第6章 三维地震勘探
地球物理勘探_第6章_地震资料数字处理简介

地震资料数字处理简介
• 当前的地震勘探技术形成了一个复杂、庞大而完整 的科技体系。最具代表性的地震资料数字处理表现 为:“多、宽、新”,三个特点。 • “多” 是指内容多、方法多,从野外原始数据, 到地震成果数据,再到地质解释,地震资料的处理 目标包括去噪、成像、提高分辨率、反演地层参数 等多个方面,各个方面都有多种不同的方法; • “宽” 是指基础宽、涉及面广,以数学、物理为 理论工具,以计算机(硬件、软件)为计算工具, 以地质研究为服务对象,多学科交叉; • “新” 是指方法新、更新快,硬件几乎是十年一 次换代,软件三五年就有很大的改进与变化。
M:道序号 N:样点序号
(华东)
野外原始数据的记录采用SEG-D格式。
数据解编后的记录格式
• 地震数据的处理通常是按道进行的,原始数据的存 放格式不便于应用,需要对其进行重新排列,变成 按道顺序、分时间先后(按道分时)排列,先记录 第一道的采样序列,再记录第二道的采样序列, ……,依此类推,直到最后一道的采样序列。
A0 A r
(华东)
吸收衰减恢复
• 由于实际的地层介质并非完全弹性,对地震波的能 量有吸收衰减作用,引起地震波振幅的减小。变化 规律是:振幅随传播距离和时间增大而指数衰减, 即:
A A0e r A0e t
• 吸收衰减恢复就是设法消除因为介质的吸收衰减性 质引起的地震波振幅减小。 • 根据吸收衰减规律,其振幅恢复公式为:
(华东)
尖脉冲及突发噪声的编辑
Spike去噪前
Spike去噪后
(华东)
§6.1.3 切除
• 切除是对地震记录中不希望保留的部分进行充零, 包括初至切除和动校正拉伸(远道)切除。 • 初至切除是将记录开始部分能量较强、而且有一定 的延续时间的初至波(包括直达波和浅层折射波) 部分充零,这些波如果参与后续处理,对紧随其后 的浅层反射波有干涉和破坏作用。 • 动校正拉伸切除是将动校正引起的波形拉伸比较严 重的部分充零,这在浅层和远炮记录道最为严重, 因此又称远道切除。
三维地震勘探概述

第六章三维地震勘探技术
概述
第1节三维地震勘探优点
第2节三维地震资料采集
第3节三维地震资料处理
主讲教师:刘洋
第1节三维地震勘探优点
第6章
VSP 地面地震勘探
地面激发井中接收地面接收接收点激发点
(3)海上四分量地震勘探(单源—四分量)(4)陆上三分量地震勘探(单源—三分量)
模型示意图二维地震成果剖面三维地震成果剖面
第6章
二维资料作的构造等值线图三维资料作的构造等值线图
第6章
第2节三维地震资料采集
第6章
宽线弯线
十字线环形排列
章
常规正交线束砖墙式奇偶式非正交式
常用三维观测系统--束状观测系统
第6章
8线8炮观测系统
第3节三维地震资料处理
第6章
第六章总结
1.地震勘探的分类
2.三维地震勘探的优点
3.三维观测系统设计的要求
4.三维地震野外采集过程
第六章词汇
时移地震time-lapse seismic
三维地震3D seismic
三分量地震three-component seismic 三维三分量地震3D-3C seismic
面元bin
方位角azimuth。
三维地震勘探技术的应用分析

三维地震勘探技术的应用分析[摘要]三维地震勘探技术能够将地下图像更加清晰的、直观的展现出来,是当前全球石油、煤炭等地下天然矿产的主要勘探技术。
本文就三维地震勘探技术的现状和工作步骤进行了分析,并结合案例对其应用进行了论述,最后探讨了三维地震勘探技术的发展方向。
[关键词]三维地震勘探技术应用步骤1引言三维地震勘探技术是是一项集物理学、数学、计算机学为一体的综合性应用技术,它能将地下图像更加清晰的、直观的展现出来。
其应用目的是为了使地下目标的构造图像更加清晰、位置预测更加可靠。
同时,三维地震勘探技术具有横纵向分辨率高、成本低、周期短等突出优点,已经成为矿石能源构造勘探必不可少的手段,它大大提高了我国能源勘探的效率,对降低能源勘探成本、缩短勘探开发的周期、使经济效益最大化具有重要意义。
2三维地震方法及现状三维地震勘探的理论与工作流程和二维地震勘探大体相似,但其得到的数据要精确的多。
三维地震勘探可以获得一个信息丰富的三维数据体,在数据体上可以抽取一张张地震剖面图,且地震剖面的纵横向具有很高的分辨率,地层的构造形态、断层等均可直接或间接反映出来。
三维地震勘探技术依靠人工激发的地震波在地下岩层中传播遇界面形成的反射波来确定地下岩层界面的埋藏深度和形状,它主要由野外地震数据采集、室内地震数据处理、地震资料解释 3 个步骤组成,且各个步骤既相互独立,又相互影响,其工作量很大,所以需要最先进的计算机硬件和软件的支撑。
近年来,随着石油、煤炭等工业与民用能源日益紧张,我们在加快可再生能源开发与应用的同时还要加快对矿石能源的勘探,而运用三维地震勘探技术能够大大提高我国能源勘探的效率,这促使了三维勘探技术的不断发展,表现为其数据采集、处理和解释方法的逐步更新与完善,同时计算可视化技术以及硬件的发展也促进了三维地震勘探技术的进一步发展。
三维地震勘探技术还催生了如地震地层学等新的边缘学科。
3三维地震勘探技术工作步骤应用三维地震勘探技术主要包括以下步骤:3.1野外数据资料采集野外地震数据采集是三维地震勘探应用的基础,是一个复杂而又严格获得第一手资料的过程,它的数据采集质量要求比较高,需要进行理论模型试验。
前沿技术介绍

第六章前沿技术介绍本章主要介绍几种新方法,新技术§6.1 三维地震勘探一、2D与3D的概念2D:在传统的二维地震勘探中,沿测线观测,在测线之间进行插值,就可以得到三维构造图。
这样测线之间可能存在一些小的地质特征,如小断层,会被漏掉。
由于下倾偏移,二维解释得到的地质特征可能并不在测线的正下方。
3D:三维地震勘探,就是在整个地面上进行观测,对所得资料进行三维偏移处理,以获得地下地质构造的三维空间的准确特征。
二、3D资料采集三维勘探要求对整个工区进行均匀采样,一般地面的采样间隔20m—100m 较合适。
陆上勘探用的较多的是线束技术,例如下图是6线4炮的线束观测系统,能获得一个条带状地区的地下多次覆盖资料。
图1三、3D数据处理在许多方面,三维处理都与二维数据处理类似,但由于三维地震的特点,具体作法上更复杂。
3D数据处理必须进行三维波动方程偏移处理,获得三维偏移剖面,这种剖面的特点是:①波场的位置和时间在上下左右前后......即三维空间上都得到了归位,运动学特征得到了恢复,提高了横向分辨率。
②用地面波场值计算地下网格点上的波场值,即波的振幅、频率等动力学特征也得到恢复。
三维波动方程偏移处理网格图四、3D数据的显示1.三维数据体经过偏移处理后的三维地震资料,组成一个三维数据体存在计算机中。
图1表示通过盐穹窿的三维数据体剖视图。
解释人员能够应用这种显示,帮助做地下三维识别。
图2表示交互产生的另一个立方体形态,它帮助做更详细的地质体的三维识别。
然而,解释人员不能观察到三维数据体的内部。
图2 墨西哥湾气储层亮点的三维数据体图3 某数据体2.垂直切片、水平切片、连井切片、层位切片沿三个基本面去切割三维数据体,可获得三组正交切片,如图6,分别称为垂直切片和水平切片。
通过数据体的三组正交切片,被认为是解释人员的基本资料。
还可获得斜连井垂直切片,“之”字连井垂直切片。
对地层解释具有专门的用途的沿层位切片。
五、三维资料解释三维地震资料解释归结为对垂直切片、水平切片的解释。
矿井物探-6(矿井地震勘探)

§6.2 井下反射波法
6.2.3 资料处理
1. CDP选排
实际观测时,一次放炮得到12道或24道记录。为处理方便,将全部记录 按CDP集合(共深度点反射波记录,重新编排,这一重新编排叫做CDP选排。
2. 振幅平衡AGC
野外获得的地震记录, 一般都是折射波,面波的振 幅大,反射波的振幅小。为 便于处理分析,通常要将这 样一些振幅小的反射波放大 到与初至波的振幅相近,称 这一处理为AGC。。
大型机场、高速公路、港口 等工程建设中的基岩埋深及
起伏,覆盖层的厚度及基岩
的岩性变化等,探测潜水面 深度,也用于考古、文物发
掘及保护工作。
煤矿中常用来探测底板 剩余煤层厚度。
实测波形记录
矿井地球物理勘探
§6.2 井下反射波法
6.2.1 方法原理
水平界面的反射波时距曲线
倾斜界面的反射波时距曲线
t x 2 1 2 t 0 4h
1. 单点反射法应用
单点自激自收法较为简单,在获得高频地震波情况下可以探测多 种地质条件,其中在顶煤厚度探测、锚杆质量检测及巷道超前探测等 方面较为突出。
(1)顶煤厚度探测
右图为淮南国投新集一矿1301A工作面风巷H4号 测点13煤剩余厚度探测结果,其中(a)为该点 测试波形图,图中煤层反射波组特征明显,可进 行对比与解析。图(b)为具体解析结果,其中 地震波在煤层中的平均速度取1.0m/ms。解释的 剩余煤层结构为4.5 (0.6) 1.1,用钻探实测的 巷道上方煤层结构为4.8(0.8)1.0,可以看出单 点自激自收探测煤厚的结果完全能够满足生产的 需要。
矿井地球物理勘探 6.2.4 实际应用
§6.2 井下反射波法 (3)巷道超前探测
山东东滩矿1302工作面运顺巷道掘进中某断面超前探测波形图,依据3煤 速度2.8m/ms,分析在前方12.88m为一反射界面,实际揭露该断层为13m。
三维地震勘探及垂直地震剖面法(9学时)

第五章三维地震勘探及垂直地震剖面法(9学时)三维地震技术的兴起是在70年代末,正值世界范围内出现石油供应紧张的尖锐矛盾时期,当时由于二维地震方法的局限性,即使仅复加密测浅、增加覆盖次数,也难于查明较复杂的油气田地地质问题。
因此,钻探成功率很低,或本人幅度上升。
在这种形势下,已经从试验阶段发展到理论与实践都较成熟的三维地震技术得到了迅速发展。
与此同时,适应于三维地震勘探的技术设备——多道数字仪和大型数字处理计算机的发展,也为三维地震技术的发展创造了必要条件。
从此以后,地震勘探技术进入了一个全新的水平。
由于三维地震具有高密度,三维空间成像归位以及多种灵活的显示方式寻优点。
因此,外已卓有成效地用于查明各种复杂地质结构和陷蔽油气芷。
地震勘探的目的是通过地震观测获取反映地下界面真实位置和地下岩性、物性等地质信息。
然而,二维地震观测只能获取反映(x,t)平面内的地质信息。
即使在实际生产中,二维观测有时也在地表按面积布置测线,但每一条测线都是按二维采集数据并按二维偏移处理。
由于二维偏移是沿着测线的视倾角方向进行的,偏移结果不完全,也不准确,尤其对于地下复杂的地质构造进行二维地震勘探。
二维归位处理就不能反映地下界面的真实产状。
三维地震采集的数据是一个三维数据体(x,yct,A),三维偏移是□□进行的,各点都是按照它们真倾角方向偏移。
因此可以回到它们各自的□□位置上去三维偏移的结果与真深度是一致的。
在国外,自1974年W.S.FRENCH用三维模型实验有为地证明了“只有□□”观点和方法研究地下三维问题,才能得出对于地质结构的全面正确认识,这一著名的模型试验结果引起了地震界同行们的广泛重视,从而开始三维地震技术的理论到实践的不断探索历程。
此后,美国地球物理服务公司(GSI)、西方地球物理服务公司、西德普拉克拉塞兹其斯(Prakla-seismos)地球物理公司、普劳塞路(Proussag)石油天然气公司等为解决复杂地震地质条件下的构造问题,首先开展了三维地震工作,采用这种技术公司还有埃克森、阿莫科、壳牌、德士古和黑西哥国家石油公司等,经过近十年的努力,大量的实例证明,三维地震在解决复杂地质问题以及在油气回开发的作用,无一便外地都收到了二维地震无法比拟的地质效果和经济效益。
《地震勘探原理》复习总结——石油大学

第一章绪论1.地球物理勘探的概念及分类概念:利用物理学原理和相关技术获取某些地质参数、特征及变化规律, 从而对地质问题经行切实合理的分析和解释的油气勘探手段。
分类: 地震勘探、电法勘探、重力勘探、磁法勘探2.地震勘探的概念利用人工激发的地震波来定位矿藏, 确定考古位置, 获取工程地质信息的勘探方法, 它是地球物理勘探中最重要、解决油气勘探问题最有效的一种方法。
3.地震勘探的基本原理人工激发的弹性波在岩石中传播时, 遇到岩层的分界面便产生反射波或折射波, 在它们返回地面时用高灵敏度的仪器记录, 根据波的传播路程和旅行时间, 确定发生弹性波反射或折射的岩层界面的埋藏深度和形状, 从而认识地下地质构造, 寻找油气圈闭。
4.地震勘探的三个环节野外资料采集、室内资料处理、地震资料解释第二章地震波运动学理论1.基本概念●各种介质的概念(1)均匀介质与非均匀介质均匀介质: 介质内每一点的物理特性参数均相同非均匀介质: 介质内的物理特性参数随空间位置的变化而变化(2)弹性介质与非弹性介质弹性介质: 介质卸载后能够完全恢复到加载前状态非弹性介质: 卸载后不能够完全恢复到加载前状态(3)各向同性介质与各向异性介质各向同性介质: 介质参数与方向无关各向异性介质: 介质参数随方向变化而变化(4)单相与双相、多相单相: 固体、流体(油、气、水)双相: 固体骨架以及孔隙内的流体实际地下介质的特征: 非均匀、非弹性、各向异性、多相●波动、弹性波、地震波、波前、波后、波面、振动曲线(地震记录)、波形曲线(波剖面、波场快照)波动: 振动在介质中传播形成波动;弹性波: 振动在弹性介质中传播形成弹性波;地震波: 地层中传播的弹性波;波前: 在某一时刻, 介质中刚刚开始振动的点连接起来形成的面;波后:在某一时刻, 介质中刚刚停止振动的点连接起来形成的面;波面: 介质中同一时刻开始振动的点连接起来形成的曲面;振动曲线: 即地震记录, 在某一点处质点位移和时间的关系(同一点不同时刻的位移形成的曲线);波形曲线:又叫波剖面、波长快照, 某一时刻各点的位移(同一时刻各点的位移形成的曲线);●波长、视波长、速度、视速度、周期、频率波长: 波在一个振动周期内传播的距离;视波长: 不是沿波的传播方向确定的波长;速度:在沿波的传播方向上, 波在单位时间前进的距离;视速度: 不是沿波的传播方向确定的速度;周期: 波传播一个波长的距离所需要的时间;频率: 周期的倒数;●体波、面波、纵波、横波体波: 振动能够在整个介质区域内传播形成的波。
三维地震勘探部署与设计分析

三维地震勘探部署与设计分析摘要:为提高三维地震勘探策划与部署、设计与采集的能效,从勘探部署、地震采集工程设计、勘探经济效率等方面入手,对三维地震勘探设计的多项指标及其经济性进行研究。
结果表明,三维地震采集的满覆盖区域面积必须占地震资料面积的60%以上,且目标层越深,则勘探部署区域面积应越大。
勘探部署区域设计时尽可能减少区域拐点数,既有利于与相邻勘探区块的对接,又能减少成本;采集参数相同的情况下,布设区域的纵横比大于1时,地震资料面积、未满覆盖区域面积逐渐减小,勘探效果较好。
且三维地震测线应尽量沿部署区域的长边方向布设,减少接收线的条数,提高采集效率。
做三维地震滚动勘探部署的整体规划设计时,在边缘处理中应尽量接纳相邻工区和以往的炮点、检波点数据,减少重复采集、消除地震资料空白区,降低勘探费用。
关键词:三维地震;部署区域面积;覆盖次数;采集指标;勘探效能随着石油地质研究的不断深入[1-3],为了进一步搞清地下构造特征及断裂分布规律,精细刻画小断块和低幅度构造圈闭[4],有必要部署三维地震。
此外,为了满足开发储层横向预测[5-7],也需要部署三维地震勘探。
从长远发展趋势来看,三维地震勘探获取的地震信息量更大,也变得更经济[8],是未来解决复杂地质问题的主要手段。
地震采集工程设计,一方面要满足地质设计的要求,另一方面要考虑采集成本[9]。
如果地震采集费用超出了成本预算,再好的设计方法也很难实施。
对于勘探投资,勘探方(业主)按照地质设计以单位面积(km2)为成本核算,最关心的是叠前、叠后满覆盖次数的面积和地震资料的品质;勘探施工方(乙方)按照采集参数核算成本费用时,最关心施工的总炮点数、总检波点数及激发方式(可控震源或井炮)等这些显性的实际费用。
对于勘探面积设计问题,同样的采集参数要完成等量的部署区域面积,其总炮点数和总检波点数相差较大,对这些隐性的实际费用,目前尚未给予过多的关注。
分析内容:①在三维地震观测系统一定的情况下,部署区域面积的大小如何影响满覆盖区域面积、未满覆盖区域面积及地震资料面积的变化;②在三维地震勘探部署区域面积一定的情况下,区域面积的拐点数量如何影响满覆盖区域面积、未满覆盖区域面积及地震资料面积的变化;③在三维地震勘探部署区域面积一定的情况下,区域面积的纵横比如何影响满覆盖区域面积、未满覆盖区域面积及地震资料面积的变化;④三维地震滚动勘探开发中[15-17],各勘探区域衔接对满覆盖区域面积、未满覆盖区域面积及地震资料面积变化的影响。
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第六章三维地震勘探6.1 引言在油气勘探中,重要的地下地质特征在性质上都是三维的。
例如盐岩刺穿、逆掩和褶皱带、大的不整合、礁和三角洲砂体沉积等。
二维地震剖面是三维地震响应的断面。
尽管二维剖面包含来自所有方向,包括该剖面平面以外方向传来的信号,二维偏移一般还是假定所有信号均来自该剖面自身所在平面内。
虽然有经验的地震解释人员往往可以识别出平面以外(侧面)的反射,这种信号往往还是会引起二维偏移剖面的不闭合。
这些不闭合是由于使用二维而不是三维偏移导致了不适当的地下成像所引起的。
另一方面,三维数据的三维偏移提供了适当的和详细的三维地下图像,使解释更为真实。
必须对三维测量设计和采集给予特别注意。
典型的海上三维测量是用比较密集的平行线完成的。
一种典型的陆上或浅水三维测量是由布设大量相互平行的接收测线,并在垂直方向上布设炮点(线束采集)完成的。
在海上三维测量中,放炮的方向(航迹)叫做纵测线方向;对于陆上三维测量,检波器的电缆是纵测线方向。
三维测量中与纵测线方向正交的方向叫做横测线方向。
与二维测量测线间距可达1km不同,三维测量的测线间隔可以是50m甚至更密些。
这种密度的覆盖要求精确地测出炮点和检波点的位置。
测量区域的大小是由地下目标层段的区域分布范围和该目标层段能充分成像所需的孔径大小所决定的、这种成像要求意味着三维测量的区域范围差不多总是大于目标的区域范围。
三维测量过程中一般要采集几十万至几百万个地震道,因为三维测量成本高,大部分都用于已发现的油气田的细测。
二维地震数据处理的基本原理仍适用于三维处理。
二维地震数据处理中,把道抽成共中心点(CMP)道集。
三维数据中按共面元抽道集。
这些道集用于速度分析并产生共面元叠加。
在线束采集中,共面元道集与CMP道集是一致的。
一般陆上测量面元为25m×25m,海上测量为12.5m×37.5m。
常规的三维观测系统往往使共面元道集中数据叠加的方式变得很复杂。
海上三维测量拖缆的羽状偏离可以导致共面元道集内的旅行时不再有简单的双曲时差。
对于陆上三维测量,共面无道集内与方位有关的时差是一个问题。
叠加之后,对三维数据体往往(但并非总是)作两步偏移。
第一步,沿纵测线方向做二维偏移;然后对数据分类,并沿横测线方向做第二步的二维偏移。
在第二步偏移之前,有时需沿横测线方向做道内插,以防止出现空间假频。
然后,三维数据体可按纵横两个方向的垂直剖面和水平切片(时间切片)方式供解释员使用。
时间切片可供解释员做标准层位的等值线图。
人机联作环境为移偏后三维直方数据体的解释提供了快速而有效的方法。
断层对比、层位追踪、层位拉平和某些成像处理方法可能适合于人机联作环境并有助于改善解释。
6.2 为什么要做三维?我们讨论图6-1的地球模型,这个模型由一个在均匀介质中的倾斜平界面组成。
考虑沿倾向方向的一条测线A。
如果这项测量由一组平行于倾向方向的测线组成,那么地下二维的假设是正确的,不会记录到侧面信号,这些沿倾向方向的测线的二维偏移就是正确的,如图6-2a所示。
二维偏移后,地面点X下的点D向上倾方向偏移到它的真地下位置D′。
现在来讨论图6-1中沿走向方向的测线B(测线B与测线A在地面位置X相交)。
图6-2a地下点D′的反射都是由测线A和测线B在它们的交叉点上记录下来的。
在测线B上的这个同相轴是侧面反射,测线A上的这个同相轴则不是。
然而走向测线上倾斜界面来的反射不表现出是倾斜的(图6-2b)。
由于偏移不改动平同相轴的位置,走向测线偏移剖面与相应的未偏移的剖面是相同的。
如果我们将走向测线B与倾向测线A连接,两条剖面偏移后就会出现闭合差,(然而,编移之前这两条剖面的连接是良好的)。
在勘探构造圈闭的区域,一般地下构造的倾向是多方位的,因而无法确定纵测线方向是在某倾向或是在走向方向上。
这就是图6-1中测线C的情况。
在这条测线上所查觉出的视倾角小于倾向测线上查觉到的平界面的真倾角。
在图6-3的平面图上,让我们检查一下三条线交点X下边点D偏移后的定位。
沿倾向测线A,点D 移动到了真地下位位置D′。
沿走向测线,同样一个点偏移后就没有移动。
沿测线C这个点移动到了D″。
可以设想沿与测线 C正交方向的第二步偏移将已经偏移的能量从D″移动到它真的地下位置D′。
虽然在6.5节讨论三维偏移原理,我们还需要对二维和三维偏移解释上的差别进行评估。
图6-4所示为陆上三维测量以及它们的二维、三维偏移所得纵测线(左边一列)和横测线(右边一列)的叠加剖面。
注意三维偏移较好地确定了盐丘顶面(T)以及盐丘底部断裂的清晰的轮廓。
依据三维成像与依据二维成像解释有明显的不同,这是无可质疑的。
图6-5是三维偏移剖面解释得到明显改善的又一个实例。
注意,三维偏移后,两个盐丘以及它们之间的向斜轮廓比较清楚,三维偏移往往得出与二维偏移剖面十分不同的剖面。
图6-6的实例表明二维偏移剖面上没有反射的地段在三维偏移剖面上同一地段却有一系列连续的反射,这些反射很容易与该地段以外的反射对比。
如以前所提出的,在有倾斜同相轴的地方二维偏移可引起闭合差,二维偏移不能使地下适当成像,而三维偏移通过完善成像过程消除了这些不闭合现象。
这种效果在图6-7中得到了证实,在这幅图中,可以检查纵测线和横测线在他们交叉点上(图上的黑短线)的对比。
二维剖面上(特别是1.3s至2s间)小的闭合差问题是显而易见的,而在三维偏移剖面上被消除了。
根据野外数据实例可以看出,三维偏移提供了完善的三维地下地质成像。
反之,二维偏移可能会得出不适当的结果。
二维地震和三维地震之不同在于完成偏移的方法。
目标层段顶的密集的覆盖,例如纵横测线的道间距均为25m不一定能提供适当的地下成像,除非实施三维意义上的偏移。
图6-8给出对1964年至1970年间一个地区二维细测得出的地震数据所做的不断修正并改善解释。
1964年进行的第一年普查勘探只做了几条测线,根据这次初步测量做出的时间构造草图,推断有一个西北向的构造圈闭。
第二年的勘探(1965),在与前一次测量的同一方向又做了一些测线,该构造圈闭得到了某种程度的证实。
第三年测线沿北-东向布设,用以圈定该构造,这种测线方向上的变化使该区绘出几条断层成为可能。
以后的几年(1967、1968和1970)沿东北、西北、东南、西南各个方向做了更多测线。
后来附加的这些测量可使地下的覆盖更密些,并改善了解释的细部,我们以1970年的三幅图为例,这些图上包含了1964年至1970年之间该区所做的全部测线,我们一定会问,如果实施了三维测量并产生三维意义的地下成像效果如何?三维测量可以导致高度精确和可靠的解释。
由于三维数据体在解释判断上提供了详细的约束,根据三维成果制定的钻探方案成功率高。
6.3 三维测量设计和采集三维测量的最终目标是要获得三维偏移的波场。
这种偏移的保真性取决于叠加质量和速度估算的精确性。
然而,有两个因素控制着偏移的保真度,即偏移孔径和空间采样,它们还决定了野外测量的设计。
6.3.1 偏移孔径图4-14a给出一个深度剖面,代表一个埋藏在均匀介质中的倾斜反射面段CD 的地下模型。
用法向入射射线做零炮检距模拟,得出了图4-14b的时间剖面。
尽管图上未能画出,时间剖面上还应包括反射段的绕射边缘。
偏移把时间剖面上的同相轴C′D′移动至它的真实地下位置CD。
为了对比起见,我们将它透在时间剖面上。
目的层段的横向范围是QA。
如果在记录期间限定该测线长度为OA,那么时间剖面上会是空白。
另一方面,如果限定在测线段AB上记录,那么同相轴C′D′会从偏移剖面上消失。
虽然,目标限定在线段OA上,但必须在一个比较长的区段OB上记录时间剖面。
该线的长度还必须长到足以包括数据中可能存在的有意义的绕射部分。
另外,记录时间必须长到足以包容绕射尾部和全部倾斜的同相轴。
偏移引起的一个倾斜同相轴上的点在空间(横向上)和时间上(沿垂直方向)的位移,取决于介质速度、同相轴的深度和倾角[图4-15,方程(4.1)、(4.2)和(4.3)]。
这样,地面上测线长度和位置必须按照可供目标层段适当成像的偏移孔径细心设计。
这些因素也完全适用于三维测量。
图6-9是一个虚构的构造高的深度等值线图。
矩形指明构造目标部分的地下范围。
根据4.l节和上面所述的原理(图4-14),确定目标区所需实际测量范围的大小由图上的大矩形区限定。
注意,测区并不一定在所有方向上做同样大小的扩展。
构造北翼最陡,因而这个方向上所必需的扩展最大,其它方向上也做相应的扩展。
扩展测量范围时的另一个因素是在已扩展的测量区域上完成满覆盖次数所需的附加剖面的长度。
一个横向范围为3km×3km的典型地下异常,可能要求做9km×9km范围的三维测显。
6.3.2 空间采样在1.6.1节我们详细讨论了空间假频问题,在4.3.5节又讨论了空间假频与偏移的关系。
这类空间假额问题是由要作偏移的波场(即叠加剖面)空间采样粗略而引起的。
最终叠加数据(未做道内标)的空间采样是由记录参数所决定的。
因而野外所用的道距、横测线间隔和横测线方向必须要精心设计。
由图4-107中可以看出,叠加剖面上的道距、倾角和开始发生空间假频的频率之间存在着某种关系。
在两个检波点A和B记录了成像的法向入射射线。
在常速情况下,地面和波前之间的角度,是这些射线所出射的反射界面的真倾角,其时间延迟和当于检波器A和B间的传播路径CB。
如果这个时间延迟是到达该检波器的信号给定频率分量的周期的一半,那么该频率即为开始发生假频的门限。
由图4-107所示的关系可以看出,没有假频的最大频率在倾角逐渐变陡、速度逐渐变低、道距逐渐变大时逐渐变小。
根据这一关系,假定已知区域速度场和地下倾角,可以导出纵横两种测线方向的最佳道距。
海上三维测量纵测线和横测线方向典型的道距分别是12.5—25m和37.5—75m。
即便横测线的道距尽可能地小,从经济上考虑一般它也比纵测线方向的道距大些。
鉴于这一点,在偏移处理之前可能要沿横测线方向做内插。
陆上三维测量纵测线和横测线方向典型的道距分别为12.5-25m和25-50m。
某些陆上三维测量可能不需要做道内插。
6.3.3 其它因素几乎所有的二线采集的野外施工概念都适用于三维测量。
例如导航和记录所用设备的选择取决于野外条件,也必须考虑作业的环境。
在海洋环境中,水深、潮汐、洋流、海况,捕鱼作业和航海活动以及障碍物如钻井平台、失事船只的残骸、岩礁和鱼网都必须考虑。
在陆上,环境的约束、通行条件、地形、耕作、人文限制都是可以影响测量设计和采集的因素、由于这些限制,往往需要精心设计并对标准观测系统进行某些调整,以使得到合理的覆盖次数和炮检距分布。
双船作业可以达到更为均匀的覆盖次数并缩短野外作业时间。
三线施工要求精确的测量作业,因为其数据采集的空间采样非常密,以致线与线间测量上的误差导致的静校正量可能严重地降低三维偏移质量。