EA009352B1 - Способ ослабления шумов в сейсмических данных на основе использования обратно-взвешенной фильтрации комплексной трассы - Google Patents
Способ ослабления шумов в сейсмических данных на основе использования обратно-взвешенной фильтрации комплексной трассы Download PDFInfo
- Publication number
- EA009352B1 EA009352B1 EA200601047A EA200601047A EA009352B1 EA 009352 B1 EA009352 B1 EA 009352B1 EA 200601047 A EA200601047 A EA 200601047A EA 200601047 A EA200601047 A EA 200601047A EA 009352 B1 EA009352 B1 EA 009352B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- seismic
- envelope
- filtered
- amplitude
- complex
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 7
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000004973 liquid crystal related substance Substances 0.000 description 1
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000010183 spectrum analysis Methods 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/30—Noise handling
- G01V2210/32—Noise reduction
- G01V2210/324—Filtering
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)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Предложен способ для ослабления шумов в сейсмических данных. Способ включает вычисление огибающей трассы по меньшей мере для части по меньшей мере одной сейсмической трассы; формирование фильтрованной огибающей из огибающей трассы и преобразование фильтрованной огибающей в фильтрованную трассу. В одном из вариантов длина оператора, используемого для формирования фильтрованной огибающей, находится в обратной зависимости от максимальной частоты, которую необходимо сохранить в фильтрованной трассе.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится, главным образом, к области сейсмических исследований. Более конкретно, оно связано с методами обработки сейсмических данных с целью уменьшения влияния шумов.
Предшествующий уровень техники
Сейсмические данные используются для изучения глубинного строения Земли и состава слагающих её горных пород. При регистрации сейсмических данных источник сейсмической энергии располагается в выбранной точке возле поверхности Земли, а один или несколько сейсмоприёмников устанавливаются на поверхности в окрестностях сейсмического источника. В качестве источника сейсмической энергии могут быть использованы взрывы, пневматические или гидравлические источники, вибраторы или группы таких устройств. Источник сейсмической энергии многократно возбуждается, и сейсмические колебания регистрируются в соответствии с временем прихода сигналов к одному или нескольким сейсмоприёмникам.
Сейсмическая энергия распространяется преимущественно в нижнем направлении от источника, пока не достигнет одной или нескольких глубинных границ, различающихся акустическим импедансом. Здесь она отражается вверх и распространяется обратно через толщу Земли, пока не будет обнаружена одним или несколькими сейсмоприёмниками на поверхности Земли. Сейсмические исследования также проводятся на поверхности водной толщи (морская сейсморазведка), например, в океане, при этом пневматические или гидравлические источники упругих колебаний или группы таких источников, расположенных возле водной поверхности, буксируются специальным кораблём для проведения сейсмических исследований. Сейсмические приёмники буксируются этим же или другим кораблём. Независимо от того, где были зарегистрированы сейсмические данные - на суше или в водной толще, записи обнаруженной сейсмической энергии используются для изучения глубинного строения Земли и состава слагающих её горных пород. Обычно для получения сведений о глубинном строении среды используется время распространения отражённой сейсмической энергии от источника до одного или нескольких сейсмоприёмников. Для изучения состава пород могут быть использованы время распространения сейсмической энергии, а также такие параметры сейсмической волны, как амплитуда, фазовый и частотный состав.
Для того чтобы точно определить глубинное строение и состав слагающих Землю пород, записи сейсмических данных должны быть в достаточной степени освобождены от влияния шумовых факторов. Шумы могут создаваться любым из большого числа возможных источников, включая шумы электронной аппаратуры в различных узлах регистрирующей системы, помехи в виде «выбросов» от внешних источников, включая сейсмические корабли при морских исследованиях, а также буровое или другое промышленное оборудование при наземной сейсморазведке. В сейсмике известно много способов ослабления влияния различных типов шумовых помех, присутствующих на записях сейсмических данных. Некоторые из известных в данной отрасли методов включают ослабление определённых компонентов в зарегистрированных сейсмических данных, например, составляющих за пределами выбранного частотного диапазона, или у которых амплитудный диапазон или другие характеристики сейсмических данных находятся вне выбранного значения, а также выше или ниже заданного порогового уровня.
Известные в сейсморазведке методы, например, К (смешение трасс), Р-К (частота - волновое число) и Таи-р (наклонное суммирование), которые применяются для обработки сейсмических данных с целью ослабления влияния шумов, очень чувствительны к межтрассовым статическим поправкам. Поэтому необходим устойчивый способ ослабления влияния шумов в сейсмических данных, который уменьшает восприимчивость к межканальной статике.
Сущность изобретения
Одним из аспектов изобретения является способ ослабления шумов в сейсмических данных. Способ в соответствии с этим аспектом изобретения включает вычисление огибающей трассы по меньшей мере для части по меньшей мере одной сейсмической трассы. Фильтрованная огибающая формируется из огибающей трассы. Затем фильтрованная огибающая преобразуется в фильтрованную трассу.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут очевидны из приведенного ниже описания и формулы.
Перечень чертежей
На фиг. 1 приведена блок-схема варианта способа в соответствии с изобретением;
на фиг. 2А показаны синтетические сейсморазведочные данные, полученные на основе использования отражающей модели, с тремя отражениями и двумя шумовыми выбросами;
на фиг. 2В показана синтетическая сейсмическая запись, приведенная на фиг. 1А, после применения известного в сейсморазведке способа ослабления шумов;
на фиг. 2С показана синтетическая сейсмическая запись, приведенная на фиг. 1А, после обработки с использованием одного из вариантов способа в соответствии с изобретением;
на фиг. ЗА приведена запись взрыва (воспроизведение сейсмических данных в виде трасс, соответствующих времени и положению приёмников) перед обработкой;
на фиг. ЗВ показана запись взрыва, приведенная на фиг. ЗА, после фильтрации в соответствии с одним из вариантов изобретения;
на фиг. 4А иллюстрируется суммарный сейсмический разрез перед применением способа, реали
- 1 009352 зуемого изобретением;
на фиг. 4В приведен суммарный сейсмический разрез, изображённый на фиг. 4А, после применения фильтра в соответствии с одним из вариантов изобретения;
на фиг. 5А-1, 5А-2 и 5А-3 показаны, соответственно, синтетическая сейсмическая запись, амплитудный и фазовый спектры, обработанные с применением известных в сейсморазведке методов;
на фиг. 5В-1, 5В-2 и 5В-3 показаны, соответственно, синтетическая сейсмическая запись, амплитудный и фазовый спектры, приведенные на фиг. 5А, после ослабления шумов согласно изобретению;
на фиг. 6 показан универсальный программируемый компьютер для реализации компьютерной программы в соответствии с изобретением.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
В одном из вариантов способа в соответствии с изобретением сейсмические данные обрабатываются во временной области. В приведенном ниже описании используется цифровое представление сейсмических данных, т.е. сейсмические данные запоминаются, воспроизводятся и обрабатываются как массив чисел, представляющих амплитуду сейсмического сигнала в выбранные интервалы времени, обычно индексируемые относительно времени срабатывания источника сейсмической энергии. Следует понимать, что описанный здесь процесс также применим и к сейсмическим данным, представленным в аналоговой форме.
Сначала, в соответствии с блок-схемой, изображённой на фиг. 1, сейсмические данные в блоке 8 в виде трасс могут быть преобразованы в комплексную область в блоке 10. Для сейсмической трассы во временной области, представленной 8(1), где 8 является амплитудой сейсмического сигнала в какой-либо момент времени ΐ, огибающая комплексной трассы Ε(ΐ) может быть определена по сигналу 8(1) и его комплексно-сопряженной составляющей 8*(ΐ) по формуле £(()=Λω2+5*ω2. (υ в которой комплексно-сопряженная составляющая 8*(1) представляет преобразование Гильберта сейсмического сигнала 8(ΐ) или, альтернативно, представляет сигнал 8(ΐ), в который введён 90-градусный фазовый сдвиг.
Огибающая комплексной трассы Ε(ΐ) может быть затем отфильтрована с использованием обратновзвешенного фильтра комплексной трассы, показанного в блоке 12. Длительность окна фильтра может быть заранее определена (заданное число цифровых выборок для обработки данных в цифровом виде). Длина фильтра обычно находится в обратной зависимости с наиболее высокой частотной составляющей исходного сейсмического сигнала 8(ΐ), которую желательно сохранить после выполнения процесса фильтрации. В одном из вариантов оператор обратно-взвешенного фильтра комплексной трассы может быть определён по результирующей огибающей фильтрованной трассы Γ(ΐ). Огибающая фильтрованной трассы Γ(ΐ) может быть вычислена по следующей формуле:
Г(0 =
(2) в которой N представляет число выборок сейсмической трассы в окне фильтра.
После вычисления огибающей фильтрованной комплексной трассы фильтрованная трасса входных данных 8Ρ(ΐ), представляющая амплитуду сейсмического сигнала в выбранные интервалы времени после фильтрации, может быть вычислена путём определения комплексно-сопряжённой инверсии фильтрованной огибающей в соответствии с формулой
| / \ | ||
| 1 | ||
| 5(0 ’ | 2 | |
| к | _5‘(0 | 7 |
Вычисленная фильтрованная трасса показана в блоке 14 на фиг. 1.
В другом варианте изобретения сейсмические данные могут быть трансформированы в область офсета. Сейсмические данные, преобразованные в область офсета, представляют зависимость амплитуды сейсмического сигнала от расстояния между источником сейсмической энергии и отдельными сейсмическими приёмниками, зарегистрировавшими сигнал. Сейсмические данные в области офсета могут быть обработаны тем же способом, который был описан выше для временной области. Трансформированный сейсмический сигнал, представленный 8(х), определяет зависимость амплитуды от офсета. Комплексносопряжённая составляющая трансформированного сейсмического сигнала представлена 8*(х). Как и в предыдущем варианте, сначала определяется огибающая комплексно-сопряжённой составляющей преобразованных сейсмических данных по формуле вдАадЧгц)2. (4)
- 2 009352
Затем огибающая может быть отфильтрована, например, путём вычисления фильтрованной огибающей в соответствии с выражением ί·(»= Μν · <5>
Окончательно фильтрованная трасса может быть вычислена как инверсия фильтрованной огибающей по формуле
5Дх) = -=Щ==, (6) ад
В некоторых вариантах, как показано в блоке 16 на фиг. 1, в особенности для данных, трансформированных в офсет-область, сейсмические сигналы могут пройти предварительную обработку, предшествующую выполнению комплексно-сопряжённого преобразования в блоке 10, с использованием полосовой фильтрации в заданном числе частотных диапазонов. Обычно полосы пропускания граничат друг с другом или перекрываются таким образом, чтобы не допустить исключения каких-либо конкретных частотных составляющих из сейсмических данных, которые обрабатываются в соответствии с изобретением. В одном из примеров полосовая фильтрация включает фильтрацию сейсмических данных в частотных диапазонах 5-35 Гц, 35-55 Гц, 55-75 Гц и 75-95 Гц. В некоторых вариантах анализ сейсмических данных после полосовой фильтрации может помочь в определении длины оператора фильтра огибающей. Анализ фильтрованных сейсмических данных может также улучшить выделение на сейсмограммах целевых сейсмических волн, связанных с глубинными структурами, а также повысить эффективность удаления шумов из сейсмических данных.
Пример, иллюстрирующий результат обработки сейсмических данных с использованием способов, согласно изобретению будет теперь объяснён со ссылкой на фиг. 2 А, 2В и 2С. Фиг. 2 А представляет синтетическую сейсмическую запись, на которой изображены синтетические сейсмические трассы для модели глубинного строения Земли, содержащей три отражённых волны, индексированных под номерами 20, 22 и 24. Каждая трасса на фиг. 2 А представляет сигнал, который был бы получен сейсмическим приёмником, установленным в точке на поверхности, соответствующей координатному положению трассы на чертеже. Для простоты оси синфазности сейсмических волн 20, 22, 24 на фиг. 2А показаны прямолинейными, однако, они могут включать также нормальное приращение времени (ΝΜΟ), когда время вступления волны зависит от расстояния между источником и приёмником. На трассах фиг. 2 также показаны два различных шумовых события под номерами 26 и 28.
На фиг. 2В показана синтетическая сейсмическая запись, приведенная на фиг. 2А, после обработки с использованием простого полосового фильтра (отфильтровываются компоненты, частота которых находится за пределами полосы пропускания фильтра). Отмечается удаление полосовым фильтром второй волны 22, в то время как шумовой выброс 28 всё ещё остаётся на разрезе.
На фиг. 2С приведена та же самая сейсмическая запись, которая была показана на фиг. 2А, после применения способа обработки в соответствии с изобретением, описанного при рассмотрении фиг. 1. Отметим, что два шумовых выброса 26 и 28 существенно ослаблены, тогда как все три сейсмические волны 20, 22, 24 остались после обработки на временном разрезе.
Другой пример обработки сейсмических данных в соответствии с изобретением будет рассмотрен со ссылкой на фиг. ЗА и 3В. Фиг. ЗА представляет «необработанную» запись взрыва и имеет смысл чертежа, показывающего времена амплитудных записей, сделанных каждым из множества разнесенных друг от друга сейсмических приёмников. На фиг. ЗВ приведена запись взрыва, изображённая на фиг. ЗА, после обработки в соответствии с изобретением.
Аналогично, фиг. 4А и 4В показывают, соответственно, сейсмические данные после выполнения ОГТ суммирования до и после обработки с применением способа в соответствии с изобретением.
Пример относительной нечувствительности обработки, выполняющейся в соответствии с изобретением, к изменению статических временных сдвигов между трассами по сравнению с известными в сейсморазведке технологиями будет рассмотрен со ссылкой на фиг. 5А-1, 5А-2 и 5А-3, а также фиг. 5В-1, 5В2 и 5В-3. На фиг. 5А-1 показана синтетическая сейсмическая запись, содержащая единственную отражённую волну на времени 2,00 с, которая соответствует удвоенному времени пробега отражённой волны от границы, включающая также две шумовые приёмные трассы, и отфильтрованная в соответствии с известными в сейсморазведке способами подавления шумов. Результаты амплитудного и фазового спектрального анализа трасс на фиг. 5А-1 показаны соответственно на фиг. 5А-2 и 5А-3. В трассы, протягивающиеся горизонтально слева направо, добавлен искусственный статический амплитудный сдвиг К(х), представленный выражением
К(х) = Α(χ)§ΐη(χ) (7)
- 3 009352 где А(х) представляет амплитудный скаляр, пропорциональный офсету х (увеличение справа налево) и δΐη(χ) является синусом значения офсета. Амплитудная статика является, таким образом, синусоидальной величиной, амплитуда которой увеличивается с ростом офсета. В значительной мере две шумовые трассы искажают результаты, в данном случае спектр мощности.
Для сравнения трассы, показанные на фиг. 5В-1, были отфильтрованы в соответствии со способом, рассмотренным со ссылкой на фиг. 1. Трассы на фиг. 5В-1 содержат те же самые два шумовых канала и тот же самый статический амплитудный сдвиг, который был введён в сейсмические трассы на фиг. 5А-1. Отметим, что статический амплитудный сдвиг в значительной мере сохраняется после многотрассовой обрабатывающей процедуры, тогда как на двух шумовых трассах помехи существенно ослаблены. Соответствующие амплитудные и фазовые спектры трасс, изображённых на фиг. 5В-1, показаны на фиг. 5В-2 и 5В-3.
Вышеупомянутые варианты способов, соответствующих различным аспектам данного изобретения, могут быть осуществлены при использовании запрограммированного универсального компьютера. Пример такого компьютера, имеющего центральный процессор 50, приведен на фиг. 6. Процессор 50 связан с пользователем входным устройством 54, таким как клавиатура, и присоединён к дисплею 52, например катодно-лучевой трубке (СВТ) или жидкокристаллическому дисплею с плоским экраном (БСЭ). Компьютерная программа согласно аспекту изобретения может постоянно храниться в любом из многочисленных типов носителей компьютерной информации, таких как компакт-диск 62, который вставляется в устройство для чтения компакт-дисков 56, магнитный «гибкий» диск 64, вставляемый в дисковод 58. Программа может также постоянно храниться в накопителе на жёстком диске 60 внутри или вне процессора 50. Программа включает логику для выполнения запрограммированным компьютером описанной выше при рассмотрении фиг. 1 последовательности операций для обработки данных.
Конкретные варианты хранения компьютерной программы не ограничивают области применения изобретения.
Хотя данное изобретение было рассмотрено для ограниченного числа вариантов его осуществления, для специалиста на основании приведенного здесь раскрытия будут очевидны другие варианты без выхода за рамки изобретения.
Соответственно, рамки изобретения должны быть ограничены только прилагаемой формулой.
Claims (8)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ ослабления шумов в сейсмических данных, включающий преобразование сейсмических данных в виде трасс в комплексную область для получения по меньшей мере части по меньшей мере одной сейсмической трассы в комплексной области, причем указанная по меньшей мере часть по меньшей мере одной сейсмической трассы представляет амплитуду сейсмического сигнала; вычисление огибающей комплексной трассы для указанной по меньшей мере части по меньшей мере одной сейсмической трассы на основе указанной амплитуды сейсмического сигнала и его комплексно-сопряженной составляющей; формирование фильтрованной огибающей из огибающей комплексной трассы и вычисление фильтрованной трассы путем комплексно-сопряженной инверсии фильтрованной огибающей.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть по меньшей мере одной сейсмической трассы представляет амплитуду сейсмического сигнала как функцию времени.
- 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере часть по меньшей мере одной сейсмической трассы представляет амплитуду сейсмического сигнала как функцию офсета.
- 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что длина оператора, используемого для формирования фильтрованной огибающей, находится в обратной зависимости от максимальной частоты, подлежащей сохранению в фильтрованной трассе.
- 5. Машиночитаемый носитель данных, предназначенный для использования в работе программируемого компьютера, на который записана компьютерная программа, содержащая логику, при выполнении которой компьютер осуществляет следующие операции: преобразование сейсмических данных в виде трасс в комплексную область для получения по меньшей мере части по меньшей мере одной сейсмической трассы в комплексной области, причем указанная по меньшей мере часть по меньшей мере одной сейсмической трассы представляет амплитуду сейсмического сигнала; вычисление огибающей комплексной трассы для указанной по меньшей мере части по меньшей мере одной сейсмической трассы на основе указанной амплитуды сейсмического сигнала и его комплексно-сопряженной составляющей; формирование фильтрованной огибающей из огибающей комплексной трассы; и вычисление фильтрованной трассы путем комплексно-сопряженной инверсии фильтрованной огибающей.
- 6. Машиночитаемый носитель данных по п.5, отличающийся тем, что по меньшей мере часть по меньшей мере одной сейсмической трассы представляет амплитуду сейсмического сигнала как функцию времени.
- 7. Машиночитаемый носитель данных по п.5, отличающийся тем, что по меньшей мере часть по меньшей мере одной сейсмической трассы представляет амплитуду сейсмического сигнала как функцию офсета.- 4 009352
- 8. Машиночитаемый носитель данных по п.5, отличающийся тем, что длина оператора, используемого для формирования фильтрованной огибающей, находится в обратной зависимости от максимальной частоты, подлежащей сохранению в фильтрованной трассе.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/881,614 US7058514B2 (en) | 2004-06-30 | 2004-06-30 | Method for attenuating noise in seismic data using complex trace diversity filter |
| PCT/US2005/019317 WO2006033684A2 (en) | 2004-06-30 | 2005-06-02 | Method for attenuating noise in seismic data using complex trace diveristy filter |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200601047A1 EA200601047A1 (ru) | 2006-10-27 |
| EA009352B1 true EA009352B1 (ru) | 2007-12-28 |
Family
ID=35515082
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200601047A EA009352B1 (ru) | 2004-06-30 | 2005-06-02 | Способ ослабления шумов в сейсмических данных на основе использования обратно-взвешенной фильтрации комплексной трассы |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7058514B2 (ru) |
| CN (1) | CN1981212B (ru) |
| EA (1) | EA009352B1 (ru) |
| EG (1) | EG24546A (ru) |
| WO (1) | WO2006033684A2 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090132169A1 (en) * | 2007-11-19 | 2009-05-21 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for evaluating fluid movement related reservoir properties via correlation of low-frequency part of seismic data with borehole measurements |
| US7639564B2 (en) * | 2008-01-11 | 2009-12-29 | Fairfield Industries Incorporated | 3-D TAU-P interpolation |
| CN101598812B (zh) * | 2008-06-04 | 2011-04-20 | 中国石油天然气集团公司 | 去除数字检波器单点接收地震记录中的异常噪声方法 |
| CN102338886B (zh) * | 2010-07-14 | 2013-09-04 | 中国石油天然气集团公司 | 一种有效衰减三分量地震记录中面波的极化滤波方法 |
| US10338250B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-07-02 | Pgs Geophysical As | Method of removing incoherent noise |
| CN111175822B (zh) * | 2020-01-19 | 2020-12-01 | 吉林大学 | 改进直接包络反演与扰动分解的强散射介质反演方法 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5448531A (en) * | 1994-05-05 | 1995-09-05 | Western Atlas International | Method for attenuating coherent noise in marine seismic data |
| US6208587B1 (en) * | 1997-07-10 | 2001-03-27 | Pgs Tensor, Inc. | Method of detecting seismic events and for detecting and correcting geometry and statics error in seismic data |
| US20040049347A1 (en) * | 2002-09-10 | 2004-03-11 | Fookes Gregory Peter Gwyn | Method for suppressing noise from seismic signals by source position determination |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3398396A (en) | 1966-06-13 | 1968-08-20 | Texas Instruments Inc | Diversity seismic record stacking method and system |
| US5850622A (en) * | 1996-11-08 | 1998-12-15 | Amoco Corporation | Time-frequency processing and analysis of seismic data using very short-time fourier transforms |
| US5995907A (en) * | 1998-02-05 | 1999-11-30 | Geoquest | Seismic signal processing method and apparatus for generating time slice or horizon maps in response to seismic traces and quadrature traces to determine geologic features |
-
2004
- 2004-06-30 US US10/881,614 patent/US7058514B2/en active Active
-
2005
- 2005-06-02 WO PCT/US2005/019317 patent/WO2006033684A2/en active Application Filing
- 2005-06-02 CN CN200580022348.XA patent/CN1981212B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2005-06-02 EA EA200601047A patent/EA009352B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-06-04 EG EGNA2006000517 patent/EG24546A/xx active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5448531A (en) * | 1994-05-05 | 1995-09-05 | Western Atlas International | Method for attenuating coherent noise in marine seismic data |
| US6208587B1 (en) * | 1997-07-10 | 2001-03-27 | Pgs Tensor, Inc. | Method of detecting seismic events and for detecting and correcting geometry and statics error in seismic data |
| US20040049347A1 (en) * | 2002-09-10 | 2004-03-11 | Fookes Gregory Peter Gwyn | Method for suppressing noise from seismic signals by source position determination |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060004520A1 (en) | 2006-01-05 |
| WO2006033684A2 (en) | 2006-03-30 |
| WO2006033684A3 (en) | 2006-06-08 |
| CN1981212B (zh) | 2010-05-26 |
| EG24546A (en) | 2009-09-28 |
| US7058514B2 (en) | 2006-06-06 |
| CN1981212A (zh) | 2007-06-13 |
| EA200601047A1 (ru) | 2006-10-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10295688B2 (en) | Attenuating internal multiples from seismic data | |
| US6842701B2 (en) | Method of noise removal for cascaded sweep data | |
| Pinnegar et al. | Application of the S transform to prestack noise attenuation filtering | |
| AU2010236999B2 (en) | Interferometric seismic data processing | |
| EP3339910B1 (en) | Device and method for model-based deblending | |
| Agudo et al. | Acoustic full-waveform inversion in an elastic world | |
| EA017331B1 (ru) | Способ подавления множественных отражений в сейсмических сигналах | |
| EA007911B1 (ru) | Профилированный высокочастотный вибрационный источник | |
| EA009352B1 (ru) | Способ ослабления шумов в сейсмических данных на основе использования обратно-взвешенной фильтрации комплексной трассы | |
| EP3259620B1 (en) | Multistage full wavefield inversion process that generates a multiple free data set | |
| CN107193045B (zh) | 一种地震数据处理方法及装置 | |
| WO2008112036A1 (en) | Imaging of multishot seismic data | |
| US20080232193A1 (en) | Methods for Noise Removal and/or Attenuation from Seismic Data by Wavelet Selection | |
| EA032186B1 (ru) | Сейсмическая адаптивная фокусировка | |
| EP3423869A1 (en) | Source separation method | |
| CN105572735B (zh) | 一种提高叠前深度偏移成像精度的方法及装置 | |
| Abd El | Harmonic by harmonic removal technique for improving vibroseis data quality | |
| CN113514889B (zh) | 一种提升海洋深反射地震数据中低频信号能量的处理方法 | |
| JP2007298369A (ja) | 地表震源による坑井間弾性波トモグラフィ法 | |
| US20170097434A1 (en) | Methods and data processing apparatus for cooperative de-noising of multi-sensor marine seismic data | |
| CN112200069B (zh) | 时频域谱减法和经验模态分解联合的隧道滤波方法及系统 | |
| WO2021163571A1 (en) | Method of application of polarization filtering on single component seismic data for interface wave noise attenuation | |
| Gong et al. | A vibration signal denoising method of marine atomic gravimeter based on improved variational mode decomposition | |
| Nilsen et al. | Inversion of reflection data | |
| Bader et al. | Denoising for full-waveform inversion with expanded prediction-error filters |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ RU |