CN101782657B - 震波振动器阵列和使用方法 - Google Patents
震波振动器阵列和使用方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101782657B CN101782657B CN200910222128.1A CN200910222128A CN101782657B CN 101782657 B CN101782657 B CN 101782657B CN 200910222128 A CN200910222128 A CN 200910222128A CN 101782657 B CN101782657 B CN 101782657B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- seismic
- seismic vibrator
- spring
- signal
- vibrator
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
- G01V1/006—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design generating single signals by using more than one generator, e.g. beam steering or focussing arrays
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
- G01V1/005—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design with exploration systems emitting special signals, e.g. frequency swept signals, pulse sequences or slip sweep arrangements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Piezo-Electric Transducers For Audible Bands (AREA)
Abstract
用于产生用于次表层勘测的震波能量的方法包括操作第一震波振动器和与操作第一震波振动器基本上同时操作至少第二震波振动器。对基本上彼此不相关的第一和至少第二震波振动器的每个的驱动器信号。
Description
相关应用交叉引用
不适用。
关于联邦资助研究或开发的声明
不适用。
技术领域
本发明基本上涉及地球物理勘探(geophysical exploration)并且特别涉及在地球物理勘探中有用的振动震波源(seismic source)。更加具体地,本发明涉及使用海洋震波采集的振动器的方法。
背景技术
包括振动器的震波能量源被用在陆上和被水覆盖的地球区域的地球物理勘探中。由这样的源产生的声能向下传播进入大地,从次表层中的反射界面反射并且被地表或水面上或附近的震波接收器探测,该震波接收器典型地是水中听音器(hydrophone)或地音探听器(geophone)。
在海洋震波勘测(marine seismic surveying)中,例如空气枪或这样的空气枪的阵列等的震波能量源被拖带在水体的表面附近。例如水中听音器等的震波接收器的阵列也被拖带在接收器阵列附近的水中。在选定时间,空气枪或枪阵列被开动以释放爆发的高压空气或气体进入水中。爆发的高压产生用于研究水底下面的岩层中的地质结构的震波能量。
在海洋震波勘测中,一种类型的震波能量源是振动器。一般地,震波振动器包括耦合到水的底座、电抗质块(reactive mass)和液压的 或其他的装置以引起电抗质块和底座振动。振动典型地通过以称为“扫频”(sweep)或“线性调频脉冲”(chirp)的模式的一系列频率传导。由震波接收器探测的信号与来自临近底座设置的传感器的信号交叉相关。交叉相关的结果是近似于如果使用了脉冲型的震波能量源则震波接收器将会探测到震波信号。通过使用用于将震波能量施加到次表层的振动器而提供的优势是能量随时间分布,使得与使用脉冲源而引起的环境影响相比对环境的影响降低。
不仅仅是使用振动器的可能的环境效益使得使震波振动器适合在海洋震波勘测中使用是所希望的。通过具有可以产生任意类型的信号的震波能量源,对于使用比常规的扫频更加“智能的”震波能量信号可存在可观的效益。这样的震波能量源将能够产生信号,具有更多的背景噪声特性,因此更加不受噪声干扰并且同时减少它们的环境影响。对使用用于这样的复杂的信号方案的海洋振动器的实际限制是本领域内已知的海洋振动器的结构。为了产生处于震波频带中任意信号,有必要具有一种具有高效率的源以使该源在感兴趣的整个震波频带内是可控的。结合若干分别可控的具有更加复杂的信号方案的海洋振动器将使得从若干离散源同时产生具有非常低的交叉相关性的震波信号成为可能,从而使增加采集震波数据的效率成为可能。本领域内已知的液压海洋振动器典型地具有高于感兴趣的普通的震波频率的上限的共振频率。这意味着振动器能量效率将是非常低(主要在低频但一般地遍及震波频带),并且这样的振动器关于信号类型和频率内容可以是难以控制的。常规的海洋震波振动器也受到强烈的谐波失真,其限制更复杂的信号的使用。这样的振动器特性可以通过检查低频振动器的阻抗而了解。
海洋振动器将经受的总阻抗可表达如下:
Zr=Rr+jXr(公式1)
其中Zr是总阻抗,Rr是辐射阻抗,Xr是电抗阻抗。
在海洋振动器的能量转移的分析中,包括振动器和水的系统可近 似为带有折流板的活塞。带有折流板的活塞的辐射阻抗Rr可以表达为:
Rr=πa2ρ0cR1(x),(公式2)
并且电抗阻抗可以表达为:
Xr=πa2ρ0cX1(x)(公式3)
其中:
其中ρ0是水的密度,ω是角频率,k是波数,a是活塞的半径,c是声速,λ是波长,J1是第一阶的贝塞尔函数(Bessel function)。
对于以上公式应用泰勒级数展开提供表达式:
对于低的频率,当x=2ka比1小得多时,总阻抗表达式的实部和虚部可与泰勒级数展开的第一项近似。当波长比活塞的半径大得多时,低频率的表达式变为:
它遵循,对于低频率,与电抗阻抗X相比辐射阻抗R将是小的,其暗示低频信号的产生。因此,需要可以产生复杂信号的高效海洋振动器并且需要提高操作震波数据采集的时间效率以提供更经济的操 作并且最小化海洋震波勘测的环境影响。
发明内容
根据本发明的一个方面,产生用于次表层勘测的震波能量的方法包括操作第一震波振动器和与操作第一震波振动器基本上同时操作至少第二震波振动器。施加到基本上彼此不相关的第一和至少第二震波振动器中的每个的驱动器信号。
根据本发明的另一个方面,用于海洋震波勘测的方法包括在水体中操作第一震波振动器和与操作第一震波振动器基本上同时在水体中操作至少第二震波振动器。驱动器信号施加到基本上彼此不相关的第一和至少第二震波振动器中的每个。在设置在间隔开位置的多个震波接收器中的每个处探测震波信号。确定所探测的震波信号中由第一和至少第二震波振动器中的每个施加给水体底部下面的地层中的能量所引起的部分。
本发明的其他的方面和优势将从下面的说明和权利要求将是明显的。
附图说明
图1示出使用多个震波能量源正在实施的示例海洋震波勘测。
图1A示出震波振动器信号发生器的示例实现。
图1B示出耦合于震波接收器的示例信号探测装置。
图2示出用于常规的液压震波振动器的示例结构。
图3示出用于电力震波振动器的示例结构。
图4以横截面示出另一个示例振动器。
图5以横截面示出另一个示例振动器。
图6示出具有两个共振态的模拟振幅谱。
图7是用于一种类型的直接序列扩展频谱信号的示例自相关函数。
图8是直接序列扩展频谱(DSSS)码的示例。
图9是使用根据图8编码的信号的震波源驱动器的频率内容图。
图10是使用双相调制的示例扩展频谱码。
图11是使用根据图10编码的信号的震波源驱动器的频率内容图。
图12A和12B分别示出DSSS信号和低频振动器对DSSS驱动器信号的响应。
图13A和13B分别示出DSSS信号和比在图12B中示出的那个更高频率的振动器对DSSS驱动器信号的响应。
图14A和14B分别示出组合DSSS信号和如在图12A、12B、13A和13B中示出的两个振动器的输出。
图15示出在图13A和14A中的信号的总和的自相关。
具体实施方式
使用多个海洋振动器震波能量源的海洋震波勘探的示例在图1中示意示出。示出了震波勘测记录船RV沿着例如湖或海洋等的水体W的表面移动。震波勘测记录船RV典型地包括在RS处示出并且为了便利被称为“记录系统”设备,其在选定时间开动一个或多个震波能量源10,确定震波采集系统的各种部件的地测位置(geodetic position)并且记录由多个震波接收器R中的每个探测的信号。
震波接收器R典型地在沿着一个或多个长条电缆S的间隔开的位置部署,该电缆由记录船RV(和/或由另一个船)在水W中以选定模式拖带。该模式由某拖带设备TE维持,其包括提供侧向力以使拖带设备TE的部件展开到相对于记录船RV的选定侧向位置的被称为“扫雷器”的装置。拖带设备TE、扫雷器P和长条电缆S的配置被提供以根据本发明的一些方面说明采集震波信号的原理并且不是用来以任何方式限制可使用的记录装置的类型、它们在水中部署的方式或这样的部件的数量和类型。
记录船RV可拖带震波振动器10。在图1的示例中,附加震波振动器10可由源船SV在相对于记录船RV的选定相对位置拖带。提供源船SV拖带的附加振动器10的目的是增加由震波接收器R探测的信号提供的次表层覆盖范围。这样的附加振动器10的数量和如在图1中示出的它们的相对位置不是用来限制本发明的范围。
图2示出常规的液压海洋振动器的示例。液压给油管在35处示出并且回油管在36处示出。活塞(底座)31产生声压波并且设置在钟状罩(电抗质块)38内部。空气32设置在活塞31和钟状罩38之间。活塞31的运动用伺服阀34调节。加速计33用于提供反馈或控制信号。隔离支架(mount)37被安装在钟状罩38上以降低用于部署振动器的操纵系统(没有示出)中的震动。由于振动器的刚性设计,这样的振动器的第一共振频率典型地在震波频带的上限之上,并且这样的振动器将在典型的震波频率处具有低的效率。
图3示出根据本发明可以使用的不同类型的海洋振动器的示例。海洋振动器10包括安装在框架16内的振动器源20。托架(bracket)14连接到框架16的顶部并且包括可用于部署振动器10进入水的开口24。
图4以局部横截面示出振动器的示例,其包括驱动器8,其可以是磁致伸缩驱动器,并且其在一些示例中可以由铽、镝和铁制成的合金形成。这样的合金可具有Tb(0.3)Dy(0.7)Fe(1.9)的配方,这样的配方商业上称为Terfenol-D。尽管本文描述的特定示例振动器仅示出单个驱动器,但是其中使用多个驱动器的实现在本发明的范围内。本示例还包括连接到驱动器8的每个端13的外部驱动器弹簧3。在特定的实现中,驱动器弹簧3可具有椭圆形。在本示例中,其中驱动器8包括Terfenol-D,驱动器8还包括磁回路(没有具体示出)(当电流向那里施加时其将产生磁场)。磁场将引起Terfenol-D材料伸长。通过使电流的大小变化,因此使磁场的大小、驱动器8的长度变化。典型地,永磁体被利用以向Terfenol-D材料施加偏置磁场,并且在磁 场中的变化通过向围绕Terfenol-D材料形成的电线圈(没有示出)施加变化的电流而产生。在驱动器8的长度上的变化在外部驱动器弹簧3的尺寸上引起对应的变化。
图4示出附加的振动器部件,包括内部弹簧4,其中质块7附加到其上。如下文进一步论述的,可以包括具有附加到其上的质块7的内部驱动器弹簧4以提供在感兴趣的震波频率范围内的第二系统共振频率。尽管仅包括外部弹簧3的振动器系统将典型地显示第二共振频率,对于具有适合于在海洋地球物理勘探中使用的尺寸的系统,在这样的情况下的第二共振频率将比在感兴趣的震波频率范围(典型地从0到300Hz)内的频率高得多。
在图4中示出的安装托架28在其的上端和下端处固定地连接到上端和下端板18(在图3中所示)。驱动器8在其的纵向中央位置固定地连接到安装托架28,以保持对于驱动器8的稳定的基准点。驱动器杆的端13的移动相对于安装托架28不受限制。
在图4中示出的示例还包括外壳2,外部弹簧3通过传送元件5连接到外壳2。壳2的形状一般认为是弯张的(flextensional)。在特定的实现中,外壳2包括两个侧面部分,其可基本上是彼此的镜像,和包括两个端梁1,其中壳2的侧面部分通过铰链6铰链地连接到端梁1。图4示出外壳2的侧面部分中的一个,表示为壳侧面部分2a。第二壳侧面部分(基本上包括壳侧面部分2a的镜像)当被完全组装时(图4中没有示出)将通过铰链6铰链地连接到端梁1,以完成围绕组装的驱动器8、外部弹簧3和内部弹簧4的弯张壳。
图5示出在海洋振动器10中安装的在图4中的组件的横截面。
参考图3,海洋振动器10还包括顶部和底部端板18。包括两个壳侧面部分和两个端梁1的组装的外壳2被密封地附加到顶部和底部端板18上。尽管外壳2与顶部和底部端板18密封地接合,当海洋振动器10在操作中时,外壳2将使相对于端板18的移动成为可能,因而端板18和外壳2之间的连接将是活动连接,其可以例如由柔性膜 22(没有详细示出)提供。
图6示出振动器的示例的有限元模拟结果。第一共振频率11基本上由外部弹簧3和驱动器的相互作用而引起。第二共振频率12基本上由具有它的附加的质块7的内部驱动器弹簧4和驱动器8的相互作用而引起。
在图中示出的外部驱动器弹簧3和内部驱动器弹簧4可以是与那些示出的不同类型的弹簧。例如,弹簧可以是螺旋弹簧或基本上表现类似的其他类型的弹簧。本质上,弹簧3和4是偏置装置,其提供与偏置装置的位移量相关的力。类似地,外部弹簧3和内部驱动器弹簧4可使用隔膜、密封缸或液压缸中的活塞以获得基本上相同的结果。
通过在震波频谱的较低端中引进共振,低频声能可更高效率地产生。在共振处,阻抗的虚(电抗)部基本上被消除,并且声源能够高效率地传送声能进入水中。在构建海洋振动器的任何具体的实现中,有限元分析可被使用,如本领域内那些技术人员已知的,以确定第一和第二共振频率。在任何这样的分析中,下面的操作的原理是有关的。如果外壳近似为活塞,那么对于低频,作用于壳上的质量载荷或等效流体质量可以表达为:
其中,M是质量载荷,ρ0是水的密度,a是对应于外壳尺寸的活塞的等效半径。
外壳2在它的椭圆的长轴线和短轴线之间具有转换因子Tshell,使得两个壳侧面部分(在图4中的侧面部分2a和它的在外壳2的另一侧面上的镜像)的挠度将具有比由传送元件5的移动引起的端梁1(其互相连接壳2的两个侧面部分)的挠度更高的大小。此外,外部弹簧3在驱动器8上引起更大的质量载荷,因为外部弹簧3也在它的椭圆的长轴线和短轴线之间具有转换因子,其中长轴线基本上是驱动器8的长度并且短轴线是椭圆形弹簧的宽度。把这个转换因子称为Tspring, 在驱动器8上的质量载荷将表达为:
对于振动器的第一共振fresonance将基本上由下面的质量弹簧关系确定:
其中K=弹簧常数,Mouter=在驱动器8上的质量载荷。
K代表组合了驱动器8的外部弹簧3的弹簧常数,其中外部弹簧3通过传送元件5、端梁1和铰链6连接到外壳2。
为了提供具有感兴趣的震波频率范围的高效能量传送,具有配置成具有在感兴趣的震波频率范围内的第二共振频率的振动器是重要的。在缺乏内部弹簧时,当与驱动器8一起作用的外部驱动器弹簧3具有它的第二本征模(Eigen-mode)时第二共振频率将出现。然而,这个共振频率通常比第一共振频率高得多,并且因此将在感兴趣的震波频率范围的外面。如从前面的公式明显的是,如果在外部弹簧3上的质量载荷增加,则共振频率将被降低。这个质量载荷可以通过向驱动器8增加质量而增加,然而,为了增加足够的质量以实现在感兴趣的震波频率范围内的第二共振频率,将需要增加到驱动器的质量的量将使这样的系统在海洋震波操作的使用中变得不现实。在实际的示例振动器中,第二弹簧(内部驱动器弹簧4)包括在外部驱动器弹簧3内,其中在内部弹簧3的侧面上具有增加的质块7。这样的增加的质量的效果与在驱动器8的端部增加质量是等效的。
Minner=(Tinner)2·Maclded。(公式14)
额外的弹簧、即内部驱动器弹簧4将也具有转换因子Tinner,并且将增加在驱动器8上的质量载荷。使用具有增加质量的内部弹簧4允许系统的第二共振被调谐使得第二共振在感兴趣的震波频率范围内, 从而提高振动器在震波频带中的效率。第二共振可由表达式确定:
其中Kinner=内部弹簧的弹簧常数,并且Kdriver=外部驱动器组件的弹簧常数。
使用如本文说明的驱动器结构的可能的优势是多重共振频率可提供比使用单一共振振动器结构所可能的更宽的带宽响应。使用具有电动操作激励元件(驱动器)的振动器的特别的优势是对输入控制信号的振动器响应将是更加线性的。这样可使下文说明的特别的类型的驱动器信号的使用成为可能。
在使用在图1中示出的系统中,可以有利的是,基本上同时或者甚至是同时地使用一个以上的震波振动器10,其目的是为了增加效率,次表层地层(在水底下面)有关的震波信号可以采用该效率获得。在这样的环境中由接收器R中的每个探测的震波信号将导致正被探测的由振动器10中的每个引起的震波能量在信号记录时实际上处于操作中。同时操作振动器应该包括采用与用来驱动每个其他振动器的信号基本上不相关的信号来驱动每个振动器。通过使用这样的驱动器信号操作每个振动器,可以确定在每个该震波振动器处起源的被探测的震波信号的那部分。
在一些示例中操作海洋振动器的一种类型的驱动器信号被称为“直接序列扩展频谱”信号。直接序列扩展频谱信号(“DSSS”)发生使用具有选取成确定发送的信号的频率内容(带宽)的“码片(chip)”频率的调制编码信号。“码片”意思是直接序列编码信号的脉冲形比特。直接序列扩展频谱信号也可以通过基带信号的码片频率和波形的适当选择而被配置使得所得的DSSS信号具有和背景噪声类似的频谱特性。前面可使DSSS信号特别地适合在环境敏感区域中使用。
信号发生器产生本发明中使用的特别类型的振动器信号的示例实现在图1A中示意示出。本地振荡器30产生基带载波信号。在一个 示例中,基带载波信号可以是选定时长脉冲的直流电流或连续的直流电流。在其他的示例中,基带信号可是如在常规的振动器源震波勘测中使用的扫频或线性调频脉冲,例如穿越10到150Hz的范围。伪随机数(“PRN”)发生器或代码发生器32根据如下文将说明的某些类型的编码方案产生+1和-1的数字序列。PRN发生器32输出和本地振荡器30输出在调制器34中混合。调制器34的输出被传导到功率放大器36,它的输出最终操作震波振动器10中的一个。类似的配置可用于操作例如在图1中示出的多个振动器中的每个。
由在图1A中示出的装置产生的信号可以使用例如在图1B中示出的装置探测。震波接收器R中的每个可直接或通过适当的复用器(没有示出)耦合到前置放大器38。前置放大器38的输出可在模数转换器(“ADC”)40中数字化。调制器42混合从ADC 40输出的信号与由PRN发生器32产生的相同代码。如下文将说明的,在图1A中示出的信号发生装置和在图1B中示出的它的对应的信号探测装置产生并且探测DSSS。
DSSS信号发生和探测的理论解释可理解如下。由ui表示的DSSS信号可以通过使用频谱“扩展码”(由ci表示、并且例如由PRN发生器(在图1A中的32)产生)而产生以调制基带载波。基带载波可以例如由本地振荡器(在图1A中的30)产生。基带载波具有由ψ(t)表示的波形。扩展码具有各个元素cij(叫“码片”),其每个当0≤j<N时具有值+1或-1,并且对于所有其他的j值具有值0。如果适当程序化的PRN发生器被使用,代码在选定数量的码片之后将重复它本身。N是在重复发生前代码的长度(码片的数量)。基带载波优选地以t=0的时间为中心,并且它的振幅被归一化使得在时间零处基带载波幅度等于一,或(ψ(0)=1)。在扩展码内的每个码片i的出现时间可由Tc表示。用于驱动每个振动器的信号可因而由表达式定义:
波形ui(t)是确定性的,因而它的自相关函数由表达式定义:
其中τ是相关的信号之间的时间延迟。对于a=aj的离散周期自相关函数由以下定义:
使用与公式17类似的公式,通过以下表达式确定两个不同信号之间的交叉相关性是可能的:
对于a=aj和b=bj的离散周期交叉相关函数由以下表达式定义:
由接收器(在图1中的R)探测的信号将包括起源于其中一个振动器(其震波信息待被获得),以及例如由n(t)表示的背景噪声等的几种类型的干扰和起源于其他同时发送但是采用不同直接序列扩展频谱码(由ck(t)表示,其中k≠i)的振动器的能量。在每个接收器处接收的由xi(t)表示的信号,即具有M个震波振动器同时操作的系统中的每个接收器(在图1中的R)探测的信号,可以由表达式描述:
来自每个振动器的能量将穿透水底下面的次表层的地质层,并且 从次表层反射的信号将在“双程”传播时间(取决于振动器和接收器的位置和在水中和在水底下面的次表层中的震波速度分布)后在接收器处被探测到。如果对于直接序列扩展频谱码i发送的振动器信号在时间t=t0时出现,那么从其得到接收的信号在发送后在时间t=τk+lkTc+t0时出现,其中lk=任意整数并且τk=接收信号和码片时间Tc之间的偏差。接收的信号可以与用于产生每个振动器的输出信号(ui(t0),如在图1B中示出的)的相同的扩展码混合。这样的混合将提供可以与用于驱动每个特定振动器的信号关联的信号。混合输出可以用于确定起源于每个各自的振动器的信号的震波响应。前面对于探测的信号可表达如下:
混合(图1B)探测的信号与扩展码导致相关。相关的结果是:
上面的表达式的简化提供了以下的结果:
如果R(0)=N并且ψ(0)=1,前面的表达式简化成:
(公式25)
公式(25)示出,将对应于每个扩展码的直接扩展频谱序列信号与具有来自多个扩展码的分量的信号分开是可能的。N本质上表示发送的信号的自相关,并且通过使用基本上正交或不相关的扩展频谱信号以驱动每个海洋振动器,它们之间的交叉相关性与N比将是非常小的。另一个可能的优势是当震波信号被记录时在部分时间间隔期间出现的任何噪声将对于整个记录长度达到平均数,从而被减弱,如可从公式25中推导出。
在实际的实现中,次表层对从每个振动器施加的震波能量的震波响应可通过探测的震波信号与用于驱动每个振动器的信号的交叉相关来确定,其中交叉相关包括选定时间延迟的范围,对于次表层中感兴趣的地层典型地为从零到预期的最大双程震波能量传播时间(通常大约5到6秒)。交叉相关的输出可以采用震波追踪格式存储和/或呈现,其中交叉相关振幅作为时间延迟的函数。
基带载波具有可被优化的两个性质。基带载波应该被选择成向振动器输出提供适当的频率内容和具有定义明确的相关峰的自相关。公式(25)也示出,直接扩展频谱序列的长度将影响振动器信号的信噪比。如上文说明的执行的交叉相关得到的相关峰将随着扩展码的长度(码片的数量)线性地增加。更大的N(更长的序列)将提高振动器信号的信噪比性质。
由于使用适当选定的扩展码序列,产生近似于频谱统计中的背景噪声的震波信号是可能的。可以用于多个震波振动器的一些有用的序列在下面讨论。
“最大的长度”序列是一种类型的循环码,它们使用具有串联连接的m个段的线性移位寄存器而产生,其中某些段的输出增加模2(modulo-2)并且反馈到移位寄存器的输入。名称“最大的长度”序列源于下面事实:这样的序列是使用移位寄存器可以产生的最长的序列。序列可以由多项式h(x)数学表达为:
h(x)=h0xm+h1xm-1+...+hn-1x+hn (公式26)
对于1≤j<m,如果在第j段存在反馈那么hj=1,如果在第j段没有反馈那么hj=0。h0=hm=1。应该被设置成一或零的段hj不是随机的而应该是被选择成使得h(x)成为本原多项式。“本原”意思是多项式h(x)不可以被因式分解。对于最大长度序列的码片的数量由表达式N=2m-1给出,其中m表示移位寄存器中段的数量。最大长度序列具有比“0”多一个的“1”。对于例如511码片序列,有256个一和255个零。
可使用的另一种类型的序列是Gold序列。Gold序列的结构在R.Gold,Optimal binary sequences for spread spectrum multiplexing(对于扩展频谱复用的最佳的二进制序列),IEEE Trans.Information Theory,vol.IT-13,pp.619-621(1967)中描述。当同时使用超过一个的振动器时,Gold序列具有适合于使用的好的交叉相关特性。Gold序列使用两个或更多的最大长度序列而产生。从最大长度序列产生N+2个Gold序列是可能的,其中N是序列的长度。Gold序列具有周期N=2m-1并且对于所有不是4的倍数的整数m存在。Gold序列的可能的缺点是自相关不如最大长度序列那样好。
Kasami序列集合可在一些示例中使用,因为它们具有非常低的交叉相关性。存在Kasami序列的两个不同的集合。与用于产生Gold序列类似的程序将产生具有周期N=2n-1的M=2n/2二进制序列的Kasami序列的“小集合”,其中n是偶数。这样的程序从最大长度序列开始,该最大长度序列标为a并且用2n/2+1抽取a而形成序列a′。可以示出,所得的序列a′是具有周期2n/2-1的最大序列。例如,如果 n=10,a的周期是N=1023并且a′的周期是31。因此,通过观察序列a′的1023个比特,人们将观察到31-比特序列的33个重复。然后,通过取序列a和a′的N=2n-1比特,可以通过增加模-2、来自a的比特和来自a′的比特和来自a′的比特的所有2n/2-2循环移位形成新的序列集合是可能的。通过在集合中包括a,结果是长度N=2n-1的2n/2二进制序列集合。这些序列的自相关和交叉相关函数对来自集合{-1,-(2n/2+1),2n/2-1}的值上进行。Kasami序列的“大集合”再由周期2n-1的序列组成(对于n是偶数),并且包含Gold序列和Kasami序列的小集合作为子集。参见,例如,Spreading Codes for DirectSequence CDMA and Wideband CDMA Cellular Networks(对于直接序列CDMA和宽带CDMA蜂窝网络的扩展码),IEEE CommunicationsMagazine,Sept.1998。
在实现扩展码以产生振动器的驱动器信号中,使用双相调制以在代码中产生码片可以是优选的。参考图8,示出示例扩展码,其中极性从+1到-1的变化表示数字-1,而反向的极性变化表示数字+1。由上文的扩展码产生的信号频谱在图9中示出。从图9中明显的是,大部分信号振幅在DC(零频率)处存在。这样的信号频谱一般不适合用于震波信号产生。然而,如果使用的调制是双相的,在零频率处的信号振幅基本上是零。使用双相调制实现的在图8中示出的相同的扩展码在图10中示出。双相调制可以通过使原始的输入信号的每一比特(在扩展码中的码片)表示为两个逻辑态(其一起形成输出比特)而实现。在输入中的每个逻辑的“+1”可以表示为,例如在输出比特中的两个不同的比特(10或01)。每一个输入逻辑的“-1”可以表示为,例如在输出中两个相同的比特(00或11)。因此,在比特单元开始处的每个逻辑层是在先前的单元结束处的层的倒置。在双相调制输出中,逻辑的+1和-1用相同的电压振幅但是相反的极性表示。在图10中示出的扩展码的信号频谱在图11中示出。在零频率处的信号振幅是非常小的(在-50dB以下),因此使这样的代码更适合 于震波能量产生。
在一些示例中,超过一个振动器可在水中特定的位置处使用,例如,如在图1中10示出的,其中每个振动器具有不同的频率响应。在一些示例中,低频率响应的振动器可用于产生震波信号的低频部分(例如,3-25Hz),并且另一个较高频率的振动器可用于产生较高频率的震波能量(例如,25-100Hz)。在其他的示例中,可使用上文论述的多共振振动器。如上文说明的,这样的振动器可具有两个或以上的在震波频带(例如大约0到300Hz)内的共振频率。
用于驱动适当配置的振动器的低频DSSS码的示例在图12A中示出。通过码片率的适当选择,DSSS码可配置成提供选定频率输出。使用图12A的代码的适当配置的振动器的能量输出的频谱在对应的图12B中示出。图13A示出用于驱动较高频率配置的振动器的DSSS码。这样的振动器对于图13A的DSS码的振动器响应(信号输出频谱)在图13B中示出。两个震波信号都被有效地相加。在如上文说明的接收的震波信号中探测来自每个这样的振动器的信号后,探测的信号可被相加。组合的DSSS信号在图14A中示出,并且组合的振动器输出频谱在图14B中示出。相加的信号的自相关在图15中示出,指示了两个完全独立的相关峰,每个DSSS码对应一个。各种振动器可各自在水中选定深度处对应于每个振动器的频率范围而操作。
根据本发明的各个方面,震波振动器和用于操作这样的振动器的方法可提供更加稳定耐用的震波信号探测,可通过在相对宽的频率范围扩展震波能量而降低震波勘测的环境影响,并且可通过使多个震波源的同时操作成为可能而同时使来自震波源的各个的震波能量的探测成为可能而增加震波勘探的效率。
尽管本发明已关于有限数量的实施例进行描述,本领域内那些技术人员,得益于本公开,将意识到可以设计其他的实施例,其不偏离如本文公开的本发明的范围。因此,本发明的范围应该仅被附上的权利要求限制。
Claims (9)
1.一种用于产生用于次表层勘测的震波能量的方法,包括:
操作第一震波振动器;以及
与操作第一震波振动器基本上同时操作至少第二震波振动器,所述操作第一和至少第二震波振动器包括应用驱动器信号到基本上彼此不相关的所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个,所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个施加能量给次表层地层,以便在从次表层特征反射之后进行检测,所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个具有处于选定频带中的至少两个共振频率,
其中所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个包括:
弯曲张紧的外壳,
设置在所述外壳内的磁致伸缩驱动器,
设置在所述外壳内并且与所述驱动器工作接触的第一弹簧,以及
设置在所述外壳内且在所述第一弹簧和所述外壳之间的第二弹簧,所述第二弹簧与所述驱动器和所述外壳工作接触,以及
其中所述外壳的质量载荷、所述第一弹簧和所述第二弹簧的弹簧常数以及来自所述第一弹簧的在所述驱动器上的质量载荷选择成当该第一和至少第二震波振动器设置在水体中时产生所述至少两个共振频率。
2.如权利要求1所述的方法,其中应用到所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个的所述驱动器信号包括直接序列扩展频谱码。
3.如权利要求2所述的方法,其中所述码包括最大长度序列、Gold序列和Kasami序列中的至少一个。
4.如权利要求1所述的方法,还包括在多个间隔开的位置处探测震波信号,以及确定所探测的震波信号中起源于所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个的部分。
5.如权利要求1所述的方法,其中所述第一和所述至少第二震波振动器中的至少一个包括具有不同频率响应的多个振动器,并且其中用于操作所述多个振动器的所述驱动器信号包括对应于所述多个振动器中的每个的频率响应的分量。
6.一种用于海洋震波勘测的方法,包括:
在水体中操作第一震波振动器;
与操作所述第一震波振动器基本上同时在水体中操作至少第二震波振动器,所述操作第一和至少第二震波振动器包括应用驱动器信号到基本上彼此不相关的所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个,所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个具有处于选定频带中的至少两个共振频率,
其中所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个包括:
弯曲张紧的外壳,
设置在所述外壳内的磁致伸缩驱动器,
设置在所述外壳内并且与所述驱动器工作接触的第一弹簧,以及
设置在所述外壳内且在所述第一弹簧和所述外壳之间的第二弹簧,所述第二弹簧与所述驱动器和所述外壳工作接触,以及
其中所述外壳的质量载荷、所述第一弹簧和所述第二弹簧的弹簧常数以及来自所述第一弹簧的在所述驱动器上的质量载荷选择成产生所述至少两个共振频率;
在设置在间隔开的位置上的多个震波接收器中的每个处探测震波信号;以及
确定所探测的震波信号中由所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个施加到水体底部下面的地层中的能量所引起的部分。
7.如权利要求6所述的方法,其中应用到所述第一震波振动器和所述至少第二震波振动器中的每个的所述驱动器信号包括直接序列扩展频谱码。
8.如权利要求7所述的方法,其中所述码包括最大长度序列、Gold序列和Kasami序列中的至少一个。
9.如权利要求6所述的方法,其中该第一和该至少第二震波振动器中的至少一个包括具有不同频率响应的多个振动器,并且其中用于操作所述多个振动器的所述驱动器信号包括对应于所述多个振动器中的每个的频率响应的分量。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/291,196 US8094514B2 (en) | 2008-11-07 | 2008-11-07 | Seismic vibrator array and method for using |
US12/291196 | 2008-11-07 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN101782657A CN101782657A (zh) | 2010-07-21 |
CN101782657B true CN101782657B (zh) | 2014-09-10 |
Family
ID=41716605
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN200910222128.1A Expired - Fee Related CN101782657B (zh) | 2008-11-07 | 2009-11-06 | 震波振动器阵列和使用方法 |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8094514B2 (zh) |
EP (1) | EP2184618B1 (zh) |
CN (1) | CN101782657B (zh) |
AU (1) | AU2009222523B2 (zh) |
BR (1) | BRPI0904358A2 (zh) |
CA (1) | CA2679121C (zh) |
DK (1) | DK2184618T3 (zh) |
EA (1) | EA020994B1 (zh) |
EG (1) | EG26789A (zh) |
MX (1) | MX2009012055A (zh) |
MY (1) | MY149074A (zh) |
SG (1) | SG161148A1 (zh) |
Families Citing this family (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8094514B2 (en) | 2008-11-07 | 2012-01-10 | Pgs Geophysical As | Seismic vibrator array and method for using |
US20100118647A1 (en) * | 2008-11-07 | 2010-05-13 | Pgs Geophysical As | Method for optimizing energy output of from a seismic vibrator array |
US7974152B2 (en) * | 2009-06-23 | 2011-07-05 | Pgs Geophysical As | Control system for marine vibrators and seismic acquisition system using such control system |
US8335127B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-12-18 | Pgs Geophysical As | Method for generating spread spectrum driver signals for a seismic vibrator array using multiple biphase modulation operations in each driver signal chip |
US8553496B2 (en) * | 2010-02-09 | 2013-10-08 | Ion Geophysical Corporation | Seismic source separation |
US8737163B2 (en) * | 2010-02-17 | 2014-05-27 | Westerngeco L.L.C. | Wide seismic source systems |
US8446798B2 (en) | 2010-06-29 | 2013-05-21 | Pgs Geophysical As | Marine acoustic vibrator having enhanced low-frequency amplitude |
CN103649780B (zh) | 2011-05-13 | 2017-06-27 | 沙特阿拉伯石油公司 | 耦合的时间‑距离依赖的扫频源采集设计及数据去噪 |
CN103582825B (zh) * | 2011-05-13 | 2016-12-14 | 沙特阿拉伯石油公司 | 同步源地震数据的变频滤波 |
US9188691B2 (en) | 2011-07-05 | 2015-11-17 | Pgs Geophysical As | Towing methods and systems for geophysical surveys |
US8670292B2 (en) | 2011-08-12 | 2014-03-11 | Pgs Geophysical As | Electromagnetic linear actuators for marine acoustic vibratory sources |
AU2013216785A1 (en) | 2012-02-08 | 2014-07-17 | Inova Ltd. | Method of seismic source independent operation |
US9335434B2 (en) | 2012-11-02 | 2016-05-10 | Pgs Geophysical As | Method and system for processing data acquired in an electromagnetic survey |
US10473803B2 (en) * | 2013-02-08 | 2019-11-12 | Pgs Geophysical As | Marine seismic vibrators and methods of use |
US9322945B2 (en) * | 2013-03-06 | 2016-04-26 | Pgs Geophysical As | System and method for seismic surveying using distributed sources |
US9995834B2 (en) | 2013-05-07 | 2018-06-12 | Pgs Geophysical As | Variable mass load marine vibrator |
US9645264B2 (en) | 2013-05-07 | 2017-05-09 | Pgs Geophysical As | Pressure-compensated sources |
US9864080B2 (en) | 2013-05-15 | 2018-01-09 | Pgs Geophysical As | Gas spring compensation marine acoustic vibrator |
US9625596B2 (en) * | 2013-06-14 | 2017-04-18 | Cgg Services Sas | Vibrator source array beam-forming and method |
US9341725B2 (en) | 2013-09-20 | 2016-05-17 | Pgs Geophysical As | Piston integrated variable mass load |
US9360574B2 (en) * | 2013-09-20 | 2016-06-07 | Pgs Geophysical As | Piston-type marine vibrators comprising a compliance chamber |
US9618637B2 (en) * | 2013-09-20 | 2017-04-11 | Pgs Geophysical As | Low frequency marine acoustic vibrator |
US9507037B2 (en) * | 2013-09-20 | 2016-11-29 | Pgs Geophysical As | Air-spring compensation in a piston-type marine vibrator |
US10310108B2 (en) | 2013-12-30 | 2019-06-04 | Pgs Geophysical As | Bow-shaped spring for marine vibrator |
BR112016015182B1 (pt) * | 2013-12-30 | 2022-10-04 | Pgs Geophysical As | Sistema e método de controle para vibradores marinhos que operam próximo de fontes de sinais sísmicos impulsivos |
WO2015110912A2 (en) | 2014-01-21 | 2015-07-30 | Cgg Services Sa | Method and system with low-frequency seismic source |
US9612347B2 (en) | 2014-08-14 | 2017-04-04 | Pgs Geophysical As | Compliance chambers for marine vibrators |
US9389327B2 (en) | 2014-10-15 | 2016-07-12 | Pgs Geophysical As | Compliance chambers for marine vibrators |
US10488542B2 (en) | 2014-12-02 | 2019-11-26 | Pgs Geophysical As | Use of external driver to energize a seismic source |
US10234585B2 (en) | 2015-12-10 | 2019-03-19 | Pgs Geophysical As | Geophysical survey systems and related methods |
US10222499B2 (en) | 2016-01-11 | 2019-03-05 | Pgs Geophysical As | System and method of marine geophysical surveys with distributed seismic sources |
US20180164460A1 (en) * | 2016-12-13 | 2018-06-14 | Pgs Geophysical As | Dipole-Type Source for Generating Low Frequency Pressure Wave Fields |
US20180321406A1 (en) | 2017-05-05 | 2018-11-08 | Pgs Geophysical As | Narrow tow marine vibrators for simultaneous sweeps |
US10969509B2 (en) | 2017-06-16 | 2021-04-06 | Pgs Geophysical As | Spatial distribution of marine vibratory sources |
US11119230B2 (en) | 2017-08-16 | 2021-09-14 | Pgs Geophysical As | Geophysical survey techniques using selective-length processing |
US11327188B2 (en) * | 2018-08-22 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Robust arrival picking of seismic vibratory waves |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4159463A (en) * | 1973-10-18 | 1979-06-26 | Daniel Silverman | Method of three dimensional seismic prospecting |
US4780856A (en) * | 1985-10-30 | 1988-10-25 | Institut Francais Du Petrole | Off-shore seismic prospection method using a coded vibratory signal and a device for implementing this method |
US5721710A (en) * | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US6076630A (en) * | 1999-02-04 | 2000-06-20 | Western Atlas International, Inc. | Acoustic energy system for marine operations |
Family Cites Families (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3258738A (en) * | 1963-11-20 | 1966-06-28 | Honeywell Inc | Underwater transducer apparatus |
US3886493A (en) * | 1973-05-07 | 1975-05-27 | Amoco Prod Co | Adaptive monofrequency pilot signals |
US4049077A (en) * | 1974-10-21 | 1977-09-20 | Exxon Production Research Company | Seismic vibrator control system |
US4420826A (en) * | 1981-07-06 | 1983-12-13 | Sanders Associates, Inc. | Stress relief for flextensional transducer |
SU1056100A1 (ru) | 1982-07-20 | 1983-11-23 | Нарофоминское отделение Всесоюзного научно-исследовательского института геофизических методов разведки | Способ вибросейсмической разведки |
US4941202A (en) * | 1982-09-13 | 1990-07-10 | Sanders Associates, Inc. | Multiple segment flextensional transducer shell |
US4633970A (en) * | 1984-01-03 | 1987-01-06 | Exxon Production Research Co. | Distributed marine seismic source |
US4715020A (en) * | 1986-10-29 | 1987-12-22 | Western Atlas International, Inc. | Simultaneous performance of multiple seismic vibratory surveys |
US4823326A (en) * | 1986-07-21 | 1989-04-18 | The Standard Oil Company | Seismic data acquisition technique having superposed signals |
US4706230A (en) * | 1986-08-29 | 1987-11-10 | Nec Corporation | Underwater low-frequency ultrasonic wave transmitter |
US4926392A (en) * | 1986-09-22 | 1990-05-15 | Hand Geophysical | Method and apparatus for obtaining seismic vibrator reflection data |
FR2688112B1 (fr) * | 1988-04-28 | 1996-10-11 | France Etat Armement | Transducteurs electro-acoustiques directifs comportant une coque etanche en deux parties. |
US4969129A (en) * | 1989-09-20 | 1990-11-06 | Texaco Inc. | Coding seismic sources |
SE467081B (sv) * | 1990-09-28 | 1992-05-18 | Asea Atom Ab | Drivpaket ingaaende i akustiska saendare |
SE468967B (sv) * | 1991-08-29 | 1993-04-19 | Asea Atom Ab | Drivsystem foer akustiska aparater baserat paa en magnetkrets med en cylindrisk magnetostriktiv kuts som drivcell |
US5126979A (en) * | 1991-10-07 | 1992-06-30 | Westinghouse Electric Corp. | Variable reluctance actuated flextension transducer |
RU2045079C1 (ru) | 1992-04-01 | 1995-09-27 | Всесоюзный научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт геологических, геофизических и информационных систем | Способ вибросейсморазведки при поиске нефтегазовых месторождений |
US5375101A (en) * | 1992-08-21 | 1994-12-20 | Westinghouse Electric Corporation | Electromagnetic sonar transmitter apparatus and method utilizing offset frequency drive |
NO302718B1 (no) * | 1994-05-06 | 1998-04-14 | Unaco Systems Ab | Akustisk sender |
NO179654C (no) * | 1994-05-06 | 1996-11-20 | Unaco Systems Ab | Akustisk sender med lydavgivende flater innrettet til å settes i vibrasjonsbevegelse |
US5410517A (en) | 1994-05-13 | 1995-04-25 | Exxon Production Research Company | Method for cascading sweeps for a seismic vibrator |
NO301796B1 (no) * | 1995-05-18 | 1997-12-08 | Unaco Systems Ab | Drivenhet for akustiske sendere |
NO301795B1 (no) * | 1995-06-28 | 1997-12-08 | Unaco Systems Ab | Elektrodynamisk drivenhet for akustiske sendere |
NO303472B1 (no) * | 1996-04-30 | 1998-07-13 | Unaco Systems Ab | Akustisk sender |
NO961765L (no) * | 1996-04-30 | 1997-10-31 | Unaco Systems Ab | Akustisk sender II |
US6035257A (en) * | 1997-12-10 | 2000-03-07 | Pelton Company | Method and apparatus for reducing harmonic distortion |
FR2805617B1 (fr) * | 1999-08-03 | 2002-06-28 | Thomson Marconi Sonar Sas | Systeme de reperage acoustique par bouees sous-marines |
SE514569C2 (sv) * | 1999-08-13 | 2001-03-12 | Cetus Innovation Ab | Drivanordning för hydroakustiska sändare samt användning av anordningen för sändning av hydroakustiska vågor i en vätska |
GB9920593D0 (en) * | 1999-09-02 | 1999-11-03 | Geco Prakla Uk Ltd | A method of seismic surveying, a marine vibrator arrangement, and a method of calculating the depths of seismic sources |
FR2805051B1 (fr) | 2000-02-14 | 2002-12-06 | Geophysique Cie Gle | Methode de surveillance sismique d'une zone souterraine par utilisation simultanee de plusieurs sources vibrosismiques |
GB2359363B (en) * | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
FR2818753B1 (fr) * | 2000-12-21 | 2003-03-21 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismisques obtenus en codant un signal par des sequences pseudo aleatoires |
US6545944B2 (en) * | 2001-05-30 | 2003-04-08 | Westerngeco L.L.C. | Method for acquiring and processing of data from two or more simultaneously fired sources |
US6488117B1 (en) * | 2001-08-24 | 2002-12-03 | Thomas E. Owen | Vertical-force vibrator seismic wave source |
US6851511B2 (en) * | 2002-05-31 | 2005-02-08 | Stig Rune Lennart Tenghamn | Drive assembly for acoustic sources |
GB2394045B (en) * | 2002-10-11 | 2006-07-26 | Westerngeco Seismic Holdings | Method and apparatus for positioning of seismic sensing cables |
DE60328236D1 (de) * | 2002-12-20 | 2009-08-13 | Feonic Plc | Akustische Aktuatoren |
EA008398B1 (ru) * | 2003-08-11 | 2007-04-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ непрерывного качания частоты и разделения нескольких сейсмических вибраторов |
US7167412B2 (en) * | 2004-12-17 | 2007-01-23 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus for steering a marine seismic streamer via controlled bending |
US7376045B2 (en) * | 2005-10-21 | 2008-05-20 | Pgs Geophysical As | System and method for determining positions of towed marine seismic streamers |
US7327633B2 (en) * | 2005-12-12 | 2008-02-05 | Westerneco L.L.C. | Systems and methods for enhancing low-frequency content in vibroseis acquisition |
US7859945B2 (en) * | 2007-07-06 | 2010-12-28 | Cggveritas Services Inc. | Efficient seismic data acquisition with source separation |
US7551518B1 (en) * | 2008-02-26 | 2009-06-23 | Pgs Geophysical As | Driving means for acoustic marine vibrator |
US20090245019A1 (en) * | 2008-03-31 | 2009-10-01 | Jon Falkenberg | Method and system for determining geodetic positions of towed marine sensor array components |
US7881158B2 (en) * | 2008-06-30 | 2011-02-01 | Pgs Geophysical As | Seismic vibrator having multiple resonant frequencies in the seismic frequency band using multiple spring and mass arrangements to reduce required reactive mass |
FR2936876A1 (fr) | 2008-10-02 | 2010-04-09 | Goerges Grall | Antennes laterales d'emission acoustique pour prospection sismique sous-marine |
US8094514B2 (en) | 2008-11-07 | 2012-01-10 | Pgs Geophysical As | Seismic vibrator array and method for using |
US20100118647A1 (en) * | 2008-11-07 | 2010-05-13 | Pgs Geophysical As | Method for optimizing energy output of from a seismic vibrator array |
US7974152B2 (en) * | 2009-06-23 | 2011-07-05 | Pgs Geophysical As | Control system for marine vibrators and seismic acquisition system using such control system |
US8335127B2 (en) * | 2009-08-12 | 2012-12-18 | Pgs Geophysical As | Method for generating spread spectrum driver signals for a seismic vibrator array using multiple biphase modulation operations in each driver signal chip |
-
2008
- 2008-11-07 US US12/291,196 patent/US8094514B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-09-18 CA CA2679121A patent/CA2679121C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-25 SG SG200906472-6A patent/SG161148A1/en unknown
- 2009-09-29 AU AU2009222523A patent/AU2009222523B2/en not_active Ceased
- 2009-10-14 EP EP09172992.1A patent/EP2184618B1/en not_active Not-in-force
- 2009-10-14 DK DK09172992.1T patent/DK2184618T3/en active
- 2009-10-23 MY MYPI20094449A patent/MY149074A/en unknown
- 2009-11-03 EA EA200901352A patent/EA020994B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-11-04 EG EG2009111630A patent/EG26789A/en active
- 2009-11-06 CN CN200910222128.1A patent/CN101782657B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-11-06 MX MX2009012055A patent/MX2009012055A/es active IP Right Grant
- 2009-11-06 BR BRPI0904358-6A patent/BRPI0904358A2/pt active Search and Examination
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4159463A (en) * | 1973-10-18 | 1979-06-26 | Daniel Silverman | Method of three dimensional seismic prospecting |
US4780856A (en) * | 1985-10-30 | 1988-10-25 | Institut Francais Du Petrole | Off-shore seismic prospection method using a coded vibratory signal and a device for implementing this method |
US5721710A (en) * | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US6076630A (en) * | 1999-02-04 | 2000-06-20 | Western Atlas International, Inc. | Acoustic energy system for marine operations |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN101782657A (zh) | 2010-07-21 |
BRPI0904358A2 (pt) | 2011-02-01 |
CA2679121C (en) | 2012-10-09 |
MY149074A (en) | 2013-07-15 |
EP2184618A2 (en) | 2010-05-12 |
DK2184618T3 (en) | 2019-02-18 |
US8094514B2 (en) | 2012-01-10 |
EA200901352A1 (ru) | 2010-08-30 |
EA020994B1 (ru) | 2015-03-31 |
EP2184618B1 (en) | 2018-12-05 |
MX2009012055A (es) | 2010-05-06 |
EG26789A (en) | 2014-09-14 |
US20100118646A1 (en) | 2010-05-13 |
SG161148A1 (en) | 2010-05-27 |
CA2679121A1 (en) | 2010-05-07 |
AU2009222523A2 (en) | 2012-04-12 |
EP2184618A3 (en) | 2011-11-02 |
AU2009222523A1 (en) | 2010-05-27 |
AU2009222523B2 (en) | 2013-01-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101782657B (zh) | 震波振动器阵列和使用方法 | |
CN101995584B (zh) | 生成用于地震振动器阵列的扩展频谱驱动器信号的方法 | |
CN101738632A (zh) | 用于优化来自地震振动器阵列的能量输出的方法 | |
US6704245B2 (en) | Seismic prospecting method and device using simultaneous emission of seismic signals obtained by coding a signal by pseudo-random sequences | |
AU2001249238B2 (en) | Source waveforms for electroseismic exploration | |
CN101526624B (zh) | 用于海上声学振动器的驱动装置 | |
US20110069741A1 (en) | System and method for seismological sounding | |
JPS6345073B2 (zh) | ||
JPS62175686A (ja) | コ−ド化された振動波信号を用いる海底地震調査方法およびその装置 | |
AU2017248407B2 (en) | Coded signals for marine vibrators | |
US6807508B2 (en) | Seismic prospecting method and device using simultaneous emission of seismic signals based on pseudo-random sequences | |
US20110213234A1 (en) | System and method for using orthogonally-coded active source signals for reflected signal analysis | |
US3034594A (en) | Method of seismic exploration and apparatus therefor | |
Wong | Spread spectrum techniques for seismic data acquisition |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20140910 Termination date: 20201106 |