DE68911714T2

DE68911714T2 - Dekonvolutionsverfahren von Charakteristiken einer unbekannten Quelle von unbekannten Wellenform-Daten.

Info

Publication number: DE68911714T2
Application number: DE1989611714
Authority: DE
Inventors: Jakob Haldorsen; Clement Kostov; Douglas Miller
Original assignee: Schlumberger Ltd USA
Current assignee: Schlumberger Ltd USA
Priority date: 1988-03-04
Filing date: 1989-03-06
Publication date: 1994-07-21
Anticipated expiration: 2009-03-07
Also published as: DE68911714D1; EP0331585B1; EP0331585A3; EP0331585A2

Description

GEBIET DER ERFINDUNG

Diese Erfindung bezieht sich auf Verfahren zur Verarbeitung von Wellenformdaten zum Profilieren der untertägigen Erdstrukturen in der Nähe eines Bahrlochs. Genauer gesagt, bezieht sie sich auf Verfahren für die Abschätzung und das Entfernen der Wirkung einer unbekannten Quellenkennung durch Kohärenzanalyse und datenadaptives Dekonvolutionsfiltern.

HINTERGRUND DER ERFINDUNG

Reflexionsseismologie umfaßt das Profilieren der untertägigen Erdformationen als Hilfe bei der Prospektion von Resourcen. Seismische Energie in Form akustischer Wellen wird durch eine Quelle erzeugt und an die Erde gekoppelt derart, daß die Wellen die untertägigen Formationen durchlaufen. Bei jeder Grenzschicht zwischen unterschiedlichen untertägigen Schichten wird ein Teil der auftreffenden akustischen Welle zu einem oder mehreren Empfängern reflektiert, wc die Energie für spätere Analyse aufgezeichnet wird.
Das Endziel der seismischen Analyse besteht darin, die Stärken und die Verteilung van Reflektoren seismischer Energie innerhalb der Erde zu bestimmen, welche Reflektoren in enger [3eziehung stehen mit der Bettungsgeometrie und Unterschieden in den Materialeigenschaften. Die Bestimmung der Verteilung von reflektierender Festigkeit innerhalb der Erde erfordert eine Abschätzung des auf jeden Reflektor auftreffenden Wellenfeldes, da das reflektierte Wellenfeld das Ergebnis einer Wechselwirkung der Reflektoren mit dem auftreffenden Wellenfeld ist. Diese Wechselwirkung wird modelliert als die Konvolution der reflektierenden Verteilung und der Festigkeiten mit dem auftreffenden Wellenfeld. Die gesuchten Eigenschaften der Reflektoren erhält man demgemäß durch Dekonvolvieren des reflektierten Wellenfeldes durch das auftreffende Wellenfeld. Wenn die Quelle eine Impulsquelle ist, ist die Dekonvolution nicht erforderlich, wenn die Quelle eine ausgedehnte Kennung hat, ermög licht die Kenntnis der Kennung die Reduktion zu einer Impulskennung.
Verschiedene Konfigurationen von akustischen Quellen und Empfängern werden verwendet, um das seismische Profilieren auszuführen. Beim vertikalen seismtschen Profilieren (VSP) werden die Abteufarbeitsgänge stillgesetzt, während Empfänger in das Bohrloch herabgelassen werden. Eine Quelle an der Oberfläche erzeuge akustische Wellen, die an verschiedenen Niveaus durch Empfänger in dem Bohrloch aufgezeichnet werden. In jüngster Zeit wurde VSP ausgeführt mit umgekehrten Positionen der Quelle und des Empfängers. Die sogenannte reversierte VSP (RVSP) verwendet eine Matrix von Empfängern an hier Oberfläche und eine untertägige Quelle.
Neue Verfahren des seismischen Profilierens, die als Messen während des Abteufens (MWD) bezeichnet werden, richten sich auf die Ausführung seismischer Messungen ohne Unterbrechung der Abteufarbeitsgänge, wodurch Zeit- und Betriebskosten eingespart werden. Ansätze wurden gemacht zum Entwickeln von Quellen mit kontrollierbaren Charakteristiken zur Verwendung in dem Bohrloch während des Abteufens. Die unter Verwendung solcher Quellen Cjewonnenen Daten konnten verarabeitet werden unter Anwendung existierender Verarbeitungstechniken, sie würden jedoch zusätzliche elektrische Verbindungen in das Bohrloch erfordern, und müßten effizient zur Erdoberfläche gekoppelt werden, um die seismische Energie nach Untertage zu übertragen. Beide diese Erfordernisse können mit dem Abteufen interferieren
Eine Alternative für die Anwendung bekannter Quellen Untertage ist die Verwendung des Lärms, der durch das Bohrbit erzeugt wird, wenn es abteuft, als eine Quelle akustischer Wellen. Dieses MWD-Verfahren bietet jedoch eine Quelle mit unkontrollierten Charakteristiken, wobei das Signal abhängt voi der Konstruktion des Bohrers, der Drehzahl und den Eigenschaften des Materials in dem Bohrloch. Darüber hinaus gibt es für ein solches Signal keine Startzeit, da der Bohrer kontinuierlich rotiert. Die beiden Hauptprobleme bei der Verwendung des Bohrbits als eine seismische Quelle sind demgemäß die unbekannte Kennung des Bohrbitlärms und die Zeitlage der Daten. Die Zeitlage der Daten steht in Beziehung mit der Kenntnis der akustischen Geschwindigkeit der untertägigen Formationen zwischen dem Bohrbit und den Empfängern.
In einem Artikel der IEEE Transactions on Geoscience and Remote Sensing Band GE-21 Nr. 1, Januar 1983, Seiten 72-82 von J.J. Kormylo et al, mit dem Titel "Maximum-likelyhood seismic deconvoluticn" wird ein Verfahren 0er seismischen Dekonvolution beschrieben, wo die Quellenwellenlage abgeschätzt wird. Die Reflektivität wird modelliert als ein spärlicher %pitzenzug entsprechend einem Erdmodell, das aus einigen wenigen starken Reflektoren besteht, die gleichförmig über die Zeit verteilt sind. Ein Modell niedriger Drcnung mit auto-regressivem laufenden Mittelwert (ARMA) wird für die Welle verwendet. Die Quelle ist eine Quelle vom Impulstyp.

ZUSAMMENFASSUNG DER ERFINDUNG

Gemäß der Erfindung wird ein Verfahren zum Dekonvolvieren von Wellenformen seismischer Daten geschaffen, wie im Anspruch 1 ausgeführz.
Vorzugsweise werden Ausschlagkorrekturen, welche die Datenspuren zeitlich verschieben, verwendet zum Korrigieren bezüglich Dit ferenzen in den Eintreffzeiten einer Wellenfront der direkten Welle, die sich von der Quelle zu den Empfängern in der Matrix ausbreitet. Die Zeitverschiebungen werden bestimmt durch eine Kohärenzanalyse der seismischen Daten, wobei die Zeitdifferenz zwischen dem Auftreten bei benachbarten Spuren der dominanten Energie in irgendwelchen einzelnen Spuren bestimmt wird. Da die dominante Energie innerhalb irgendwelcher einzelner Spuren zurückzuführen ist auf direkte Wellen von der Quelle, synchronisieren die Ausschlagkorrekturen die Wellenfronten der direkten Welle bezüglich der Empfängermatrix. Die nicht impulsive Quellenkennung wird abgeschätzt als bin gewichteter Mittelwert der Signale von jeder zeitverschobenen Spur. Der anzuwendende Wichtungsfaktor bei jeder einzelnen Spur wird abgeschätzt aus einer vorherigen Kenntnis der Örtlichkeit von anderen Quellen, die zu der seismischen Energie beitragen, welche durch die Spurer aufgezeichnet wird.
Die Geschwindigkeit des Mediums zwischen der Quelle und der Empfängermatrix wird bestimmt aus einer Analyse der Ausschlagzeitver schiebungen in Beziehung zur Geometrie der Gesamtheit der Quelle und der Empfänger. Die Geschwindigkeit wird verwendet zum Festlegen der Zeitreferenz der Daten.
Der Effekt der ausgedehnten Kennung der nicht impulsiven Quelle auf die von der Empfängermatrix gemessenen seismischen Signale wird entfernt durch ein inverses Amplitudendekonvolutionsfilter, erhalten aus der Abschätzung der Quellenkennung. Das Filter wird gemäß der Erfindung gewichtet entsprechend einer Analyse der seismischen Daten, welche bei irgendeiner gegebenen Frequenz die Stärke der unbekannten Quelle anzeigt, relativ zu der Gesamtstärke des aufgezeichneten seismischen Signals.
Wenn einmal der Effekt der akustischen Quelle entfernt worden ist durch die Verarbeitungsschritte gemäß der Erfindung, werden Standardverarbeitungstechniken eingesetzt zum Analysieren der verarbeiteten seismischen Daten zum Erzeugen eines Abbilds der untertägigen Erde.
Die vorliegende Erfindung beschreibt, wie die beiden Probleme der Kennung und dem Geschwindigkeitsabschätzungen getrennt werden können, und die Quellenkennung reduziert werden kann auf eine impulsive Kennung für irgendwelche Veränderungen der akustischen Geschwindigkeit, vorausgesetzt das Bohrbit ist die stärkste Jntertägige Quelle akustischer Energie.
Diese Erfincung ist besonders brauchbar bei der seismischen Profilierung, wenn kontinuierlich emittierende Quellen verwendet werden, insbesondere Lärm vom Bohrbit, ist jedoch auch brauchbar bei anderen untertägigen akustischen Quellen mit ausgedehnter Kennung. Schließlich kann sie auch angewandt werden auf Wellenformdaten, die keine seismischen Daten sind, wie elektromagnetische Daten, erzeugt von einer untertägigen Quelle mit einer ausgedehnten Zeitkennung.

BESCHREIBUNG DER ZEICHNUNGEN

Fig. 1 illustriert eine Konfiguration für RVSP unter Verwendung einer unbekannten und nicht impulsiven akustischen Quelle und einer Matrix von Empfängern.
Fig. 2 illustriert die Dimensionserfordernisse der Empfängermatrix gemäß den Verarbeitungsschritten der vorliegenden Erfindung.
Fig. 3 illustriert die Spuren akustischer Signale, aufgzeichnet bei jedem Empfänger in einer Matrix.
Fig. 4 illutriert die Geometrie der RVSP Konfiguration.
Fig. 5 ist die Ausweichkurve, welche die Zeitverschiebungen spezifiziert, welche ouf jede Spur akustischer Signale anzuwenden ist.
Fig. 6 illustriert die bezüglich des Ausweichens korrigierten Datenspuren.
Fig. 7 illustriert die bezüglich des Ausweichens korrigierten Daten nach Anwendung eines Dekonvolutionsfilters.

BESCHREIBUNG DER BEVORZUGTEN AUSFÜHRUNGSFORM

In Fig. 1 der Zeichnungen ist eine Konfiguration für die Ausführung einer reversierten VSP (RVSP)-Technik unter Verwendung des Bohrbits 10 als Quelle für akustische Wellen gezeigt. Das Bohrbit 10 ist in ein Bohrloch 12 eingefügt das eine Erdformation 18 durchteuft. Eine Matrix von Empfängern 14 ist auf der Erdoberfläche positioniert zum Erfassen und Aufzeichnen akustischer Wellen, die von der Quelle von reflektierten Quellenwellenfronten und von zufälligem Rauschen herstammen.
Es ist der Zweck seismischer Explorationsverfahren für Resourcen, die reflektierte akustische Energie auszunutzen, um Informationen über Materialeigenschaften Untertage zu extrahieren. Wenn eine Quelle mit ausgedehnter Signatur oder Kennung verwendet wird, werden Wellen, die direkt von der Quelle zu den Empfängern laufen, sowohl räumlich als auch zeitlich Energie überlappen, die von verschiedenen Grenzflächen reflektiert wird und gleichzeitig an den Empfängern 16 ankommt. Bei anderen Typen von seismischer Exploration, wo Quellen mit ausgedehnten Kennungen verwendet werden, machen es Messungen oder vorherige Kenntnis der Kennung möglich, die aufgezeichneten Daten auf Daten zu reduzieren, die ähnlich ind denen, die man erhielte, wäre eine impulsive Quelle für die Erzeugung eingesetzt worden. Bei diesem Vorgehen sind die verschiedenen Wellenfronten zeitlich getrennt. Die Technik, die verwendet wird, um diese Trennung vorzunehmen, ist die Dekonvolution.
Das Bohrbit 10 wirkt als eine Quelle akustischer Wellen während es rotiert. Die Kennung des Lärms, erzeugt durch das Bohrbit ist jedoch unbekannt und unkontrolliert, abhängig von der Konstruktion des Bits, von seiner Drehzahl im Bohrloch 12 und von den Materialien in dem Bohrloch 12. Die periodische Bewegung des Werkzeugs erzeugt ein Signal mit einigen wenigen starken spektralen Komponenten, und die Kennung ist infolge der Natur ihrer Erzeugung nicht impulsiv. Das Hämmern des Bohrbits 10 gegen den Boden des Bohrlochs 12 während der Abteufarbeitsgänge ist eine Energiequelle, die das Frequenzspektrum der Bohrbitsignatur oder Kennung erweitert. Infolge der Schwierigkeiten, die das Vorsehen elektrischer Drähte zwischen der Erdoberfläche und der Sohle des Bohrlochs mit sich bringt ist gegenwärtig nicht erkennbar, wie Untertage Geräte verwendet werden könnten, die den Bohrbitlärm messen, und diese Messungen zur Oberfläche übertragen könnten. Das bedeutet, daß die Kennung des Bohrbitlärms nicht ohne weiteres mittels irgendeiner Standardtechnik erhältlich ist.
In Fig. 2 der Zeichnungen ist eine eindimensionale Matrix von Empfängern 20 dargestellt, die auf der Oberfläche der Erde 22 liegen. Zum Sicherstellen der Sammlung hinreichender Daten müssen die Dimensionen der Matrix 20 so arrangiert werden, daß ihre Länge 1 die Beziehung erfüllt:
l ≥ 2 d
wobei d die Distanz der Quelle 24 zu der Empfängermatrix an einem Punkt in der Mitte längs ihrer Länge ist. Die Dimensionen der Matrix ermöglichen die Fokussierung der Matrix auf das Separieren der direkt von der Quelle kommenden Wellen von reflektierten Wellen oder Wellen, die durch andere akustische Quellen erzeugt werden.
Zusätzlich sollte die Distanz s zwischen zwei benachbarten Empfängern 24 und 26 die folgende Beziehung erfüllen:
s ≥ - 2/
worin die Wellenlänge des langsamsten Wellenmodus ist. Dieses letztere Erfordernis vermeidet räumliches Aliasieren, das Unsicherheiten bei der Bestimmung der Richtung einlaufender Wellen ergäbe. Dies ermöglicht das Entfernen vcn Oberflächenwellen durch Geschwindigkeitsfilterung, bevor irgend eine andere Analyse erfolgt. Diese beiden Erfordernisse gemeinsam spezifizieren die minimale Anzahl von Empfängern, die erforderlich sind bei der Erfassung für effiziente nachfolgende Verarbeitung der Daten.
Obwohl eine eindimensionale Matrix in der Zeichnung dargestellt ist, kann ein Netzwerk oder eine zweidimensionale Matrix verwendet werden, in welchem Falle die Matrix in jeder Richtung gemäß den obigen Erfordernissen zu dimensionieren wäre.
In Fig. 3 der Zeichnungen sind die akustischen Signale dargestellt, die an jedem Empfänger 16 in der Matrix 14 als Ergebnis der Drehung des Bohrbits 10 aufgezeichnet wurden. Jede vertikale Linie 32 wird als eine "Spur" bezeichnet und repräsentiert die Änderung gegenüber der Zeit des akustischen Signals an einem Empfänger 16, der von der Quelle 10 um die angegebene Distanz versetzt ist.
Fig. 4 der Zeichnungen illustriert die unterschiedlichen Eintreffzeiten, herrührend von der Geometrie, welche die Position der Erppfängermatrix 14 und das Bohrbit 10 aus Fig. 1 in Beziehung setzt. Gemäß Fig. 4 sind die Empfänger 40, 42 und 44 auf der Erdoberfläche über der Quelle 46, die sich direkt unter Empfänger 42 befindet. Im Ergebnis wird eine direkte akustische Wellenfront von der Quelle 46 den Empfänger 42 erreichen, bevor der Empfänger 40 und 44 erreicht wird, da die Strecke 50 kürzer ist als die Strecken 48 oder 52. In ähnlicher Weise wird die akustische Welle von der Quelle 46 den Empfänger 44 erreichen vor dem Empfänger 40 wegen des größeren Versatzes des Empfängers 40. Die Spuren 32 zugeordnet den Empfängern 40 und 44, müssen demgemäß entsprechend zeitverschoben werden, so daß die Eintreffzeiten ausgefluchtet werden.
Die Bestimmung der Ausschlagkorrekturen gemäß der Erfindung erfolgt durch die Durchführung einer lokalen Kohärenzanalyse der benachbarten Spuren 32. Wenn die direkte akustische Wellenfront 54, dargestellt in Fig. 4, die Energie der Spuren 32 dominiert, d.h. stärker ist als die Wellenfronten 56 die von einer Grenzfiäche 57 von zwei unterschiedlichen untertägigen Formationsschichten reflektiert werden, und als Rauschen von anderen Quellen, ermöglicht die Kohärenzanalyse die Bestimmung der Form der Wellenfront 54 und dadurch die Zeitverschiebungen, die angewandt werden müssen, um eine Kompensation bezüglich der Differenzen in der Laufzeit von der Quelle 46 zu den einzelnen Empfängern zu kompensieren.
Die Kohärenzanalyse wird in der bevorzugten Ausführungsform durch Digitalisieren der analogen Aufzeichnungen der akustischen Signale durchgeführt mittels Hochgeschwindigkeitsanalog-Digital-Umsetzerkreise 45. Die digitalen Daten werden dann multiplexiert mittels Multiplexer 46 zu einem Standardhochgeschwindigkeitsbandaufzeichnungsgerät 47 und zu einem Prozessor 48. Fuhr die Erleichterung der Berechnung transformiert der Prozessor 48 die digitalisierten Daten aus der Zeitdomäne in die Frequenzdomäne mittels einer Fourier-Transformation, so daß die Daten der Spur 32 als eine Funktion des Ausschlags x und der Frequenz w beschrieben werden.
Unter Bezugnahme auf Fig. 3 wird die "Neigung" p für eine Anzahl von benachbarten Spuren 36 definiert als die Zeitverschiebung 37 pro Einheit des Versatzes 39. Ein lokaler Schieflagenstapel S(xm,w,p) über den 2n + 1 Spuren 36 zentriert auf Versatz xm bei Neigung p und Frequenz w wird berechnet derart, daß
worin sn(w) die Fourier-Transformation der aufgezeichneten akustischen Signale bei Versatz xn und Frequenz w ist und eiwp(xn - xm) die Fourier-Transformation eines Operators ist, der die Spuren in der Zeit verschiebt entsprecheno einem konstanten Wert von p. Der lokale Schieflagenstapel s(xm,w,p) ür jeden Versatz xm Frequenz w und Neigung p wird bestimmt.
Die Energie jedes Stapels wird derart bestimmt, daß
In einer zweiten Ausführungsform der Erfindung kann eine Messung der lokalen Kohärenz E(xm,p) gebildet werden aus der Korrelation von aufgezeichneten akustischen Signalen aus Paaren benachbarter Spuren:
worin m(w) das komplexe Konjugat von sm(w) bezeichnet.
Die Zeitverschiebung bei einem bestimmten Versatz xm, bezogen auf die dominante Quelle, wird bestimmt durch den Stapel, der die maximale Energie bei einem bestimmten Versatz enthält. Eine Funktion wird definiert als aus den (xm,p)-Werten bestehend entsprechend maximaler Energie E(xm,p) für jeden Versatz xm. Die Funktion P(xm) wird integriert zur Lieferung des Ausschlags Tm, anzuwenden auf jeden Versatz:
Da die Daten keine absolute Referenzzeit besitzen, wird in der bevorzugten Ausführungsform der Erfindung der Minimalwert aller berechneten Tm-Werte gefunden und subtrahiert von den bereits berechneten Tm-Werten, um einen neuen Satz von Tm-Werten zu ergeben. Dieser neue Satz von Tm-Werten sind dann die Zeitverzögerungen, die angewandt werden in der folgenden Berechnung. Die Variation von Tm mit Xm ist in Fig. 5 illustriert.
Um eine absolute Zeitreferenz für die Daten zu erlangen, wird die mittlere Geschwindigkeit des akustischen Mediums zwischen Quelle und Empfängern bestimmt durch Anpassen einer Hyperbel an die Ausschlagkurve der Fig. 5:
worin c die mittlere Geschwindigkeit ist, xo die horizontale Position ist und zo die Tiefe des Bohrbits 10 ist, während xm und zm die entsprechenden Koordinaten der Empfänger 16 sind. In der bevorzugten Ausführungsform der Erfindung wird c bestimmt aus der Anpassung des obigen Ausdrucks an die gemessenen Werte von Tm Diese Anpassung erfolgt unter Anwendung von Standardlinearprogrammiertechniken, während die Position des Bohrbits (xo,zo) normalerweise bekannt sein wird. Wenn dies nicht der Fall ist, kann jene Position ebenfalls bestimmt werden mittels Standardlinearprogrammiertechniken.
Das Ergebnis der Anwendung der Zeitverschiebungen, wie aus der Ausschlagkurve in Fig. 5 bestimmt, auf die aufgezeichneten Daten ist in Fig. 6 gezeigt. Die ausschlagberichtigten Daten repräsentieren eine Familie von Spuren, welche jeweils eine Kopie der Quellenkennung enthält, die über alle Spuren synchronisiert worden ist.
Der nächste Schritt in der Reduktion ist die Anwendung einer datenadaptiven Dekonvolution zum Herabsetzen der ausgedehnten Kennung des Bohrbits 10 auf eine lmpulsivkennung, beginnend zum Zeitpunkt tm:
worin tm die Zeit ist, die eine akustische Welle benötigt, um von dem Bohrbit bei Position (xo,zo) zu einem Empfänger bei Position (xm,zm) zu laufen.
Ohne vorherige Information bezüglich der Verlässlichkeit der unterschiedlichen Spuren oder der räumlichen Verteilung von Reflektoren oder irgendwelcher anderer Quellen von akustischem Rauschen ist die beste Abschätzung der Kennung die räumliche Mittelung der ausschlagkorrigierten Spuren:
worin sm(t + Tm) die ausschlagkorrigierte Version der Spur ist, gemessen beim Versatz xm, und M die Gesamtzahl von Spuren ist.
Wenn Information zur Verfügung steht bezüglich starker Quellen von Geräusch, bei denen es sich nicht um das Bohrbit handelt, oder bezüglich starker Reflektoren, können Wichtungen wm in die Abschätzung von f(t) eingeführt werden zum Reduzieren der relativen Bedeutung der Spuren, gemessen bei Versätzen xm, wo die Wellenfronten von Energie, die von dem Bohrbit 10 kommen, und Wellenfronten von anderen Quellen tangential zueinander sind, so daß gilt:
Wenn beispielsweise bekannt ist, daß sich ein starker horizontaler Reflektor nahe dem Bohrbit befindet in irgendeiner größeren Tiefe, wären die Spuren mit der kleinsten Differenz im Ausschlag diejenigen mit kleinerem Versatz von der Quelle. Jene Spuren würden demgemäß Wichtungen wm wie folgt gegeben:
Andere Wichtungsschemata sind möglich. Wenn keine vorherige Kenntnis zur Verfügung steht, würden alle Wichtungen wm auf 1 gesetzt werden.
Unter Anwendung der Fourier-Transformation von f(t) wird die Abschätzung in die Frequenzdomäne umgesetzt, so daß
Aus dieser Abschätzung der Quellenkennung in der Frequenzdomäne kann das Standarddekonvolutionsfilter konstruiert werden durch Aufgreifen der inversen Amplitude bei jeder Frequenz und Mutliplizieren mit der gewünschten lmpulsivkennung D(w):
worin f(w) das komplexe Konjugat von f(w) ist, und
die inverse Amplitude von f(w) ist.
Um der Laufzeit
einer akustischen Welle zwischen dem Bohrbit bei Position (xo,zo) und einem Empfänger bei Position (xm,zm) Rechnung zu tragen, wird die gewünschte Welle gesetzt auf
D(w) = e-iwtm
so daß die gewünschte Welle ein zeitverschobener Impuls ist.
Die Kennung f(t) ist die Signatur eines fräsenden Bohrbits. Die Signatur f(t) und der Ordner F'' (w) sind deshalb stark frequenzabhängig. Das Dekonvolutionsfilter umfaßt deshalb gemäß der vorliegenden Erfindung eine Gewichtung, basierend auf der Verlässlichkeit der verschiedenen Frequenzamplituden des abgeschätzten Signals.
Der Wichtungsfaktor wird in der bevorzugten Ausführungsform der Erfindung gewonnen durch Aufgreifen des Verhältnisses der Energie der gemittelten Spuren:
zu der mittleren Energie der Spuren:
Das Dekonvolutionsfilter wird dann:
Das Anwenden des Filters F(w) auf die ausschlagkorrigierten Daten, dargestellt in Fig. 6, transformiert die Daten in einen Datensatz ähnlich einem Datensatz, den man gewonnen haben würde, wenn eine Impulsquelle anstelle des Bohrbits verwendet worden wäre, und die direkt laufenden und reflektierten Wellen bei Versätzen zm aufgezeichnet worden wären. Das Ergebnis der Anwendung des Filters auf die ausschlagkorrigierten Daten ist in Fig. 7 dargestellt, in der die Quellenkennung 90 auf eine Impulstypquelle reduziert ist, und die Daten von Reflexionen 92 auf das reduziert worden sind, was von einer lmpulsquelle herrühren würde.
Diese Daten können nun verarbeitet werden unter Anwendung von Standardverarbeitungstechniken, wie der gemeinsame Tiefenpunkt (CDP) oder Migration.

Claims

1. Ein Dekonvolutionsverfahren für Wellenformen seismischer Daten, gewonnen von einer in einem Bohrloch positionierten Quelle (10) und einer Mehrzahl von Empfängern (16), die oberhalb der Quelle positioniert sind, wobei die Quelle (10) eine zeitlich erstreckte Kennung aufweist, welches Verfahren zum Gewinnen einer Dekonvolutionierfunktion für diese die Schritte umfaßt:

Dividieren des komplexen Konjugats der Quellenkennung bei e]ner gegebenen Frequenz durch das Quadrat der Amplitude der Quellenkennung bei der gegebenen Frequenz;

Berechnen der Energie der Quellenkennung bei der gegebenen Frequenz;

Berechnen der Durchschnittsenergie der empfangenen seismischen Wellenformen (32) bei der gegebenen Frequenz; und

Multiplizieren des genannten Quotienten mit dem Verhältnis der Energie der Quellenkennung zu der Durchschnittsenergie der empfangenen seismischen Wellenformen, wodurch man die genannte Dekonvolutionierfunktion erhält.

2. Das Verfahren nach Anspruch 1, welches Verfahren ferner die Schritte umfaßt:

Berechnen einer dominierenden Auslagerung der empfangenen seismischen Wellenformen;

Berechnen eines Zeitverschiebungswerts für jede empfangene seismische Wellenform, basierend auf der berechneten Auslagerung; und

Multiplizieren der Dekonvolutionierfunktion mit einem Faktor, der mit den Zeitverschiebungswerten in Beziehung steht.

3. Das Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, ferner umfassend den Schritt:

Multiplizieren der Quellenkennung mit der Dekonvolutionierfunktion, wodurch die Quellenkennung als ein Impuls charakterisiert wird.

4. Das Verfahren nach Anspruch 2, bei dem der Schritt der Berechnung der Auslagerung des empfangenen seismischen Wellenformen die Schritte umfaßt:

Berechnen eines lokalen Neigungsstapels für jede empfangene Wellenform;

Berechnen eines lokalen Energiegehalts für jeden lokalen Neigungsstapel; und

Berechnen der Auslagerung, basierend auf dem berechneten lokalen Energiegehalt.

5. Das Verfahren nach Anspruch 2, bei dem der Schritt der Berechnung der Auslagerung der empfangenen seismischen Wellenform die Schritte umfaßt:

Berechnen der Kreuzkorrelation zwischen benachbarten empfangenen Wellenformen; und

Berechnen der Auslagerung, basierend auf der berechneten Kreuzkorrel ation.

6. Das Verfahren nach Anspruch 2, ferner umfassend die Schritte: Gewichten der zeitverschobenen Wellenformen; und

Stapeln der gewichteten zeitverschobenen Wellenformen, wodurch eine Abschätzung der Quellenkennung erzeugt wird.

7. Das Verfahren nach Anspruch 6, bei dem der Schritt der Wichtung der zeitverschobenen Wellenformen den Schritt umfaßt:

Gewichtung jeder der zeitverschobenen Wellenformen durch einen Faktor, der in Beziehung steht mit einer erwarteten Auslagerungsdifferenz zwischen Wellenfronten von direktem Eintreffen und Wellenfronten die auf untertätige Reflexionen zurückgehen.

8. Das Verfahren nach Anspruch 7, bei dem der Faktor wm ist, wobei im übrigen

worin (xo, zo) die horizontale bzw. vertikale Position der Quelle repräsentieren; und

(xm, zm) die horizontale bzw. vertikale Position des Empfängers repräsentieren, entsprechend seinen jeweiligen zeitverschobenen Wellenformen.

9. Das Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, bei dem die Quelle Rauschen ist, das von einem Bohrbit ausgeht, während das Bohrbit in dem Bohrloch in Betrieb ist.