, можна одержати інформацію про кути просторово го положення відбивних меж, то цю інформацію теж використовують для аналізу швидкостей через те, що швидкість залежить від цього параметра. Унаслідок швидкісного аналізу можна одержати такі ви хідні дані:
а) графік спектрів швидкостей, який свідчить про регуля рність відбиттів; цей спектр одержують за різних швидкостей СГТ;
б) монтаж результатів перебору швидкостей, який дозволяє одержати підсумовані записи відповідно до введеної інформації та інформації, яка надходить унаслідок сканування за швидкостями (у бік збільшен ня або зменшення апріорної швидкості);такий монтаж надає можли вість дійти висновку відносно того, які в дійсності швидкості необ хідні для оптимізації відбиттів. Річ у тому, що швидкості СГТ є не завжди однозначними;
в) графік типів кривих залежності швидкості СГТ уздовж профілю дає можливість оцінити ступінь взаємозв'язку одержаних швидкостей на різних ділянках профілю.
Вихідні дані можна профільтрувати із застосуванням серії вузько- смугових фільтрів з метою визначення параметрів подальшої фільт рації. Можна також отримати на виході графіки функцій автокореляції й різні види спектрів. Щоб оцінити ефективність параметрів обробки, можна побудувати попередні підсумовуючі розрізи, які в подальшому можна використовувати в діагностиці додаткових задач.
2.4 М'ютинг, енергетичний аналіз траси підсумовування
Для підготовки трас до підсумовування здійснюється процедура м'ютинг ("зробити німим') або "обнульовування" ділянок запису з ме тою виключення впливу високо амплітудних вступів поверхневих хвиль. Зазвичай мьютинг виконується до певного моменту часу, який визначається відношенням відстані розташування сейсмоприймачів до відповідним чином обраної швидкості (іноді додається деяка стала величина). М'ютинг можна проводити в будь-який час.
Внесок кожної траси в кінцеву суму траси можна оцінити також за ступенем когерентності (схожості й подібності) між трасою, що роз глядається, і деякою еталонною трасою. Цей критерій унаслідок чут ливості коефіцієнта подібності для зсуву між відбиттями на двох тра сах можна застосовувати лише після того, як введено кінематичні і статичні поправки.
Реєстрація даних за методикою багатократних перекриттів забез печує при підсумовуванні покращення відношення сигнал/завада. Перед підсумовуванням необхідно ввести кінематичні поправки, піс ля чого всі траси набору СГТ підсумовуються, і ця процедура не тіль ки підсилює сигнали від дійсних відбивних меж, але й зменшує від носні амплітуди багатократних хвиль.
2.5 Фільтрація і деконволюція сейсмічних записів
Важливо підкреслити, що за умови, якщо траси сейсмограм одер жані повністю у вигляді дискретних даних, і на значних інтервалах часу повністю відомі амплітуди сигналів, є можливість виконати про цедуру фільтрації. У частотній області сейсмічна траса описується за допомогою понять амплітуди і фази суми синусоїдальних коливань, які відрізняються за частотою. Під фільтрацією ми розуміємо цілком визначені зміни амплітуд і фаз складових синусоїд. Процедуру фільт рації можна описати як добуток комплексного спектра траси Т() і комплексного оператора фільтра F()
T1()=T()F() (форм.2)
де () означає, що функції Т1,Т, F є комплексними.
У часовій області сейсмічна траса описується у вигляді дійсних чи сел, розставлених у точках з постійним інтервалом T. У кожну із цих точок ми нібито ставимо у відповідність амплітуді сигналу 5- функцію відповідної амплітуди. У цьому випадку фільтрація здійсню ється заміною 8 -функції стандартним імпульсом, який має ненульове значення амплітуди на деякому часі квантування. Цей процес нази вається згорткою (конволюцією):
Т1(t)=T(t)*F(t) (форм.3)
де Т1(t), T(t), F(t)- часові характеристики трас, а в частотній області вони представлені імпульсами.
Оскільки зазвичай сейсмічна траса спочатку задається в часовій області, то фільтрацію за допомогою згортки можна проводити безпо середньо по всій трасі. Фільтрація в частотній області включає споча тку два перетворення Фур'є, а потім комплексний добуток усіх амплі туд і зворотне перетворення Фур'є.
2.6 Процедура міграції
Термін міграція має декілька визначень. Його часто застосовують як синонім таких понять, як дифракційні перетворення, продовження сейсмічних полів, фокусуючі і сейсмоголографічні перетворення. Ідея міграційного перетворення записів сейсмічних хвильових полів упер ше сформульована Ю.В. Тимошиним у 1960 р., набагато раніше по яви аналогічних публікацій за кордоном. Він розглянув сейсмічне по ле як суперпозицію дифрагованих хвиль, а геологічне середовище - як сукупність точок дифракції і розробив теоретичні основи дифракційних перетворень: Д-, О-, М-перетворення.
У дійсності міграція - це процедура, за допомогою якої із часового сейсмічного розрізу одержують зображення, на якому положення від бивних меж у геологічному середовищі показано з урахуванням сейс мічного зносу. Іншими словами, по суті це переміщення елементів відбитих хвиль в істинне положення на межі, яке відповідає точкам відбиття або точкам дифракції. Міграційне перетворення ґрунтується на припущенні, згідно з яким усі елементи поля, що спостерігаються, є або однократними відбитями або дифрагованнми хвилями. При коректному застосуванні міграції реалізується перетворення вихідно го часового розрізу в мігрований глибинний розріз. Кожний з цих розрізів має прозору інтерпретацію. У цьому сенсі мігрований розріз слід трактувати як розріз із правильним розташуванням відбивних меж, незважаючи на те, що в дійсності практично можна говорити скоріше не про правильне розташування, а просто про зміну розта шування відбивних меж.
Пояснюється це тим, що для успішної міг рації необхідно знати швидкості в кожній точні середовища, що практично неможливо. На практиці необхідно, маючи у своєму розпорядженні досить неточні дані про швидкості, які одержують за ре зультатами швидкісного аналізу сейсмограм СГТ, побудувати значно поліпшене, хоч і недосконале, зображення геологічного середовища.
Більше того, за результатами міграції можна по суті розрахувати хід променів і методом послідовних наближень підбирати швидкісну модель, доки розходження між розрахованими та експериментальни ми часами розповсюдження хвиль не стануть достатньо малими.
2.7 Детальна обробка
Детальна обробка високочастотних морських сейсморозвідувальних даних виконувалась в системі Focus на робочих станціях SGI О2 з використанням сервера SGI Origin2100. Граф обробки високочастотної сейсмічної інформації розроблявся для виконання технічного завдання.
Високочастотна сейсморозвідка з малим інтервалом між пунктами прийому коливань – 3,125 м обумовлює дуже високу щільність інформації на погонний кілометр профілю – 640 трас СГТ з кроком 1,5625 м. Цей фактор суттєво ускладнює виконання процедур візуалізації результативної інформації на моніторах робочої станції і особливо при друкуванні. Нестандартний інтервал дискретизації сейсмічної інформації (0,5 мс) не викликає жодних ускладнень при обробці даних в системі Focus. Фактично інтервал обробки даних високочастотної сейсморозвідки – довжина запису 1 с з дискретністю 0,5 мс – є відповідником інтервалу обробки 4 с з дискретністю 2 мс при обробці даних середньочастотної сейсморозвідки.
Перед початком обробки в робочий проект була введена інформація про геометрію спостережень усіх 2D профілів. Для цього отримані від замовника файли SEG-D за допомогою спеціальної програми були переведені у формат SEG-Y. Профілі в форматі SEG-Y були прочитані програмою GIN з використанням польових номерів сейсмограм та каналів і були переведені в робочий формат системи Focus. Далі за допомогою програми COLLECT, яка з’єднує ансамблі сейсмічних трас, інформація про геометрію спостережень була занесена в базу даних системи Focus. Для створення SPS-файлів типу X – опис розстановки на кожному пункті збудження (cross-reference file), типу S – опис пунктів збудження (source file), та типу R – опис пунктів прийому (receiver file) використовувались надані паспорти профілів та Excel-файли з координатами системи спостережень.
2.8 Граф детальної обробки профілів 2D для високочастотної сейсміки має таку послідовність:
· Введення даних в робочий проект (програма GIN).
- Присвоєння сейсмічним трасам геометрії спостережень 2D (програма COLLECT).
- Занесення в базу даних Focus інформації про геометрію спостережених профілів із SPS-файлів.
- Інтерактивне редагування даних (програми EDIT, IEDIT).
- Визначення апріорних кінематичних поправок (програма VELDEF).
- Попередня сума з апріорними кінематичними поправками на відкритому каналі (програми QUIXTAT, NMO, MUTE, STACK).
·