Система установки наземных сейсмических датчиков с парами смежных многокомпонентных сейсмических датчиков на расстоянии в среднем по меньшей мере двадцать метров

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для проведения сейсморазведочных мероприятий. Предложены система и способ ослабления многокомпонентного шума сейсмического волнового поля. Варианты реализации изобретения могут включать прием одним или большим количеством вычислительных устройств сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. Варианты реализации изобретения могут дополнительно включать идентификацию шумового компонента по меньшей мере на одном канале из множества каналов и ослабление этого шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков. Технический результат – повышение точности и информативности получаемых данных. 5 н. и 17 з.п. ф-лы, 9 ил.

 

ПЕРЕКРЕСТНАЯ ССЫЛКА НА РОДСТВЕННЫЕ ЗАЯВКИ

Данная заявка заявляет приоритет согласно заявке на патент США № 62/261.934 поданной 2 декабря 2015 года, озаглавленной «Система ослабления многокомпонентного шума путем аппроксимации с преследованием», полное содержание которой включено в данный документ посредством ссылки.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Данная заявка относится к сейсморазведке и матрицам многокомпонентных датчиков.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Углеводороды и другие минеральные залежи могут быть расположены в толще пород глубоко под поверхностью земли. Доступ к этим залежам можно получить путем бурения и/или горных разработок, что включает различные земляные работы для достижения указанных минеральных залежей. В случае добычи углеводородов проходка нефтяной скважины может быть очень дорогой, и кроме того, из-за разрешений и других формальностей даже получение прав на это может занимать много времени и быть обременительным.

Один способ определения наличия минеральных залежей под поверхностью перед освоением заключается в проведении сейсморазведки. В ходе сейсморазведки сигнал источника может генерироваться и посылаться в толщу пород, с которыми указанный сигнал взаимодействует и отражается/реверберирует, в зависимости от характеристик породы. Компоненты этого сигнала могут возвращаться на поверхность и могут быть зарегистрированы и записаны сейсмическими датчиками, образуя сейсмические данные, которые после анализа и/или обработки могут предоставить информацию о толще пород, содержащей минеральные залежи. Отраженный сигнал, который может возвращаться на поверхность, может называться сейсмическим волновым полем.

В сейсморазведке могут возникать затруднения из-за поверхностных и граничных сейсмоволн (например, приповерхностных и каналовых волн). При создании сигнала источника, идущего в целом в направлении вниз в толщу пород, могут возникать поверхностные и/или граничные сейсмоволны. Указанные поверхностные сейсмоволны могут распространяться вдоль поверхности земли или вдоль границы раздела. Поверхностные или граничные сейсмоволны, регистрируемые сейсмическим датчиком, могут мешать надлежащей регистрации сейсмического сигнала. Может быть сложно отличить вклад сейсмического сигнала от вклада шума поверхностных и/или граничных сейсмоволн.

Таким образом, может представлять интерес идентификация и удаление или ослабление компонента шума поверхностных и/или граничных сейсмоволн из любого компонента сейсмического сигнала.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В одном варианте реализации изобретения предложен способ проведения сейсморазведки. Указанный способ может включать установку вблизи от поверхности земли множества многокомпонентных сейсмических датчиков, каждый из которых способен измерять вращение, причем среднее расстояние между каждой парой смежных многокомпонентных сейсмических датчиков составляет по меньшей мере двадцать метров, введение сейсмического сигнала в поверхность земли так, чтобы множество указанных многокомпонентных сейсмических датчиков регистрировало множество компонентов указанного сейсмического сигнала, в том числе вертикальные, горизонтальные и вращающиеся компоненты.

В некоторых вариантах реализации изобретения указанные многокомпонентные сейсмические датчики могут содержать два линейных датчика, установленных на расстоянии друг от друга в направлении, по существу перпендикулярном поверхности земли, так, чтобы поверхностные волны определялись путем дифференцирования линейных сигналов, регистрируемых указанными двумя линейными датчиками. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные многокомпонентные сейсмические датчики могут содержать по меньшей мере два датчика вращения, выполненных по существу перпендикулярно друг другу.

В другом варианте реализации изобретения система сейсморазведки может включать множество установленных вблизи от поверхности земли многокомпонентных сейсмических датчиков, каждый из которых способен измерять вращение, причем среднее расстояние между каждой парой смежных многокомпонентных сейсмических датчиков составляет по меньшей мере двадцать метров.

В некоторых вариантах реализации изобретения указанные многокомпонентные сейсмические датчики могут содержать два линейных датчика, установленных на расстоянии друг от друга в направлении, по существу перпендикулярном поверхности земли, так, чтобы поверхностные волны определялись путем дифференцирования линейных сигналов, регистрируемых указанными двумя линейными датчиками. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные многокомпонентные сейсмические датчики могут содержать по меньшей мере два датчика вращения, выполненных по существу перпендикулярно друг другу.

В другом варианте реализации изобретения предложена система ослабления многокомпонентного шума сейсмического волнового поля. Указанная система может содержать вычислительное устройство, имеющее по меньшей мере один процессор, выполненное с возможностью приема сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков расположены относительно поверхности со средним расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из указанных одной или большего количества смежных станций сейсмических датчиков. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью идентификации шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов. Указанный по меньшей мере один процессор может быть также выполнен с возможностью ослабления шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков.

В некоторых вариантах реализации изобретения указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью моделирования сейсмического волнового поля в виде суммы одной или большего количества базисных функций. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью определения оптимального волнового числа и амплитуды из одной или большего количества многоканальных функций стоимости и одноканальных функций стоимости. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью извлечения первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля. В некоторых вариантах реализации изобретения отношение между указанными первым и вторым каналами может быть описано физической моделью шумового компонента на основании, по меньшей мере частично, эллиптичности шумового компонента. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью применения одной или большего количества физических моделей шумового компонента и одного или большего количества пространственных градиентов к указанным одной или большему количеству базисных функций. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью определения фазового сдвига между указанными первым и вторым каналами. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью извлечения третьего канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля на глубине относительно поверхности большей чем второй канал и экспоненциального убывания по амплитуде между вторым и третьим каналами. В некоторых вариантах реализации изобретения указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью оценивания пространственного градиента указанного волнового поля на основании, по меньшей мере частично убывания по амплитуде. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью извлечения первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из вращающейся составляющей сейсмического волнового поля.

В другом варианте реализации изобретения предложен способ ослабления многокомпонентного шума сейсмического волнового поля. Указанный способ может включать прием одним или большим количеством процессоров сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков расположены относительно поверхности со средним расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из указанных одной или большего количества смежных станций сейсмических датчиков. Указанный способ может также включать идентификацию шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов с помощью указанных одного или большего количества процессоров. Указанный способ может также включать ослабление указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков с помощью указанных одного или большего количества процессоров.

В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов может включать моделирование сейсмического волнового поля в виде суммы одной или большего количества базисных функций. В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может также включать определение оптимального волнового числа и амплитуды из одной или большего количества многоканальных функций стоимости и одноканальных функций стоимости. Идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может дополнительно включать извлечение первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля. В некоторых вариантах реализации изобретения отношение между указанными первым и вторым каналами может быть описано физической моделью шумового компонента на основании, по меньшей мере частично, эллиптичности шумового компонента. В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может включать применение одной или большего количества физических моделей шумового компонента и одного или большего количества пространственных градиентов к указанным одной или большему количеству базисных функций. Идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может дополнительно включать извлечение третьего канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля на глубине относительно поверхности большей чем второй канал и экспоненциального убывания по амплитуде между вторым и третьим каналами. В некоторых вариантах реализации изобретения указанный способ может дополнительно включать оценивание пространственного градиента указанного волнового поля на основании, по меньшей мере частично убывания по амплитуде. В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может также включать извлечение первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из вращающейся составляющей сейсмического волнового поля.

Еще в одном варианте реализации изобретения предложена система ослабления многокомпонентного шума сейсмического волнового поля. Указанная система может содержать вычислительное устройство, имеющее по меньшей мере один процессор, выполненное с возможностью приема сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков расположены относительно поверхности со средним расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из указанных одной или большего количества смежных станций сейсмических датчиков. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью идентификации шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов. Указанный по меньшей мере один процессор может быть выполнен с возможностью моделирования сейсмического волнового поля в виде суммы одной или большего количества базисных функций. Указанный по меньшей мере один процессор может быть дополнительно выполнен с возможностью извлечения первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из вращающейся составляющей сейсмического волнового поля. Указанный по меньшей мере один процессор может быть также выполнен с возможностью ослабления шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков.

Данное краткое описание сущности изобретения приведено для представления ряда понятий, которые дополнительно описаны ниже в подробном описании. Данное краткое описание не предназначено для идентификации существенных признаков заявленного объекта изобретения, а также не предназначено для использования с целью ограничения объема заявленного объекта изобретения.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ

Варианты реализации данного изобретения описаны со ссылкой на следующие фигуры.

Фиг. 1 представляет собой блок-схему процесса в соответствии с вариантами реализации различных технологий, описанных в данном документе;

Фиг. 2 иллюстрирует схему системы наземной сейсморазведки в соответствии с вариантами реализации различных технологий, описанных в данном документе;

Фиг. 3-8 иллюстрируют различные блок-схемы процессов и последовательностей операций в соответствии с вариантами реализации различных технологий, описанных в данном документе; и

Фигура 9 иллюстрирует вычислительную систему в соответствии с вариантами реализации различных технологий, описанных в данном документе.

Одинаковые ссылочные символы в различных графических материалах могут обозначать одинаковые элементы.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Ниже рассмотрены некоторые варианты реализации изобретения. Следует понимать, что обсуждение ниже представлено только с целью позволить специалисту в данной области воспользоваться любым объектом изобретения, определенным сейчас или позже «формулой изобретения», присутствующей в любом выданном патенте по данному документу.

Конкретно предусмотрено, что заявленные комбинации признаков не ограничены вариантами реализации изобретения и иллюстрациями, содержащимися в данном документе, а включают модифицированные формы этих вариантов реализации изобретения, в том числе части указанных вариантов реализации изобретения и комбинации элементов различных вариантов реализации изобретения, принадлежащих к объему следующей формулы изобретения. Следует понимать, что при разработке любого такого фактического варианта реализации изобретения, как и в любом инженерном или конструкторском проекте, могут быть приняты многочисленные конкретные решения для реализации конкретных целей разработчиков, таких как соответствие системным и производственным ограничениям, которые могут варьироваться для различных вариантов реализации изобретения. Кроме того, следует учесть, что данные опытно-конструкторские работы могут быть сложными и трудоемкими, но для специалистов в данной области техники, использующих преимущество данного изобретения, проектирование, изготовление и производство будут рутинной задачей. Ничего в этой заявке не считается критическим или существенным для заявленного изобретения, если только не указано однозначно, что это представляет собой «критический» или «существенный» элемент.

Также следует понимать, что, несмотря на то, что числительные «первый», «второй» и т.д. используются в данном документе для описания различных элементов, указанные элементы не ограничены этими числительными. Эти числительные использованы исключительно для того, чтобы отличить один элемент от другого. Например, первый объект может быть назван вторым объектом или этапом, и аналогично, второй объект может быть назван первым объектом или этапом, без выхода за пределы объема изобретения. Как первый объект или этап, так и второй объект или этап представляют собой объекты или этапы, соответственно, но их нельзя считать одним объектом или этапом.

Кроме того, в контексте данного документа, термин «носитель данных» может представлять одно или большее количество устройств для хранения данных, включая: постоянное запоминающее устройство (ПЗУ), оперативное запоминающее устройство (ОЗУ), магнитное ОЗУ, запоминающее устройство на сердечниках, носители данных на магнитных дисках, оптические носители данных, устройства флэш-памяти и/или другие машиночитаемые носители для хранения информации. Термин «машиночитаемый носитель» включает, но не ограничивается ими, портативные или стационарные запоминающие устройства, оптические запоминающие устройства, беспроводные каналы и другие различные среды, выполненные с возможностью хранить, содержать или передавать команду(ы) и/или данные.

Кроме того, варианты реализации изобретения могут быть реализованы с помощью аппаратного обеспечения, программного обеспечения, аппаратно-программного обеспечения, промежуточного программного обеспечения, микрокода, языков описания аппаратных средств или любой их комбинации. При реализации посредством программного обеспечения, аппаратно-программного обеспечения, промежуточного программного обеспечения или микрокода программный код или сегменты кода для выполнения необходимых задач могут храниться на машиночитаемом носителе, таком как носитель данных. Процессор (процессоры) может выполнять необходимые задачи. Сегмент кода может представлять собой процедуру, функцию, подфункцию, программу, стандартную программу, подпрограмму, модуль, программный пакет, класс или любую комбинацию команд, структуры данных или операторы программ. Сегмент кода может быть связан с другим сегментом кода или схемой аппаратного обеспечения путем передачи и/или получения информации, данных, аргументов, параметров или содержимого памяти. Информация, аргументы, параметры, данные и т.д. могут передаваться, переправляться или пересылаться с помощью любых пригодных средств, включая разделение памяти, передачу сообщений, эстафетную передачу данных, передачу по сети и т.д. Следует понимать, что в последующем описании представлено множество различных вариантов реализации изобретения или примеров для реализации различных особенностей различных вариантов реализации изобретения. Конкретные примеры компонентов и схем описаны ниже для упрощения настоящего раскрытия изобретения. Они, конечно же, являются всего лишь примерами и не имеют ограничивающего характера. Кроме того, в настоящем раскрытии изобретения могут повторяться номера и/или буквы позиций в различных примерах. Такое повторение предназначено для простоты и ясности изложения и само по себе не устанавливает связь между различными вариантами реализации изобретения и/или рассматриваемыми конфигурациями. Кроме того, расположение первого объекта над вторым объектом или на нем в последующем описании может включать варианты реализации изобретения, в которых первый и второй объекты расположены в непосредственном контакте, а также может включать варианты реализации изобретения, в которых дополнительные объекты могут располагаться между первым и вторым объектом таким образом, чтобы первый и второй объекты не находились в непосредственном контакте.

Варианты реализации процесса 100 ослабления многокомпонентного шума, показанного на Фиг. 1-10, могут идентифицировать и ослаблять шумовые компоненты в сейсмическом волновом поле во время воссоздания указанного сейсмического волнового поля по результатам многочисленных измерений, выполненных в отдельных точках. Сам процесс 100 ослабления многокомпонентного шума можно использовать для воссоздания сейсмического волнового поля без шумовых компонентов. Как показано на Фиг. 1, варианты реализации процесса 100 ослабления многокомпонентного шума могут быть выполнены с возможностью ослабления шумовых компонентов в сейсмическом волновом поле. Варианты реализации процесса 100 ослабления многокомпонентного шума могут включать прием (102) одним или большим количеством вычислительных устройств сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения и как обсуждалось выше, указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков расположены относительно поверхности со средним расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из указанных одной или большего количества смежных станций сейсмических датчиков. Процесс ослабления многокомпонентного шума может также включать идентификацию (104) с помощью одного или большего количества процессоров шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов и ослабление (106) указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков с помощью указанных одного или большего количества процессоров. Эти и другие операции более подробно рассмотрены ниже. Кроме того, процесс 100 ослабления многокомпонентного шума можно использовать в ситуациях с многомерной геометрией (например, без ограничения количества измерений), произвольным количеством каналов на каждую станцию, функциями передачи канала, которые могут изменяться от точки к точке, и тому подобное.

Фиг. 2 иллюстрирует систему сбора данных для системы 200 наземной сейсморазведки. Система 200 наземной сейсморазведки может содержать один или большее количество вибрационных сейсмических источников 208 (например, устройство, установленное на грузовике), которые могут быть расположены относительно поверхности 210 (например, на поверхности, над или под ней), и одну или большее количество станций 212 сейсмических датчиков, которые могут содержать один или большее количество сейсмоприемников, регистрирующих сейсмическую энергию, вырабатываемую указанными источниками 208. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные одна или большее количество станций 212 сейсмических датчиков могут образовывать матрицу станций сейсмических датчиков и/или сейсмоприемников. Станция 212 сейсмических датчиков может определять область в пространстве, содержащую один или большее количество сейсмоприемников. В некоторых вариантах реализации изобретения станция 212 сейсмических датчиков может быть связана с одномерным (1-D), двумерным (2-D) или трехмерным (3-D) пространством. Указанные станции 212 сейсмических датчиков также могут быть расположены относительно поверхности 210. В качестве части операций, связанных с вибросейсмическими исследованиями, вибрационные сейсмические источники 208 могут генерировать вибросейсмические сигналы. Указанные сигналы в свою очередь могут вводит соответствующие вибросейсмические опорные сигналы в землю 214 (например, в почву), и эти сигналы могут отражаться от исследуемых подземных геологических структур 214, создавая соответствующие отраженные сигналы 216, которые могут регистрировать станции 212 сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения, использующих систему 200 наземной сейсморазведки, указанный сигнал может создавать наземный вибрационный сейсмический источник 208, ударяющий в землю, или взрывчатка. Система 218 сбора данных (например, в автомобиле регистрации сейсмических данных) системы 200 наземной сейсморазведки может принимать необработанные сейсмические данные, полученные сейсмоприемниками, и затем указанные необработанные сейсмические данные (например, сейсмические данные, относящиеся к сейсмическому волновому полю) могут быть обработаны для получения информации о подземных отражающих поверхностях и физических свойствах исследуемой геологической структуры 214.

В некоторых вариантах реализации изобретения процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может включать построение/воссоздание изображения исследуемой области с целью идентификации подземных геологических формаций или мишеней, таких как геологическая формация 220, на основании сейсмических данных, полученных от сейсмоприемников. Последующий анализ указанных сейсмических данных может обнаружить места залежей углеводородов в подземных геологических формациях. В зависимости от конкретного плана исследования, части указанного анализа может выполнять система 218 сбора данных в автомобиле регистрации сейсмических данных.

Для простоты описанные выше примеры могут быть отнесены к сейсморазведочным построениям в сейсморазведке, в которой волны, излучаемые источниками, отражаются от мишени и принимаются сейсмоприемниками. Подземная среда 214 может содержать различные слои и границы раздела между указанными слоями. Указанные различные слои могут вызывать нежелательные внутренние реверберации, которые необходимо обрабатывать или избегать. Однако, процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может быть равным образом применим к системам распространения волн, которые имеют границы раздела на пути прохождения волн, в любом исполнении, поскольку в волны, излучаемые источниками, вносят некоторые помехи мишени или границы раздела, и приемники принимают волны с помехами. В некоторых вариантах реализации изобретения приемники могут быть с обеих сторон.

Различные волны (распространяющиеся и/или рассеивающиеся), источники или приемники в различных отраслях не влияют на свойства распространения волн и процессы построения. В сейсморазведочных построениях волновое поле может представлять собой упругие волны или акустические волны. Мишень может представлять собой подземную геологическую структуру. Источники могут представлять собой генераторы упругих или акустических волн (например, пневматические источники сейсмических сигналов, вибрационные источники и т. п.), а приемники могут представлять собой датчики давления или движения частиц (например, геофоны, гидрофоны, датчики вибраций или аналогичные).

Как обсуждалось выше, в сейсморазведке могут возникать затруднения из-за шума поверхностных волн. В контексте данного документа поверхностные волны могут представлять собой тип регулярных помех, создаваемых поверхностными сейсмоволнами, волнами Рэлея низкой скорости, низкой частоты, высокой амплитуды. Поверхностные волны могут заглушать сигнал и ухудшать качество данных в целом во время сейсморазведочных работ. Поверхностная волна может возникать, когда сигнал источника идет в целом в направлении вниз в толщу пород. Поверхностная волна может идти вдоль поверхности земли, и при попадании в сейсмические датчики указанная поверхностная волна может мешать надлежащей регистрации сейсмического сигнала.

В некоторых вариантах реализации процесса 100 ослабления многокомпонентного шума указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков расположены относительно поверхности со средним расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из указанных одной или большего количества смежных станций сейсмических датчиков. В одном примере каждая из указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков могут быть расположены относительно поверхности с расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из указанных одной или большего количества смежных станций сейсмических датчиков. Снова обратимся к Фиг. 2, показывающей, что системы наземной сейсморазведки, использующие однокомпонентные станции датчиков (также называемые в данном документе датчиками), были связаны необходимостью установки датчиков на расстоянии друг от друга для того, чтобы ослабить шум поверхностных волн. Один пример этого можно видеть в доступной на рынке платформе наземных сейсморазведочных работ UniQ компании WesternGeco. В наземных конфигурациях, считающихся коммерчески и технически эффективными, расстояние между датчиками составляет менее 25 (двадцати пяти) метров, для того, чтобы обеспечить надлежащее ослабление поверхностных волн. На самом деле, коммерческие применения платформы UniQ могут быть отформатированы так, чтобы датчики были расположены на расстоянии приблизительно 12,5 метров друг от друга для того, чтобы обеспечить соответствующую регистрацию сейсмических сигналов и ослабление поверхностных волн путем моделирования указанных поверхностных волн и их последующего удаления/ослабления, как более подробно показано ниже.

Это требование к расстоянию между датчиками также ограничивает коммерческую динамику, поскольку крупный компонент капитальных затрат системы наземной сейсморазведки может быть связан со стоимостью датчиков, которая может непосредственно зависеть от необходимого количества датчиков. Следовательно, если требуется меньшее количество датчиков, общая стоимость датчиков может уменьшиться соответственно.

Как обсуждалось выше, ослабление шумовых компонентов поверхностных волн во время сейсморазведки может представлять интерес. Один путь решения этой задачи может заключаться в моделировании указанной поверхностной волны. Это можно выполнить различными способами на основании регистрации однокомпонентных сигналов датчиками, установленными на определенном расстоянии друг от друга в системе сейсмических наблюдений. По причине ограничений, более подробно обсуждаемых далее в данном документе, для того, чтобы надлежащим образом смоделировать и ослабить шум поверхностных волн с однокомпонентными датчиками, наземные сейсмические датчики могут иметь функциональное ограничение максимального расстояния между ними на земле, на практике составляющее 25 метров.

В одном примере поверхностная волна может возникать в ответ на сейсморазведку. Скорость указанной поверхностной волны может составлять от 300 до 1000 метров в секунду (м/с), другие диапазоны могут составлять от 500 до 900 м/с. Частота поверхностной волны может составлять от 10 до 40 Гц, по большей части от 20 до 30 Гц. Основные поверхностные волны могут иметь скорость 600-900 м/с и частоту 25-30 Гц. Могут присутствовать вторичные волны со скоростью 900-1400 м/с и частотой 35-40 Гц. Длина указанной поверхностной волны может составлять от приблизительно 10 до 150 метров и может составлять около 25-35 метров. В результате этих характеристик поверхностных волн наземная система UniQ и другие существующие системы могут ограничивать расстояние между датчиками до 12,5 метров. При таком расстоянии наземная система UniQ может обрабатывать поверхностные волны длиной вплоть до 25 метров (например, 2x расстояние между датчиками) без пространственного искажения сейсмических данных.

Кроме того, регулярные помехи, создаваемые поверхностными и граничными сейсмоволнами (то есть, поверхностными волнами), могут распространяться медленно по сравнению с отражениями (например, акустическим сигналом 216) из более глубоких подземных областей 214. Низкая скорость распространения волн этих типов может накладывать ограничение на пространственную дискретизацию сейсмических данных в поле, и следовательно может уменьшать эффективность и качество сейсморазведки.

Согласно вариантам реализации данного изобретения, использование многокомпонентных станций сейсмических датчиков с процессом 100 ослабления многокомпонентного шума, описанным в данном документе, может сделать возможной конфигурацию установки датчиков, в которой датчики расположены на среднем расстоянии друг от друга по меньшей мере 20 метров. В некоторых вариантах реализации изобретения датчики могут быть установлены на расстоянии 25 метров друг от друга, а во многих случаях на расстоянии более 50 метров.

Обратимся к Фиг. 1-10, представляющим различные варианты реализации изобретения, соответствующие процессу ослабления многокомпонентного шума. Как показано на Фиг. 1, варианты реализации процесса ослабления многокомпонентного шума могут ослаблять шумовые компоненты в сейсмическом волновом поле. Варианты реализации процесса ослабления многокомпонентного шума могут включать прием (102) одним или большим количеством процессоров сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения и как обсуждалось выше, указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков могут быть расположены относительно поверхности со средним расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из указанных одной или большего количества смежных станций сейсмических датчиков. Процесс ослабления многокомпонентного шума может также включать идентификацию (104) с помощью одного или большего количества процессоров шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов и ослабление (106) указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков с помощью указанных одного или большего количества процессоров. Эти и другие операции более подробно рассмотрены ниже.

В некоторых вариантах реализации изобретения процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может включать прием (102) одним или большим количеством процессоров сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. Указанные сейсмические данные могут быть получены от системы 200 наземной сейсморазведки (каротажа, вибросейсмических исследований и так далее). Указанные исследования могут включать сейсмический мониторинг добычи углеводородов из подземного резервуара. Снова обратимся к Фигуре 2, показывающей, что сейсмические данные могут быть получены множеством многоканальных датчиков (например, датчиками/приемниками в станциях 212 сейсмических датчиков), таких как гидрофоны, датчики линейного (например, горизонтального вдоль оси x осей 222) движения частиц, датчики вертикального движения частиц, датчики градиента и т. п. Каждая станция 212 сейсмических датчиков с помощью одно- или многокомпонентных датчиков/приемников может измерять смещение, скорость, ускорение и/или вращение, относящиеся к компонентам сейсмического волнового поля. Указанные одно- или многокомпонентные датчики могут также измерять смещение, скорость, ускорение и/или вращение, например, в трех перпендикулярных направлениях. В одном примере станция 212 сейсмических датчиков может содержать трехкомпонентные датчики (например, многокомпонентные датчики 3C), выполненные с возможностью измерения смещения, скорости, ускорения, вращения и т. п., при этом каждый датчик ориентирован в одном из трех перпендикулярных направлений. Следует понимать, что в контексте данного документа, смежные станции датчиков означают две ближайшие станции датчиков вдоль прямой линии между этой соответствующей парой. Как показано на Фигуре 2, указанные две станции 212 датчиков справа от вибрационного источника 208 смежные друг другу, в то время как станция 212 датчиков, дальняя справа, не смежная станции 212 датчиков, дальней слева от вибрационного источника 208, поскольку есть промежуточная станция 212 датчиков вдоль прямой линии между этой парой.

Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, многокомпонентные датчики могут измерять вращение, а также линейные сейсмические сигналы. Согласно некоторым вариантам реализации изобретения, это можно выполнить путем комбинирования нескольких линейных датчиков в одном блоке датчиков так, чтобы эти линейные датчики регистрировали вертикальные сейсмические сигналы и горизонтальные сигналы, и таким образом с помощью двух линейных датчиков, установленных на расстоянии друг от друга можно рассчитать воздействие поверхностных волн путем дифференцирования линейных сигналов. Публикация заявки на патент США №US2014/0219055 озаглавлена «Вычисление данных вращения с помощью градиента данных линейного перемещения», включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки и описывает некоторые из таких конструкций. Конструкция многокомпонентного датчика использует линейные датчики и датчики с вращающимися элементами, которые вращаются вокруг якоря, объединенные в единый блок датчиков, так что указанный блок датчиков может измерять линейные сейсмические сигналы линейными датчиками и измерять угловое (вращательное) перемещение и воздействия непосредственно вращающимся элементом. Датчики вращения могут использовать микроэлектронные цифровые акселерометры. Публикация заявки на патент США №US2015/0316667, озаглавленная «Датчик вращения на основе микроэлектронного цифрового акселерометра для применения в сейсморазведке и содержащие его блоки датчиков», включена в данный документ в полном объеме посредством ссылки и описывает некоторые из таких конструкций.

Многокомпонентные данные (например, сейсмические данные) можно измерять непосредственно с помощью трехкомпонентных датчиков (измеряющих смещение, скорость, ускорение, вращение или любую их комбинацию) и/или оценивать по двум или большему количеству трехкомпонентных датчиков (например, трехкомпонентных датчиков в двух или большем количестве станций 212 сейсмических датчиков), разделенных по горизонтали или по вертикали, как показано на Фигурах 2-3. Многокомпонентные данные в контексте данного документа могут включать, но без ограничения, комбинацию данных о компонентах сейсмического волнового поля и/или градиентах указанного сейсмического волнового поля. В некоторых вариантах реализации изобретения результаты измерений определенного типа от указанных одной или большего количества станций 212 сейсмических датчиков могут быть связаны с каналом. Определенный канал сам может измерять свойство, такое как давление, сейсмического волнового поля, а другой канал может измерять другое свойство указанного сейсмического волнового поля, такое как вертикальное движение частиц (например, вертикальный компонент) сейсмического волнового поля, и так далее. В комбинации с одно- или многокомпонентными датчиками/приемниками из одной или большего количества станций сейсмических датчиков, сейсмические данные, относящиеся к сейсмическому волновому полю, можно принимать по меньшей мере через один канал из множества каналов от одной или большего количества станций 212 сейсмических датчиков.

В некоторых вариантах реализации изобретения в процессе 100 ослабления многокомпонентного шума могут быть использованы однокомпонентные датчики. Однако, однокомпонентные датчики могут быть неспособны моделировать и/или ослаблять шум, когда поверхностные волны/поверхностные сейсмоволны не дискретизированы надлежащим образом в пространственном измерении (например, когда смежные однокомпонентные датчики разделены большим расстоянием). В других вариантах реализации изобретения в процессе 100 ослабления многокомпонентного шума могут быть использованы многокомпонентные датчики (например, станции сейсмических датчиков, содержащие более одного сейсмического датчика/приемника). В таких вариантах реализации изобретения и как более подробно обсуждается ниже, многокомпонентный датчик может быть способен более эффективно моделировать и ослаблять поверхностные волны в пространственном измерении, и расстояние между многокомпонентными датчиками и/или станциями 212 сейсмических датчиков можно увеличить.

В некоторых вариантах реализации изобретения процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может также включать идентификацию (104) шумового компонента по меньшей мере на одном канале из множества каналов с помощью одного или большего количества процессоров. Как обсуждалось выше, поверхностные волны в земле могут создавать шум в сейсмических данных и/или по меньшей мере в одном канале. В некоторых вариантах реализации изобретения и как более подробно обсуждается ниже, шумовые и сигнальные компоненты сейсмического волнового поля могут быть идентифицированы и разделены с помощью ограничений на основе модели и принципа аппроксимации с преследованием. Указанные ограничения на основе модели могут соответствовать шумовым компонентам в сейсмических данных (например, результатах измерений по меньшей мере одного канала), которые в некоторых вариантах реализации изобретения могут считаться содержащими пространственные искажения. Указанный шумовой компонент может быть воссоздан с помощью принципа аппроксимации с преследованием и вычтен из исходных результатов измерений. Указанные сигнальные компоненты могут быть по возможности оставлены в остатке. В зависимости от доступной информации о поверхностных областях недр, физические модели указанного шумового компонента могут быть сформулированы в функции стоимости, используемой в принципе аппроксимации с преследованием и/или использованы в качестве дополнительного средства идентификации шума/сигнала.

В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов может включать моделирование сейсмического волнового поля в виде суммы одной или большего количества базисных функций. В некоторых вариантах реализации изобретения данные, представляющие результаты измерений сигнала могут быть использованы для воссоздания сигнала. В одном примере сигнал может представлять собой сейсмическое волновое поле (в качестве примеров, волновое поле давления или волновое поле движения частиц), и сейсмические данные (полученные сейсмоприемниками), которые могут представлять одно или большее количество свойств сейсмического волнового поля, обрабатывают с целью воссоздания указанного сейсмического волнового поля. Конкретнее, технологию или принцип на основе параметрической аппроксимации с преследованием, называемую в данном документе «Технология на основе расширенной обобщенной аппроксимации с преследованием» или «Технология на основе РОАП» можно использовать для воссоздания сигнала. Технология на основе РОАП, применяемая для воссоздания сейсмических волновых полей, описана в принадлежащей тому же правообладателю родственной заявке на патент США № PCT/US 2015/028002, озаглавленной «Воссоздание волнового поля», включенной в данный документ в полном объеме посредством ссылки. Указанную технологию на основе РОАП можно использовать для воссоздания сейсмического волнового поля или в целом для воссоздания любого сигнала, непосредственные образцы которого могут быть недоступны.

В некоторых вариантах реализации изобретения обработка сейсмических данных для воссоздания сейсмического волнового поля может принимать во внимание один или большее количество каналов измерений в натуре (например, каналы давления и движения частиц), которые могут непосредственно измерять свойства сейсмического волнового поля, и/или по меньшей мере один канал построенных измерений, измеряющий свойство сейсмического волнового поля после того, как указанное сейсмическое волновое поле подверглось известному прямому преобразованию. Кроме того, данное прямое преобразование можно использовать для получения данного канала построенных измерений из одного или большего количества указанных каналов измерений в натуре.

В некоторых вариантах реализации изобретения указанное сейсмическое волновое поле можно считать неизвестным сигналом, называемым «s(x)», и указанное сейсмическое волновое поле может быть смоделировано в виде суммы параметрических базисных функций β (x; θ_p) с множеством значений параметра θ_p, как описано ниже:

Ур. 1

В Ур. 1 "x" может обозначать точку в многомерной системе координат. Существуют различные базисные функции, которые можно использовать. В качестве примера для применения в сейсморазведке можно использовать следующие экспоненциальные базисные функции:

Ур. 2

где множество значений параметра "θ_p" включает комплексную амплитуду ʺc_pʺ и волновой вектор ʺk_pʺ. С этим выбором базисные функции могут соответствовать локальным плоским волнам. Предполагается, что может присутствовать дополнительное измерение (такое как время или временная частота), но эта зависимость опущена в следующем описании для простоты без потери основных положений. Таким образом, в следующих уравнениях для ясности и простоты предполагается, что временная частота фиксирована.

Из сейсморазведки и т. п. могут быть доступны результаты измерений неизвестного сигнала s(x) в отдельных точках пространства. В следующем описании указанные отдельные точки представляют собой места расположения станций 212 сейсмических датчиков. На каждой станции сейсмических датчиков один или большее количество сейсмоприемников могут регистрировать результаты многоканальных измерений неизвестного сигнала s(x). Количество каналов для каждой станции 212 сейсмических датчиков может составлять один или более.

С многоканальной дискретизацией (иногда называемой «обобщенной дискретизацией») каждый канал может регистрировать не сам сигнал, а версию сигнала после того, как он подвергся известному преобразованию (например, фильтру). Таким образом, как отмечено выше, указанные каналы могут включать каналы измерений в натуре и каналы построенных измерений. В качестве примера, станция 212 сейсмических датчиков может регистрировать градиент неизвестного сигнала s(x).

Если существует M типов каналов в сценарии многоканальной дискретизации, множество станций 212 сейсмических датчиков можно обозначить следующим образом:

Ур. 3

где данный вектор станции, x_m, можно представить как x_m={x_m1, x_m2, … x_mNm}. В этом представлении, "m"=1,2,.. . M и представляет множество из N_m позиций, соответствующих каналу m. Вектор измерения m(x_s) можно описать следующим образом:

Ур. 4

где каждый вектор измерения содержит все измерения канала типа m, как описано ниже:

Ур. 5

Каждую запись m_m(x_mn) можно описать следующим образом:

Ур. 6

где представляет собой функцию, описывающую прямое преобразование из неизвестного сигнала s(x) в канал измерений в пространственных положениях x_mn. Эта формулировка довольно общая, и в некоторых случаях указанное прямое преобразование может быть независимым от пространственных координат, то есть, может быть описано следующей функцией:

Ур. 7

В некоторых вариантах реализации изобретения и со ссылкой на Фиг. 3 идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может также включать определение оптимального волнового числа и амплитуды из одной или большего количества многоканальных функций стоимости и одноканальных функций стоимости. В соответствии с технологией на основе РОАП, прямое преобразование, описывающее каналы измерений в натуре и построенных измерений, можно применить к рассматриваемым базисным функциям. Рассматриваемые базисные функции можно оптимизировать путем итерационного согласования указанных базисных функций с одним или большим количеством многоканальных измерений (например, из сейсмических данных). В некоторых вариантах реализации изобретения значения множества значений параметра "θ_p" для одной или большего количества базисных функций можно определить путем итераций. При одной или большем количестве итераций рассматриваемые базисные функции можно согласовать с измерениями, относящимися к каждому каналу. В некоторых вариантах реализации изобретения рассматриваемую базисную функцию можно согласовать с измерениями не непосредственно, а после преобразования, описывающего канал.

Как более подробно обсуждается ниже, при каждой итерации может решаться задача среднеквадратической оптимизации для определения оптимальных параметров рассматриваемой базисной функции. Можно вывести условие оптимальности, которое может относиться к оптимальным значениям комплексной амплитуды и волнового числа. С помощью этого отношения указанную задачу оптимизации можно свести к нахождению оптимального волнового числа. Это может включать нахождение максимального значения обобщенного спектра Ломба, как показано в Ур. 20 ниже. В частном случае наличия единственного канала это можно свести к простому спектру Ломба. В контексте данного документа обобщенный спектр Ломба и простой спектр Ломба могут относиться к многоканальной функции стоимости и одноканальной функции стоимости, соответственно. Указанную многоканальную функцию стоимости можно использовать для ограничения выбора оптимального волнового числа в случае пространственных искажений, поскольку это может помочь отличить истинное оптимальное волновое число от любых реплик.

При p-ой итерации, то есть, после P - 1 предварительных определений базисных функций, остаток в измерениях можно представить следующим образом:

Ур. 8

где

Ур. 9

представляет собой вектор остатков после итерации p. Здесь

Ур. 10

обозначает вектор остатков для канала m. Вектор Ур. 8 можно определить следующим образом:

Ур. 11

где обозначает кронекеровское произведение, и

Ур. 12

представляет собой вектор функции преобразования, а "η_m(k, x_m)" описывает функцию преобразования из неизвестного сигнала в канал измерений m в пространственных положениях x_m.

В Ур. 11, "d(k, x_s)," общий управляющий вектор можно описать следующим образом:

Ур. 13

Компоненты представляют собой общий управляющий вектор, компоненты которого можно описать следующим образом:

Ур. 14

Компоненты определены для каждого канала m для пространственных положений , соответствующих этому каналу. Записи управляющего вектора содержат фазовые сдвиги в точках измерения.

При итерации P, если новая рассматриваемая базисная функция добавлена к существующему представлению сигнала, остаток становится следующим:

Ур. 15

где параметры нового выражения, то есть, и должны быть определены путем минимизации показателя остатка, рассчитанного для точек измерения. Одна возможная формулировка задачи оптимизации представлена ниже:

Ур. 16

где верхний индекс «H» представляет эрмитов оператор, а "Λ" представляет положительно определенную матрицу. Роль матрицы Λ заключается во взвешивании вкладов различных измерений в функцию стоимости, которую необходимо минимизировать. Это взвешивание может принимать во внимание разницу запаса энергии, вызванную различными физическими характеристиками исходных измерений, а также причину отношения сигнала к шуму, которое может изменяться во времени, пространстве и частоте.

Решая задачу оптимизации, можно показать, что оптимальные значения c_p и k_p удовлетворяют следующее ограничение:

Ур. 17

где

Ур. 18

и

Ур. 19

Замена Ур. 17 на Ур. 16 предоставляет функцию стоимости для оптимального вектора волнового числа, описанную ниже:

Ур. 20

где функцию стоимости можно описать следующим образом:

Ур. 21

В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может включать извлечение первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля. Хотя обсуждались вертикальная и горизонтальная составляющие линейного перемещения указанного волнового поля, один или большее количество из множества каналов можно извлечь из любых составляющих сейсмического волнового поля. В некоторых вариантах реализации изобретения физические модели могут относиться к первому и второму каналу и/или одному или большему количеству составляющих волнового поля. Физические модели можно применять для ослабления шума, так как процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может удалить шумовой компонент и сохранить в остатке сигнальный компонент в максимально возможной степени.

В некоторых вариантах реализации изобретения отношение между указанными первым и вторым каналами может быть описано физической моделью шумового компонента на основании, по меньшей мере частично, эллиптичности шумового компонента. В некоторых вариантах реализации изобретения физическая модель. относящаяся к вертикальной составляющей линейного перемещения и горизонтальной составляющей линейного перемещения, может быть основана на эллиптичности. В одном примере с поверхностными сейсмоволнами (например, поверхностными волнами), эллиптичность может устанавливать отношение горизонтальной составляющей к вертикальной составляющей.

Ур. 22

где где c представляет собой фазовую скорость поверхностных сейсмоволн, а представляет собой скорость волны сдвига в приемнике. В целом, скорость волны сдвига тесно связана с фазовой скоростью поверхностных сейсмоволн (c=(0. 8-0. 9)*). Это выражение для эллиптичности сформулировано для полупространства, но может быть модифицировано для модели со слоем выше полупространства.

В другом примере эллиптичность может устанавливать отношение горизонтальной составляющей к вертикальной составляющей для граничных сейсмоволн (то есть, волн Шольте).

Ур. 23

где и представляют собой величины, обратные вертикальной скорости P- и S-волн, соответственно. В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может также включать извлечение первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из вращающейся составляющей сейсмического волнового поля. В некоторых вариантах реализации изобретения одна или большее количество станций 212 сейсмических датчиков могут содержать один или большее количество датчиков вращения, выполненных с возможностью измерения вращающейся составляющей сейсмического волнового поля. Указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков могут быть расположены относительно поверхности (например, поверхности 210) со средним расстоянием по меньшей мере двадцать метров между каждыми из станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков могут быть разделены средним расстоянием двадцать пять метров. В некоторых вариантах реализации изобретения указанные одна или большее количество станций сейсмических датчиков могут быть разделены средним расстоянием пятьдесят метров. Например, у поверхности земли вращения вдоль двух горизонтальных осей могут быть равными вертикальному градиенту горизонтальной составляющей линейного перемещения, а также горизонтальному градиенту вертикальной составляющей линейного перемещения (например, и ). Благодаря по меньшей мере этому отношению, скорость и направление шумового компонента можно определить и/или вычесть на указанных одной или большем количестве станций сейсмических датчиков. Со скоростью и направлением шумового компонента можно воссоздать указанный шумовой компонент.

В некоторых вариантах реализации изобретения и как обсуждалось выше, идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может включать применение одной или большего количества физических моделей шумового компонента и одного или большего количества пространственных градиентов к указанным одной или большему количеству базисных функций. Как показано выше, для формулировки многоканальной функции стоимости можно применить различные ограничения. Например, в некоторых вариантах реализации изобретения для формулировки многоканальной функции стоимости можно использовать пространственные градиенты (например, истинный градиент и/или градиенты конечных разностей). В другом примере один или большее количество пространственных градиентов, определенных на одной или большем количестве станций сейсмических датчиков, можно применить в многоканальной функции стоимости алгоритма аппроксимации с преследованием в качестве функции преобразования (например, Ур. 12), устанавливающей отношение одного или большего количества измерений к другим измерениям. Как более подробно обсуждается ниже, убывание по амплитуде можно использовать для оценивания пространственного градиента сейсмического волнового поля. В некоторых вариантах реализации изобретения физическую модель можно использовать для ограничения многоканальной функции стоимости. Описанные физические отношения можно применить в многоканальной функции стоимости алгоритма аппроксимации с преследованием в качестве функции преобразования, устанавливающей отношение одного или большего количества измерений к другим измерениям.

Как обсуждалось выше, и снова ссылаясь на Фигуру 3, процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может вычислять многоканальную функцию стоимости (326) и определять/выбирать (328) оптимальное волновое число и/или оптимальный вектор волнового числа из указанной многоканальной функции стоимости. В некоторых вариантах реализации изобретения указанная многоканальная функция стоимости может быть ограничена пространственными градиентами и/или физическими моделями. Процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может также включать вычисление (330) одноканальной функции стоимости и определение (332) амплитуды для каждого канала из единственной функции стоимости. Одноканальную функцию стоимости можно использовать для вычисления амплитуды, соответствующей полученному оптимальному волновому числу. В некоторых вариантах реализации изобретения указанную одноканальную функцию стоимости можно сформулировать с помощью каждого измерения сейсмических данных по отдельности и можно использовать для получения амплитуды шумового компонента. Как более подробно обсуждается ниже, указанные многоканальная функция стоимости и одноканальная функция стоимости могут позволить ослабить шум в одном или большем количестве исходных измерений, регистрирующих одинаковый шум.

В некоторых вариантах реализации изобретения, когда волновое число и амплитуда базисной функции получены, можно определить различие между сигнальным и шумовым компонентами волнового поля на основе фильтрации по волновым числам, фазовый сдвиг между по меньшей мере двумя компонентами волнового поля и/или экспоненциальное по амплитуде между по меньшей мере двумя компонентами волнового поля. В некоторых вариантах реализации изобретения указанное убывание по амплитуде можно использовать для оценивания пространственного градиента сейсмического волнового поля. Идентификация шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может включать фильтрацию по волновым числам. Фильтрация по волновым числам может предоставить способ отличать сигнальные компоненты от шумовых компонентов на указанном по меньшей мере одном канале. Фильтрация по волновым числам может включать идентификацию ширины полосы, в пределах которой ожидается возникновение шума. Базисные функции с волновыми числами в пределах этого диапазона можно идентифицировать как шумовые компоненты и вычесть из остатка. Сигнальные компоненты можно оставить в остатке. Фильтрацию по волновым числам можно применить ко всем исходным измерениям.

В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может включать определение фазового сдвига между первым и вторым каналом. Например, фазовый сдвиг между горизонтальными и вертикальными компонентам может указывать поверхностную волну (например, поверхностную сейсмоволну). Например, между горизонтальными и вертикальными компонентам поверхностной волны может существовать следующий фазовый сдвиг:

Ур. 24

Ур. 25

Вычислив функцию стоимости, можно определить волновое число k и амплитуду каждого компонента, и . Мнимая составляющая ʺjʺ может отличать поверхностную волну (например, шумовой компонент) от сигнального компонента.

В некоторых вариантах реализации изобретения идентификация указанного шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале может включать извлечение третьего канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля на большей глубине относительно поверхности чем второй канал и экспоненциального убывания по амплитуде между вторым и третьим каналами. В некоторых вариантах реализации изобретения экспоненциальное убывание по амплитуде может идентифицировать шумовые компоненты на указанном по меньшей мере одном канале. Например, при наличии датчиков определенной конфигурации, измеряющих горизонтальный компонент волнового поля на двух уровнях (например, на двух различных вертикальных уровнях). В некоторых вариантах реализации изобретения можно вычислить одноканальную функцию стоимости для обоих компонентов и выбрать пиковое значение для оценивания значения амплитуды. Если амплитуда уменьшается с глубиной (например, амплитуда на датчике станции 233 сейсмических датчиков больше амплитуды на датчике станции сейсмических датчиков), базисная функция может описывать поверхностную волну (например, шумовой компонент), а не сигнальный компонент.

Ур. 26

Ур. 27

Как правило, это может быть истинным для основной волны, но не для сложных волн более высокого порядка. В некоторых вариантах реализации изобретения дополнительно или в качестве альтернативы убывание по амплитуде можно использовать для оценивания пространственного градиента сейсмического волнового поля.

В некоторых вариантах реализации изобретения процесс 100 ослабления многокомпонентного шума может также включать ослабление (106) указанного шумового компонента по меньшей мере на одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от одной или большего количества станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения ослабление указанного шумового компонента может включать воссоздание шума и/или воссоздание сигнала. После выбора события (например, измерения в пределах сейсмических данных) и его идентификации в качестве шума соответствующую базисную функцию можно добавить в контейнер шумовых компонентов и вычесть из остатка. Это можно повторить для каждого исходного измерения по отдельности. Если выбранное событие идентифицировано как сигнал, можно вычислить соответствующую базисную функцию и добавить ее в контейнер сигнальных компонентов. В некоторых вариантах реализации изобретения это можно выполнять для каждого канала по отдельности. Воссозданную базисную функцию можно вычесть из исходных измерений. В некоторых вариантах реализации изобретения воссоздание шумовых компонентов и/или сигнальных компонентов может происходить итерационно по мере оптимизации каждой рассматриваемой базисной функции, как описано выше. Когда итерации прекращены, остаток можно добавить в контейнер сигнальных компонентов для генерирования волнового поля с ослабленным шумом.

Процесс 400 ослабления многокомпонентного шума, вариант реализации которого изображен на Фиг. 4, можно использовать для воссоздания сейсмического волнового поля с ослабленным шумом. Обратимся также к Фигуре 4, показывающей, что согласно процессу 400 ослабления многокомпонентного шума, можно принимать сейсмические данные (434) через один или большее количество каналов от множества станций сейсмических датчиков в виде многопараметрических и/или многокомпонентных исходных данных. Как обсуждалось выше, указанное множество станций сейсмических датчиков могут быть расположены относительно поверхности 210 на среднем расстоянии по меньшей мере двадцать метров между каждыми из станций сейсмических датчиков. В одном примере указанное множество станций сейсмических датчиков могут быть расположены относительно поверхности 210 на расстоянии по меньшей мере двадцать пять метров между каждыми из станций сейсмических датчиков. В некоторых вариантах реализации изобретения сейсмические данные можно регистрировать с помощью множества сейсмоприемников, и они могут представлять измерения по меньшей мере одного свойства сейсмического волнового поля. Каждый канал может измерять свойство сейсмического волнового поля и/или измерять свойство сейсмического волнового поля после того, как указанное волновое поле подверглось известному прямому преобразованию. Процесс 400 ослабления многокомпонентного шума может включать вычисление (436) функций стоимости. Эти функции стоимости могут включать многоканальную функцию стоимости для определения оптимального волнового числа и/или одноканальную функцию стоимости для определения амплитуды, соответствующей указанному оптимальному волновому числу. Кроме того, одноканальную функцию стоимости можно использовать для определения оптимального волнового числа, а многоканальную функцию стоимости для определения амплитуды, соответствующей указанному оптимальному волновому числу.

В некоторых вариантах реализации изобретения процесс 400 ослабления многокомпонентного шума может включать идентификацию (438) шумового компонента по меньшей мере на одном канале и определение отличий указанного шумового компонента от сигнальных компонентов. Можно идентифицировать сигнальные компоненты, и можно вычислить соответствующую базисную функцию и добавить (440) ее в контейнер сигнальных компонентов. В некоторых вариантах реализации изобретения указанный сигнальный компонент можно добавить к части сигнальных компонентов сейсмических данных. Можно идентифицировать шумовые компоненты, и можно вычислить соответствующую базисную функцию и добавить (442) ее в контейнер шумовых компонентов. В некоторых вариантах реализации изобретения указанный шумовой компонент можно вычесть из остатка. Процесс 400 ослабления многокомпонентного шума может повторяться итерационно, пока указанный остаток не будет достаточно малым. В некоторых вариантах реализации изобретения после прекращения указанных итераций остаток можно добавить к части сигнальных компонентов сейсмических данных.

Обратимся также к Фиг. 5-8, представляющим три примера технологических процессов, описывающих процесс ослабления многокомпонентного шума. В каждом примере датчик, измеряющий три компонента волнового поля в двух различных положениях (таких как различные вертикальные положения) может ослаблять регулярные помехи в данных (например, поверхностные волны). Теперь обратимся к Фиг. 6, показывающей первый пример/технологический процесс, основанный на воссоздании с помощью принципа аппроксимации с преследованием с использованием градиентов. Можно принимать исходные сейсмические данные (544), которые могут содержать вертикальный компонент волнового поля, измеренный на разреженной сетке, и его аппроксимированный градиент. Это может включать вычисление (546) функции стоимости, которая может комбинировать указанный вертикальный компонент и указанный градиент. Можно выбрать (548) максимальное значение, относящееся к оптимальному волновому числу, и воссоздать соответствующую базисную функцию. Можно также рассчитать амплитуду для соответствующего оптимального волнового числа. Полученные базисные функции (например, регулярные помехи) можно воссоздать (550) на плотной пространственной сетке. Указанный процесс можно повторять (552), пока энергия в исходных данных (например, в остатке) не будет сведена к минимуму. Затем воссозданные данные (сумму всех выбранных базисных функций) можно профильтровать (554) с помощью фильтра скорости, получив фоновый шум. Этот фоновый шум можно свести (556) к исходной пространственной сетке, а затем вычесть из исходных данных. Результат может представлять собой вертикальный компонент с ослабленным шумом на разреженной сетке.

Теперь обратимся к Фигуре 6, показывающей, что технологический процесс, описанный на Фигуре 5, можно адаптировать с учетом многокомпонентных исходных данных (например, V_z, V_x и/или градиенты). В типовом технологическом процессе по Фигуре 6 шумовые компоненты можно воссоздать на одном или большем количестве входных каналов, вычислив (658) многоканальную функцию стоимости для выбора волнового числа, и вычислив (660) одноканальную функцию стоимости для амплитуды. Сейсмические данные можно воссоздать на плотной сетке для одного или большего количества входных каналов. С помощью любого фильтра на основе массивов шумовые компоненты можно отфильтровать из воссозданных результатов. Отфильтрованные воссозданные шумовые компоненты можно уменьшить и вычесть (662, 664, 666) из каждого входного канала отдельно.

Теперь обратимся к технологическому процессу по Фиг. 7. Технологический процесс по Фиг. 7 может отличаться от предшествующих технологических процессов тем, что шумовые компоненты и сигнальные компоненты можно разделить в пределах алгоритма воссоздания. Во время воссоздания сейсмических данных на одинаковой разреженной сетке с помощью принципа аппроксимации с преследованием амплитуду и волновые числа каждой базисной функции (выбранной по максимальной из различных функций стоимости) также можно использовать, чтобы отличить (768) сигнальные компоненты от шумовых компонентов. После идентификации базисной функции в качестве шумового компонента с помощью одного из описанных выше критериев указанную базисную функцию можно вычесть из вертикального компонента и пространственного градиента. В некоторых вариантах реализации изобретения, поскольку такие же регулярные помехи (например, шумовые компоненты) могут присутствовать также в горизонтальных компонентах, комплексную амплитуду, соответствующую такому же волновому числу, можно выбрать из функции стоимости каждого компонента, а затем вычесть из исходных измерений. По этому принципу можно построить и разделить на всех входных каналах сигнальные компоненты (770) и шумовые компоненты (772). В некоторых вариантах реализации изобретения после прекращения итераций сигнальные компоненты можно добавить (774) к остатку.

Обратимся также к Фиг. 8, показывающей, что процесс 800 ослабления многокомпонентного шума можно использовать для воссоздания сейсмических волновых полей с ослабленным шумом в соответствии с типовыми вариантами реализации изобретения. В некоторых вариантах реализации изобретения можно получить (802) сейсмические данные и смоделировать (876) сейсмическое волновое поле в виде суммы базисных функций.

Далее процесс 800 ослабления многокомпонентного шума может начать итерационный процесс определения базисных функций для указанного сейсмического волнового поля. Таким образом, для типового варианта реализации изобретения, изображенного на Фиг. 9, базисные функции можно определять по одной. Этот итерационный процесс может включать предоставление (878) исходных параметров для следующей базисной функции; применение (880) прямого преобразования (линейные фильтры, физические модели, физические ограничения, пространственные градиенты и т. п. ) к базисным функциям, и на основе полученных базисных функций оценивание (882) функции стоимости. Если определено (884), что многоканальная функция стоимости не была минимизирована, можно отрегулировать (886) один или большее количество параметров базисной функции и управлять результатами, применяя дополнительные ограничения и/или преобразования (880).

Иначе, если многоканальная функция стоимости минимизирована, можно определить (888), представляет собой базисная функция шумовой компонент или сигнальный компонент. Если определено, что базисная функция представляет собой шумовой компонент, указанную базисную функцию можно добавить (890) к текущей сумме базисных функций, уже определенных как шумовые компоненты (например, в контейнер шумовых компонентов), и указанную базисную функцию можно вычесть (892) из остатка. Если определено, что базисная функция представляет собой сигнальный компонент, указанную базисную функцию можно добавить (894) к текущей сумме базисных функций, уже определенных как сигнальные компоненты (например, в контейнер сигнальных компонентов), и указанную базисную функцию можно вычесть (896) из исходных измерений. Если определение показало (898), что остаток достаточно мал, то остаток можно добавить (899) в контейнер сигнальных компонентов и завершить процесс. Иначе управление может вернуться к предоставлению (878) исходных параметров для следующей базисной функции.

Фиг. 9 иллюстрирует вычислительную систему 900, которую можно использовать с различными вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе, которые могут быть реализованы. Указанная вычислительная система 900 (системный компьютер) может содержать один или большее количество системных компьютеров 901, которые могут быть реализованы в виде любого обычного компьютера или сервера. Однако, специалистам в данной области техники будет понятно, что варианты реализации различных технологий, описанных в данном документе, могут быть реализованы в компьютерных системах других конфигураций, в том числе серверы протокола передачи гипертекста (HTTP), карманные устройства, многопроцессорные системы, микропроцессорные системы или программируемая бытовая электроника, сетевые ПК, миникомпьютеры, большие многопользовательские вычислительные системы, и тому подобное.

Системный компьютер 901 может быть соединен с дисковыми устройствами 903, 905 и 907 хранения данных, которые могут представлять собой внешние устройства хранения данных на жестких дисках. Предполагается, что дисковые устройства 903, 905 и 907 хранения данных представляют собой обычные дисководы на жестких дисках, реализованные посредством локальной компьютерной сети или удаленного доступа. Разумеется, хотя дисковые устройства 903, 905 и 907 хранения данных проиллюстрированы в виде отдельных устройств, при желании для хранения любых и всех программных инструкций, данных измерений и результатов можно использовать единственное дисковое устройство хранения данных.

В некоторых вариантах реализации изобретения сейсмические данные от датчиков могут храниться на дисковом устройстве 905 хранения данных. Системный компьютер 901 может получать соответствующие данные с дискового устройства 905 хранения данных, обрабатывая сейсмические данные в соответствии с программными инструкциями, соответствующими вариантам реализации различных технологий, описанных в данном документе. Указанные программные инструкции могут быть написаны на компьютерном языке программирования, таком как C⁺⁺, Java и тому подобное. Программные инструкции могут храниться на машиночитаемом носителе данных, таком как дисковое устройство 907 хранения программ. Такие машиночитаемые носители могут содержать компьютерные носители данных и средства передачи данных. Компьютерные носители данных могут содержать энергозависимые и энергонезависимые, съемные и несъемные носители, реализованные в любых способах или технологиях хранения информации, таких как машиночитаемые инструкции, структуры данных, программные модули или другие данные. Компьютерные носители данных могут дополнительно включать ОЗУ, ПЗУ, стираемое программируемое постоянное ЗУ (СППЗУ), электрически стираемое программируемое постоянное ЗУ (ЭСППЗУ), флеш-память или твердотельное запоминающее устройство другой технологии, CD-ROM, универсальные цифровые диски (DVD) или другие оптические носители, магнитные кассеты, магнитную ленту, магнитные дисковые носители, другие магнитные устройства хранения данных или любые другие носители, которые можно использовать для хранения нужной информации, и которые могут быть доступны для системного компьютера 901. Средства коммуникации могут реализовывать машиночитаемые инструкции, структуры данных или другие программные модули. В качестве примера, а не ограничения, средства коммуникации могут включать проводные средства, такие как проводная сеть или прямое проводное соединение, и беспроводные средства, такие как акустические, радиочастотные (РЧ), инфракрасные (ИК) и различные другие беспроводные средства. Кроме того, комбинации любых из указанных выше компонентов также могут входить в объем машиночитаемых носителей.

В некоторых вариантах реализации изобретения системный компьютер 901 может обеспечивать вывод информации в первую очередь на графический дисплей 909 или на принтер 911. Системный компьютер 901 может хранить результаты способов, описанных выше, на дисковом накопителе 903 для позднейшего использования и дальнейшего анализа. Кроме того, в системном компьютере 901 могут быть предусмотрены клавиатура 913 и/или указательное устройство 915 (например, мышь, шаровой манипулятор и тому подобное), позволяющие выполнять интерактивные операции.

Системный компьютер 901 может находиться в центре обработки данных, удаленном от области исследований. Системный компьютер 901 может быть соединен с приемниками (непосредственно либо через записывающее устройство, не показано), принимающими сигналы, показывающие отраженную сейсмическую энергию. Эти сигналы после обычного форматирования и другой первичной обработки могут храниться системным компьютером 901 в виде цифровых данных на дисковом накопителе 905 для последующего извлечения и обработки способом, описанным выше. В одном варианте реализации изобретения эти сигналы и данные могут передаваться в системный компьютер 901 непосредственно со станций 212 сейсмических датчиков, таких как геофоны, гидрофоны и тому подобное. При получении данных непосредственно со станций 212 сейсмических датчиков системный компьютер 901 можно описать как часть полевой системы обработки данных. В другом варианте реализации изобретения системный компьютер 901 может обрабатывать сейсмические данные, уже хранящиеся на дисковом накопителе 905. При обработке данных, хранящихся на дисковом накопителе 905, системный компьютер 901 можно описать как часть удаленного центра обработки данных, отдельного от системы сбора данных. Системный компьютер 901 может быть выполнен с возможностью обработки данных в качестве части полевой системы обработки данных (например, системы сбора данных 218), удаленной системы обработки данных или их комбинации.

Хотя Фиг. 10 может иллюстрировать дисковый накопитель 905 как непосредственно соединенный с системным компьютером 901, предполагается также, что доступ к дисковому устройству 905 хранения данных может осуществляться через локальную сеть или дистанционно. Кроме того, хотя дисковые устройства 903, 905 хранения данных проиллюстрированы в виде отдельных устройств для хранения исходных сейсмических данных и результатов анализа, указанные дисковые устройства 903, 905 хранения данных могут быть реализованы в пределах одного дискового накопителя (вместе с дисковым устройством 907 хранения программ либо отдельно от него) или в любом другом обычном виде, как будет полностью понятно специалисту в данной области техники со ссылкой на данное описание изобретения.

Блок-схема и структурные схемы на фигурах иллюстрируют архитектуру, функциональность и работу возможных вариантов реализации систем и способов, соответствующих различным вариантам реализации данного изобретения. В этом отношении каждый блок в указанной блок-схеме или структурных схемах может представлять модуль, сегмент или часть кода, содержащую одну или большее количество исполняемых инструкций по реализации указанных логических функций. Следует также отметить, что в некоторых альтернативных вариантах реализации изобретения функции, указанные в блоке, могут встречаться в ином порядке, чем тот, который указан на фигурах. Например, два блока, показанные в последовательности, в действительности могут быть выполнены, по существу, одновременно, или иногда блоки могут быть выполнены в обратном порядке, в зависимости от задействованной функциональности. Кроме того, следует отметить, что каждый из блоков на иллюстративных структурных схемах и/или блок-схемах и комбинации блоков на иллюстративных структурных схемах и/или блок-схемах могут быть реализованы с помощью специализированных аппаратных систем, которые выполняют заданные функции или действия, или комбинации специализированного аппаратного обеспечения и компьютерных инструкций.

В контексте любого варианта реализации изобретения, описанного в данном документе, термин «схематика» может включать, например, по отдельности или в любой комбинации аппаратные схемы, программируемые схемы, схемы конечных автоматов и/или аппаратно-программные средства, хранящие инструкции, исполняемые программируемыми схемами. Вначале следует понять, что любые из операций и/или операционных компонентов, описанных в любом варианте реализации изобретения или варианты реализации изобретения в данном документе могут быть реализованы с помощью программных средств, аппаратно-программных средств, аппаратных схем и/или любых их комбинаций.

Терминология, используемая в данном документе, предназначена для описания определенных вариантов реализации изобретения и не предназначена для ограничения. Используемые в данном описании формы единственного числа включают также и формы множественного числа, если из контекста явно не следует иное. Следует понимать также, что термины «содержит» и/или «содержащий», используемые в данном описании, указывают на наличие определенных признаков, целых чисел, этапов, операций, элементов и/или компонентов, но не исключают наличие или добавление одного или большего количества других признаков, целых чисел, этапов, операций, элементов, компонентов и/или их групп.

Предполагается, что соответствующие конструкции, материалы, действия и эквиваленты средств или элементов этапов вместе с функциями в приведенной ниже формуле изобретения включают любую конструкцию, материал или действие для выполнения функций в сочетании с другими заявленными элементами, как конкретно указано в формуле изобретения. Описание данного изобретения представлено в целях иллюстрации и описания, но не исчерпывает и не ограничивает данное изобретение в раскрытой форме. Многие модификации и вариации будут очевидны специалистам в данной области техники без отхода от объема и сущности изобретения. Вариант реализации изобретения был выбран и описан для пояснения принципов изобретения и практического применения, и для предоставления возможности специалисту в данной области изучить различные варианты реализации изобретения с различными предусмотренными модификациями, которые подходят для конкретного использования.

Хотя выше были подробно описаны некоторые типовые варианты реализации изобретения, специалистам в данной области техники понятно, что возможны многочисленные модификации указанных типовых вариантов реализации без существенного отступления от объема данного изобретения. Соответственно, такие модификации должны быть включены в объем данного изобретения, определенный формулой изобретения. В формуле изобретения, пункты «средство плюс функция» предназначены для охвата конструкций, описанных в данном документе, как выполняющих указанную функцию, и не только конструкционных эквивалентов, но и также эквивалентных конструкций. Таким образом, хотя гвоздь и винт не могут быть конструкционными эквивалентами, в том смысле, что гвоздь использует цилиндрическую поверхность для крепления деревянных частей вместе, тогда как винт использует винтовую поверхность, в контексте крепления деревянных частей, гвоздь и винт могут быть эквивалентными конструкциями. Однозначное намерение заявителей заключается в том, чтобы не ссылаться на кодекс США (U. S. C.), раздел 35, 112, абзац 6 для любых ограничений любого из пунктов формулы изобретения в данном документе, за исключением тех случаев, когда в пункте формулы изобретения явно используются слова «предназначенный для» вместе с соответствующей функцией.

Таким образом, в свете подробного описания изобретения по данной заявке и со ссылкой на варианты его реализации очевидна возможность модификаций и вариаций без отклонения от объема изобретения, определенного приложенной формулой изобретения.

1. Способ проведения сейсморазведки, включающий:

развертывание вблизи от поверхности земли множества многокомпонентных сейсмических датчиков, каждый из которых выполнен с возможностью измерять вращение,

введение сейсмического сигнала в поверхность земли так, чтобы множество указанных многокомпонентных сейсмических датчиков регистрировали несколько компонентов указанного сейсмического сигнала, в том числе вертикальные, горизонтальные и вращающиеся компоненты, причем несколько компонентов получены по меньшей мере по одному каналу из множества каналов, причем по меньшей мере один канал содержит шумовой компонент, и причем по меньшей мере один процессор сконфигурирован для ослабления шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично оптимального волнового числа и амплитуды, определенной на основе многоканальной функции стоимости, одноканальной функции стоимости или их обоих.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанные многокомпонентные сейсмические датчики содержат два линейных датчика, установленных на расстоянии друг от друга в направлении, по существу перпендикулярном поверхности земли, так, чтобы определять поверхностные волны путем дифференцирования линейных сигналов, регистрируемых указанными двумя линейными датчиками.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанные многокомпонентные сейсмические датчики содержат по меньшей мере два датчика вращения, выполненных по существу перпендикулярно друг другу.

4. Система сейсмических наблюдений, содержащая

множество установленных вблизи от поверхности земли многокомпонентных сейсмических датчиков, каждый из которых выполнен с возможностью измерения вращения и сейсмических данных, причем несколько компонентов получены по меньшей мере по одному каналу из множества каналов, причем по меньшей мере один канал содержит шумовой компонент, и причем по меньшей мере один процессор сконфигурирован для ослабления шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, оптимального волнового числа и амплитуды, определенной на основе многоканальной функции стоимости, одноканальной функции стоимости или их обоих.

5. Система сейсмических наблюдений по п. 4, отличающаяся тем, что указанные многокомпонентные сейсмические датчики содержат два линейных датчика, установленных на расстоянии друг от друга в направлении, по существу перпендикулярном поверхности земли, так, чтобы определять поверхностные волны путем дифференцирования линейных сигналов, регистрируемых указанными двумя линейными датчиками.

6. Система сейсмических наблюдений по п. 4, отличающаяся тем, что указанные многокомпонентные сейсмические датчики содержат по меньшей мере два датчика вращения, выполненных по существу перпендикулярно друг другу.

7. Система для проведения сейсмических наблюдений, содержащая вычислительное устройство, имеющее по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью:

приема сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один канал из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков,

идентификации шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов,

ослабления шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков,

извлечения первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля, причем отношение между указанными первым и вторым каналами описано физической моделью шумового компонента на основании, по меньшей мере частично, эллиптичности шумового компонента.

8. Система по п. 7, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью моделирования сейсмического волнового поля в виде суммы одной или большего количества базисных функций.

9. Система по п. 8, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью определения оптимального волнового числа и амплитуды из одной или большего количества многоканальных функций стоимости и одноканальных функций стоимости.

10. Система по п. 8, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью применения одной или большего количества физических моделей шумового компонента и одного или большего количества пространственных градиентов к указанным одной или большему количеству базисных функций.

11. Система по п. 7, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью определения фазового сдвига между указанными первым каналом и вторым каналом.

12. Система по п. 7, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью извлечения третьего канала указанного множества каналов из дополнительной горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля на глубине относительно поверхности большей, чем второй канал и экспоненциального убывания по амплитуде между вторым каналом и третьим каналом.

13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью оценивания пространственного градиента указанного волнового поля на основании, по меньшей мере частично, убывания по амплитуде.

14. Система по п. 8, отличающаяся тем, что указанный по меньшей мере один процессор дополнительно выполнен с возможностью извлечения второго канала указанного множества каналов из вращающейся составляющей сейсмического волнового поля.

15. Способ ослабления многокомпонентного шума сейсмического волнового поля, включающий:

получение на одном или большем количестве вычислительных устройств сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один канал из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков;

идентификацию шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основе:

модели сейсмического волнового поля в виде суммы одной или большего количества базисных функций;

оптимального волнового числа и амплитуды из одной или большего количества многоканальных функций стоимости и одноканальных функций стоимости, и

ослабление этого шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков.

16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что идентификация шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале включает извлечение первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля.

17. Способ по п. 16, отличающийся тем, что отношение между указанными первым и вторым каналами описано физической моделью шумового компонента на основании, по меньшей мере частично, эллиптичности шумового компонента.

18. Способ по п. 17, отличающийся тем, что идентификация шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале включает применение одной или большего количества физических моделей шумового компонента и одного или большего количества пространственных градиентов к указанным одной или большему количеству базисных функций.

19. Способ по п. 16, отличающийся тем, что идентификация шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале включает определение фазового сдвига между первым и вторым каналом.

20. Способ по п. 16, отличающийся тем, что идентификация шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале включает извлечение третьего канала указанного множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля на большей глубине относительно поверхности, чем второй канал и экспоненциального убывания по амплитуде между вторым и третьим каналами.

21. Способ по п. 15, отличающийся тем, что идентификация шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале включает извлечение первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из вращающейся составляющей сейсмического волнового поля.

22. Система для проведения сейсмических наблюдений, содержащая вычислительное устройство, имеющее по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью:

приема сейсмических данных, относящихся к сейсмическому волновому полю, по меньшей мере через один канал из множества каналов от одной или большего количества станций сейсмических датчиков,

идентификации шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов,

моделирования сейсмического волнового поля в виде суммы одной или большего количества базисных функций,

извлечения первого канала указанного множества каналов из вертикальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля и второго канала указанного множества каналов из вращающейся составляющей сейсмического волнового поля, причем шумовой компонент на одном или более канале идентифицирован на основе третьего канала из множества каналов из горизонтальной составляющей линейного перемещения сейсмического волнового поля на глубине относительно поверхности большей, чем второй канал и экспоненциального убывания по амплитуде между вторым и третьим каналами, и

ослабления шумового компонента на указанном по меньшей мере одном канале из множества каналов на основании, по меньшей мере частично, сейсмических данных, полученных от указанных одной или большего количества станций сейсмических датчиков.