EA018827B1 - Групповая структура датчиков для морской сейсмической косы с двумя типами датчиков и способ сейсморазведки - Google Patents
Групповая структура датчиков для морской сейсмической косы с двумя типами датчиков и способ сейсморазведки Download PDFInfo
- Publication number
- EA018827B1 EA018827B1 EA201001200A EA201001200A EA018827B1 EA 018827 B1 EA018827 B1 EA 018827B1 EA 201001200 A EA201001200 A EA 201001200A EA 201001200 A EA201001200 A EA 201001200A EA 018827 B1 EA018827 B1 EA 018827B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- signals
- frequency
- sensors
- seismic
- motion
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 title 1
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 108
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 12
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 9
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 6
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 claims 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing 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
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)
Abstract
Способ морской сейсморазведки включает буксирование сейсмической косы в водоеме. Сейсмическая коса включает ряд пространственно разнесенных групп датчиков, в состав каждой из которых входят датчики, реагирующие на давление, и датчики, реагирующие на движение частиц, пространственно разнесенные в продольном направлении. Сигналы регистрируют каждым из датчиков в ответ на активацию сейсмоисточника. Компоненты оцифрованных сигналов реакции на движение в каждой группе, имеющие частоту выше выбранной частоты, объединяют для генерирования соответствующих групповых сигналов реакции на движение. Компоненты сигналов реакции на движение, имеющие частоту ниже выбранной частоты, подвергают скоростной фильтрации. Отфильтрованные по скорости сигналы объединяют с групповыми сигналами реакции на движение для генерирования сигналов реакции на движение полного диапазона частот, соответствующих каждой группе датчиков.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к области морских сейсморазведочных систем. Конкретнее, изобретение относится к структурам групп датчиков в морских сейсмических косах, включающих датчики движения частиц и датчики давления.
Предшествующий уровень техники
Морские сейсморазведочные системы, известные специалистам, включают кабели датчиков, называемые сейсмическими косами и буксируемыми в водоеме для получения сейсмических сигналов, возникающих в результате активации в выбранные моменты времени одного или нескольких сейсмоисточников в воде. Сейсмические косы включают ряд сейсмических датчиков, расположенных в пространственно разнесенных местах по длине косы. Как правило, датчики организованы в виде ряда пространственно разнесенных групп, или расстановок, причем в каждой группе или расстановке выбранное количество датчиков расположены на относительно близком расстоянии (например, 0,7 м), а сигналы от всех датчиков в группе объединяются тем или иным способом для генерации сигнала, эквивалентного сигналу от единственного датчика. Группы датчиков могут быть отделены друг от друга относительно более длинным расстоянием (например, 12,5 м) для получения эквивалента сигналов от ряда отдельных датчиков, расположенных в пространственно разнесенных местах по длине сейсмической косы. Групповая структура датчиков и объединение сигналов, как объясняется выше, используются для снижения некоторых типов помех в сигналах, зарегистрированных сейсмическими датчиками.
Один тип сейсмической косы, известный специалистам под названием косы с двумя типами датчиков, включает как датчики, реагирующие на движение частиц (например, геофоны), так и датчики, реагирующие на давление или временной градиент давления (например, гидрофоны), расположенные в существенно связанных группах. Один пример такого типа сейсмической косы раскрыт в патенте США № 7239577, выданном Тепдйатп и др. и находящемся в совместном владении с настоящим изобретением. Конкретные варианты использования таких сейсмических кос с двумя типами датчиков также описаны в приведенном выше патенте.
Специалистам известно, что в сейсмических косах, содержащих датчики движения частиц, включая сейсмические косы с двумя типами датчиков, датчики движения частиц подвержены помехам от движения сейсмических кос в воде. Одна методика обработки сигналов сейсмической косы с двумя типами датчиков, которая учитывает такие помехи, описана в патенте США № 7359283, выданном Уааде и др. и находящемся в совместном владении с настоящим изобретением. Способ, описанный в упомянутом выше патенте, включает синтезирование низкочастотных (например, ниже 20 Гц) сигналов движения частиц путем использования сигналов от датчиков, реагирующих на давление, и добавления синтезированных низкочастотных компонентов к результатам измерений, выполненным датчиками движения частиц выше граничной частоты синтезированного сигнала. Сигналы движения частиц, измеренные датчиками движения частиц ниже граничной синтезированной частоты, фактически не используются при таком способе. Вследствие этого потенциально ценная информация о движении частиц с низкой частотой может оказаться недоступной.
Один из способов снижения помех в нижней части сейсмического диапазона частот в сигналах, зарегистрированных датчиками движения, состоит в использовании результатов измерения сигналов от единственного датчика. Для этого необходимо иметь относительно плотно расположенные датчики, которые предпочтительно размещены на равных расстояниях по длине группы. Такие варианты расположения датчиков не являются практически применимыми из-за ограничений на энергопотребление по длине сейсмической косы и ограничений при обработке больших объемов данных от датчиков.
Сохраняется потребность в улучшенных структурах и методиках обработки сигналов сейсмических кос, включая датчики движения частиц, которые способны подавить влияние помех, вызванных движением, в сигналах датчиков движения частиц.
Сущность изобретения
Способ морской сейсморазведки в соответствии с изобретением включает буксирование сейсмической косы в водоеме. Сейсмическая коса включает ряд пространственно разнесенных групп датчиков, в состав каждой из которых входят датчики, реагирующие на давление, и датчики, реагирующие на движение частиц, пространственно разнесенные в продольном направлении. Сигналы регистрируют каждым из датчиков в ответ на активацию сейсмоисточника. Компоненты оцифрованных (дискретизированных) сигналов реакции на движение в каждой группе, имеющие частоту выше выбранной частоты, объединяют для генерирования соответствующих групповых сигналов реакции на движение. Компоненты сигналов реакции на движение, имеющие частоту ниже выбранной частоты, подвергают скоростной фильтрации. Отфильтрованные по скорости сигналы объединяют с групповыми сигналами реакции на движение для генерирования сигналов реакции на движение полного диапазона частот, соответствующих каждой группе датчиков.
Прочие особенности и преимущества настоящего изобретения будут ясны из нижеследующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткий перечень фигур чертежей
На фиг. 1 показан пример сейсморазведочного судна, буксирующего один из вариантов сейсмиче
- 1 018827 ской косы согласно настоящему изобретению.
На фиг. 2 - пример группы датчиков для сейсмической косы, показанной на фиг. 1.
На фиг. 3 - блок-схема, демонстрирующая пример способа обработки сигналов с использованием сейсмической косы, показанной на фиг. 1, включающая группы датчиков, показанные на фиг. 2.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 схематически показан пример системы сбора сейсмических данных. Система включает сейсморазведочное судно 10, которое движется по поверхности водоема 11, например озера или океана. Сейсморазведочное судно 10 может везти оборудование, обозначенное в целом позицией 12 и для удобства называемое записывающей системой, которое может включать устройства (не показанные отдельно), служащие, помимо выполнения прочих функций, для определения геодезического положения судна 10, для управления активацией одного или нескольких сейсмоисточников 14 (подробнее объясняемой ниже), и для регистрации и выполнения записи индексированных по времени сигналов, зарегистрированных сейсмическими датчиками, расположенными в пространственно разнесенных местах по длине одной или нескольких сейсмических кос 16. Записывающая система 12 может включать программируемый компьютер общего назначения (не показанный отдельно) для обработки сигналов в соответствии с методиками, которые подробнее объясняются ниже.
Буксировка сейсмической косы 16 может осуществляться сейсморазведочным судном 10 или другим судном (не показано). Для ясности иллюстрации на фиг. 1 показана только одна сейсмическая коса 16, однако специалистам понятно, что, как правило, сейсморазведочное судно 10 или другое судно будет буксировать ряд таких кос с помощью определенного буксировочного оборудования (не показано) для поддержания кос в выбранном поперечном положении относительно друг друга и диаметральной линии буксирующего судна, например сейсморазведочного судна 10.
Буксировка одного или нескольких сейсмоисточников 14 может осуществляться сейсморазведочным судном 10 или другим судном (не показано). Один или несколько сейсмоисточников 14 могут представлять собой пневмопушки, гидропушки, морские вибраторы или группы таких устройств. Один или несколько сейсмоисточников 14 активируются в выбранные моменты времени, при этом сейсмическая волна от них распространяется в воде 11 преимущественно в нижнем направлении, обозначенном позициями 20А и 21А, пока не достигнет подошвы водного слоя 22 и одной или нескольких границ акустических импедансов 24 в формациях 23, 25, расположенных ниже подошвы водного слоя 22. Отраженная сейсмическая волна распространяется преимущественно в верхнем направлении, обозначенном позициями 20В и 21В, и регистрируется сейсмическими датчиками (как объясняется ниже со ссылкой на фиг. 2) в сейсмической косе 16. В данном примере сейсмические датчики могут располагаться в ряде пространственно разнесенных в продольном направлении групп датчиков 18. Записывающая система 12 может выполнять записи зарегистрированных сейсмических сигналов, в общем случае индексированных по времени активации одного или нескольких сейсмоисточников 14.
На фиг. 2 показан пример группы сейсмических датчиков 18. Группа сейсмических датчиков 18 может включать ряд отдельных датчиков 31, реагирующих на давление или временной градиент давления, расположенных на выбранных расстояниях друг от друга (например, 0,5 м) и образующих группу 30 датчиков, реагирующих на давление или временной градиент давления (группа датчиков давления). Отдельные датчики 31 (датчики давления) в группе датчиков давления 30 могут представлять собой, например, гидрофоны, которые генерируют электрический или оптический сигнал в ответ на давление или временной градиент давления. В некоторых примерах сигналы от отдельных датчиков давления 31 в группе датчиков давления 30 могут объединяться путем электрического или оптического подключения выходных сигналов отдельных датчиков давления 31 таким образом, что группа датчиков давления 30 фактически генерирует один сигнал реакции на давление, который можно передать на записывающую систему (12 на фиг. 1). Сигнал реакции на давление от группы 30 датчиков давления можно передавать в аналоговой форме либо переводить в цифровую форму в некотором месте (не показано) по длине сейсмической косы (16 на фиг. 1) с помощью аналого-цифрового преобразователя (не показан). В некоторых примерах в каждой группе 30 датчиков давления может быть 16 датчиков давления 31, хотя точное число датчиков давления в каждой группе датчиков давления не ограничивает объем настоящего изобретения.
Группа датчиков 18 может также включать ряд пространственно разнесенных датчиков, реагирующих на движение частиц, которые совместно образуют группу 32 датчиков, реагирующих на движение частиц (группа датчиков движения). Датчики 33, реагирующие на движение частиц (датчики движения), могут представлять собой геофоны, измерители скорости, акселерометры или любое другое известное специалистам устройство, чувствительное к движению частиц. Датчики движения могут представлять собой 1-, 2- и 3-осевые датчики. Датчики движения 33 могут быть расположены таким образом, что продольный центр группы 32 датчиков движения приближенно связан с продольным центром группы 30 датчиков давления. В данном примере в группе 32 датчиков движения может быть тридцать или более датчиков движения 33.
В данном примере датчики движения 33 могут представлять собой 3-осевые микроэлектромеханические (ш1сгое1ес!пса1-шесйашса1 8ув!еш8, МЕМБ) акселерометры. Один из неограничивающих примеров акселерометра МЕМБ, который может использоваться в некоторых примерах, продается под маркой
- 2 018827
ΜΤί, выпускаемой компанией Χ8ΕΝ8, РапЮеоп 6а, 7521 РК, ΕΝδΟΗΕΌΕ, Нидерланды. Другой неограничивающий пример акселерометра ΜΕΜ8 продается под маркой АОХЬ50 и выпускается компанией Апа1од Осу1СС5. 1пс., 3 ТесНпо1оду \Уау. Νοπνοοά. Ма88асйи8ей8 02062. В таких акселерометрах имеются чувствительные элементы, реагирующие на ускорение вдоль каждого из трех в общем случае ортогональных направлений. Датчики движения 33 могут генерировать электрический или оптический сигнал, связанный с величиной ускорения, приложенного вдоль измерительной оси каждого чувствительного элемента. Возможное преимущество применения таких устройств, как акселерометры ΜΕΜ8, в качестве датчиков движения 33, состоит в том, что их небольшой размер, вес и потребление электроэнергии позволяет использовать относительное большое количество датчиков движения 33 в группе 31 датчиков движения. В данном примере датчики движения 33 могут быть пространственно разнесены, по существу, на равные расстояния один относительно другого, включая расстояния между соседними группами датчиков 18 по длине сейсмической косы (16 на фиг. 1). Использование относительно большого количества датчиков движения 33 в каждой группе датчиков движения 31 и упомянутые выше равные расстояния могут сделать возможными некоторые типы обработки сигналов, которые подробнее объясняются ниже.
Группа 32 датчиков движения может иметь связанный с ней в удобном положении вблизи от группы датчиков движения 32 модуль обработки сигналов 36, например процессор цифровой обработки сигналов смешанного типа. Модуль обработки сигналов 36 может включать встроенный мультиплексор (не показанный отдельно), который позволяет осуществлять отдельную регистрацию и обработку сигналов от каждого чувствительного элемента (не показанного отдельно) в каждом датчике движения 33 и схеме аналого-цифрового преобразования (не показанной отдельно). Модуль обработки сигналов 36 может быть также запрограммирован для расчета по сигналам каждого чувствительного элемента в каждом датчике движения 33 каждого или обоих вертикальных компонентов волнового поля движения на каждом датчике движения 33 и общего волнового поля движения на каждом датчике движения 33. Вертикальный компонент волнового поля движения можно рассчитать с помощью описанных акселерометров, поскольку имеются два или три ортогональных чувствительных элемента, что делает возможным определение вызванного силой тяжести компонента ускорения, который регистрируется каждым чувствительным элементом. Таким образом, может быть определена гравитационная ориентация каждого датчика движения 33, что обеспечивает выделение вертикального компонента волнового поля движения. Выходные сигналы модуля обработки сигналов 36 могут подаваться на записывающую систему (12 на фиг.
1) для обработки, как объясняется ниже.
Как правило, сейсмическая коса, обозначенная позицией 16 на фиг. 1, тянется за буксирующим судном на несколько километров и может включать несколько сотен или более групп датчиков (18 на фиг. 2), таких, как объяснялось выше. Поскольку в результате в типовой сейсмической косе содержится очень большое количество отдельных сейсмических датчиков, в приведенном примере методики обработки сигналов согласно настоящему изобретению сигналы от отдельных датчиков движения (33 на фиг.
2) могут быть обработаны с целью уменьшения объема данных сигналов, передаваемых на записывающую систему (12 на фиг. 1), при одновременной обработке сигналов от отдельных датчиков движения (33 на фиг. 2), посредством которой подавляются помехи, вызванные движением. Подавление помех, вызванных движением, позволяет выполнить определение низкочастотных компонентов сейсмического сигнала по сигналам датчиков движения. Термины низкочастотный и высокочастотный, используемые в настоящем описании, означают частоты, расположенные, соответственно, ниже или выше выбранного частотного порога, ниже которого в сигналах от датчиков движения (33 на фиг. 2) присутствует существенное количество помех, вызванных движением. Такой частотный порог объясняется в патенте '283, выданном Уааде и др., на который имеется ссылка в разделе Предшествующий уровень техники настоящего документа, и, как правило, находится в диапазоне от 20 до 30 Гц.
На фиг. 3 показана блок-схема, демонстрирующая пример методики регистрации и обработки сигнала согласно настоящему изобретению. В блоке 40 модуль обработки сигнала (36 на фиг. 2) может осуществлять оцифровку и дискретизацию выходного сигнала каждого чувствительного элемента в каждом датчике движения (33 на фиг. 2) с частотой дискретизации, связанной с самой высокой частотой в диапазоне сейсмических частот, представляющих интерес.
Например, для верхнего предела сейсмических частот от 100 до 200 Гц такая частота дискретизации может составлять 200 до 400 Гц. В блоке 42 оцифрованные и дискретизированные сигналы датчиков движения могут быть разделены на сигналы низкочастотных компонентов и сигналы высокочастотных компонентов с помощью выбранного частотного порога, как объяснялось выше. Сигналы высокочастотных компонентов от всех датчиков движения (33 на фиг. 2) в каждой группе датчиков движения (32 на фиг. 2) могут быть объединены, добавлены или суммированы для генерирования единого сигнала датчиков движения группы. Сигнал датчиков движения группы может представлять собой вертикальный компонент волнового поля движения, суммированный вертикальный и поперечный компонент, либо может быть общим волновым полем движения, как объяснялось выше. Расчет любого из упомянутых выше волновых полей движения может быть выполнен в модуле обработки сигналов (36 на фиг. 2). Сигналы движения группы, определенные таким образом, могут быть переданы на записывающую систему (12 на фиг. 1) с выбранной частотой цифровой дискретизации (выборки).
- 3 018827
В блоке 44 сигналы низкочастотных компонентов от каждого отдельного датчика движения (33 на фиг. 2) могут быть переданы на записывающую систему (12 на фиг. 1). В одном примере такая передача может происходить на нижней частоте дискретизации, связанной с пороговой частотой. Например, если пороговая частота равна 20 Гц, низкочастотные компоненты сигналов отдельных датчиков движения могут передаваться на записывающую систему (12 на фиг. 1) при частоте дискретизации 40 Гц. Такая передача на более низкой частоте помогает сохранить телеизмерительную емкость сейсмической косы для других сигналов, например сигналов высокочастотных компонентов.
Описанные выше сигналы, переданные на записывающую систему (12 на фиг. 1), могут в дальнейшем обрабатываться, как объясняется ниже, на компьютере записывающей системы (12 на фиг. 1) или на другом программируемом компьютере (который может быть расположен в другом месте) с использованием в качестве входного сигнала записей сигналов, выполненных в записывающем блоке (12 на фиг. 1).
В блоке 46 низкочастотный компонент сигналов отдельных датчиков движения может быть отфильтрован по скорости. Такая скоростная фильтрация может представлять собой, например, фильтрацию в частотно-волновочисленной (ί-к) области, или (1аи-р) фильтрацию в области наклонного суммирования (1аи-р). Порог скорости при скоростной фильтрации может быть выбран таким образом, чтобы исключить из числа сигналов любые компоненты, имеющие более низкую скорость, чем скорость звука в воде (около 1500 м/с). Ожидается, что помехи, вызванные движением, имеют более низкую скорость, чем скорость звука в воде. Скоростная фильтрация становится практически осуществимой благодаря использованию относительно большого количества датчиков движения (33 на фиг. 2) и, по существу, равному расстоянию между ними.
В блоке 48 отфильтрованные по скорости сигналы низкочастотного компонента от каждого датчика движения в группе (32 на фиг. 1) могут быть затем суммированы. Суммированные сигналы низкочастотного компонента от каждой группы могут быть затем суммированы с сигналами высокочастотного компонента от той же группы датчиков движения для формирования сигнала датчиков движения во всем диапазоне частот для каждой группы датчиков движения. Сигналы датчиков движения во всем диапазоне частот могут быть относительно свободны от помех, вызванных движением.
В блоке 50 сигналы датчиков движения во всем диапазоне частот могут быть объединены с сигналами группы датчиков давления от каждой соответствующей группы датчиков давления способом, известным специалистам, в целях обработки объединенных сигналов движения и давления. См., например, патент США № 6021092, выданный РайепЬок и др., и патент США № 5163028, выданный Вагг и др. Такое объединение позволяет сформировать, например, сейсмические сигналы, в которых подавлены эффекты отражения сейсмической волны от поверхности воды. Такие сейсмические сигналы могут называться сигналами с подавленными волнами-спутниками.
В другом примере, где телеизмерительная емкость в сейсмической косе (16 на фиг. 1) не ограничена, можно посылать сигнал полного диапазона частот от каждого отдельного датчика движения (33 на фиг. 2) и каждого отдельного датчика давления (31 на фиг. 2) на записывающий блок (12 на фиг. 1) для выполнения записи. Обработка сигналов, как объяснялось со ссылкой на фиг. 3, может выполняться на компьютере в записывающем блоке или на другом компьютере. Однако в данном примере сигнал группы датчиков движения может генерироваться путем разделения сигналов датчиков движения полного диапазона частот на высокочастотные и низкочастотные компоненты, как объяснялось выше, при выбранной частоте, связанной с частотным пределом существенного количества помех, вызванных движением. Сигналы высокочастотных компонентов от датчиков движения в каждой группе (32 на фиг. 2) могут быть объединены или добавлены в компьютере, а не модулем обработки сигналов (36 на фиг. 2), как объяснялось со ссылкой на фиг. 2. Низкочастотные компоненты могут быть отфильтрованы по скорости, как объяснялось выше, а оставшаяся часть обработки может быть выполнена, как объяснялось выше со ссылкой на фиг. 3. Аналогичным образом, сигналы давления от отдельных датчиков давления могут быть объединены для формирования сигнала группы датчиков давления для каждой группы датчиков давления (30 на фиг. 2) в компьютере.
Способы и системы согласно настоящему изобретению могут обеспечить улучшенные сейсмические данные, поскольку влияние помех на низкочастотную часть сигналов датчиков движения частиц существенно снижается.
Хотя настоящее изобретение описано с использованием ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты, воспользовавшись раскрытым изобретением, смогут вывести из настоящего описания другие варианты осуществления, не отступающие от объема раскрытого изобретения. Соответственно, объем изобретения ограничивается только прилагаемой формулой.
Claims (10)
1. Способ морской сейсморазведки, включающий следующие шаги:
буксируют по меньшей мере одну сейсмическую косу в водоеме, при этом сейсмическая коса включает ряд пространственно разнесенных групп датчиков, каждая из которых включает ряд пространственно разнесенных в продольном направлении датчиков, реагирующих на движение частиц;
- 4 018827 регистрируют сигналы каждым из датчиков, реагирующих на движение частиц, в ответ на активацию сейсмоисточника;
суммируют компоненты сигналов реакции на движение в каждой группе, имеющие частоту выше выбранной частоты, для генерирования соответствующих групповых сигналов реакции на движение;
подвергают скоростной фильтрации компоненты сигналов реакции на движение, имеющие частоту ниже выбранной частоты, и объединяют отфильтрованные по скорости сигналы с групповыми сигналами реакции на движение для генерирования сигналов реакции на движение полного диапазона частот, соответствующих каждой группе датчиков.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что скоростная фильтрация включает исключение компонентов сигналов, имеющих скорость ниже скорости звука в воде.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что скоростная фильтрация включает фильтрацию в частотноволновочисленной области.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что скоростная фильтрация включает фильтрацию в области наклонного суммирования.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что компоненты сигналов реакции на движение, имеющие частоту ниже выбранной частоты, передают на записывающую систему при частоте дискретизации, связанной с выбранной частотой, причем частота дискретизации ниже, чем частота цифровой дискретизации, связанная с верхним пределом представляющего интерес диапазона сейсмических частот.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что выбранная частота связана с частотой помех, вызванных движением при буксировании, в сигналах датчиков, реагирующих на движение частиц.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что выбранная частота равна 20 Гц.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что по меньшей мере одна сейсмическая коса содержит ряд групп датчиков, реагирующих на давление, каждая из которых связана с каждой группой датчиков, реагирующих на движение частиц, причем способ включает следующие шаги: регистрируют сигналы реакции на давление в ответ на активацию сейсмоисточника и объединяют сигналы реакции на давление с сигналами реакции на движение полного диапазона частот для генерации сейсмических сигналов с подавленными волнами-спутниками.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что зарегистрированные сигналы реакции на движение подвергают цифровой дискретизации в сейсмической косе с частотой, соответствующей представляющей интерес максимальной сейсмической частоте, причем сигналы реакции на движение, имеющие частоту ниже выбранной частоты, передают на записывающую систему с частотой дискретизации, связанной с выбранной частотой и более низкой, чем частота цифровой дискретизации.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что компоненты сигналов реакции на движение, имеющие частоту выше выбранной частоты, объединяют в сейсмической косе для генерации соответствующих групповых сигналов реакции на движение, которые передают из сейсмической косы на записывающую систему.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/583,861 US9285493B2 (en) | 2009-08-27 | 2009-08-27 | Sensor grouping for dual sensor marine seismic streamer and method for seismic surveying |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201001200A1 EA201001200A1 (ru) | 2011-02-28 |
| EA018827B1 true EA018827B1 (ru) | 2013-11-29 |
Family
ID=43333266
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201001200A EA018827B1 (ru) | 2009-08-27 | 2010-08-24 | Групповая структура датчиков для морской сейсмической косы с двумя типами датчиков и способ сейсморазведки |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9285493B2 (ru) |
| EP (1) | EP2293116B1 (ru) |
| CN (1) | CN102004265B (ru) |
| AU (1) | AU2010203087B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI1003021B1 (ru) |
| CA (1) | CA2713631C (ru) |
| DK (1) | DK2293116T3 (ru) |
| EA (1) | EA018827B1 (ru) |
| EG (1) | EG25593A (ru) |
| MX (1) | MX2010009369A (ru) |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9207341B2 (en) | 2010-12-28 | 2015-12-08 | Solid Seismic, Llc | Combination motion and acoustic piezoelectric sensor apparatus and method of use therefor |
| US10139505B2 (en) * | 2011-08-09 | 2018-11-27 | Pgs Geophysical As | Digital sensor streamers and applications thereof |
| US8902936B2 (en) * | 2011-12-22 | 2014-12-02 | Cory J. Stephanson | Sensor event assessor input/output controller |
| US10165228B2 (en) | 2011-12-22 | 2018-12-25 | Mis Security, Llc | Sensor event assessor training and integration |
| US10048395B2 (en) | 2013-02-01 | 2018-08-14 | Westerngeco L.L.C. | Computing a gradient based on differences of plural pairs of particle motion sensors |
| US10338250B2 (en) | 2013-03-14 | 2019-07-02 | Pgs Geophysical As | Method of removing incoherent noise |
| US9846247B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-12-19 | Pgs Geophysical As | Methods and systems for interpolation of multi-component seismic data collected in a marine environment |
| US10459100B2 (en) | 2013-06-27 | 2019-10-29 | Pgs Geophysical As | Survey techniques using streamers at different depths |
| US11092710B2 (en) | 2013-06-27 | 2021-08-17 | Pgs Geophysical As | Inversion techniques using streamers at different depths |
| WO2015026997A1 (en) * | 2013-08-21 | 2015-02-26 | Westerngeco Llc | Computing a gradient based on differences of plural pairs of particle motion sensors |
| US10591622B2 (en) | 2013-10-30 | 2020-03-17 | Pgs Geophysical As | Reconfigurable seismic sensor cable |
| WO2015109175A1 (en) | 2014-01-17 | 2015-07-23 | Westerngeco Llc | Seismic sensor coupling |
| CN104570058A (zh) * | 2014-12-26 | 2015-04-29 | 深圳市微纳集成电路与系统应用研究院 | 一种基于多传感器的地震临震监测探头结构 |
| EP3144928B1 (en) | 2015-09-15 | 2021-03-24 | Harman Becker Automotive Systems GmbH | Active road noise control |
| AU2016370548B2 (en) * | 2015-12-16 | 2020-04-09 | Downunder Geosolutions Pty Ltd | Method for removing interference caused by time overlapping seismic recordings and seismic survey acquisition method associated therewith |
| US11079506B2 (en) | 2016-12-16 | 2021-08-03 | Pgs Geophysical As | Multicomponent streamer |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003025624A2 (en) * | 2001-09-18 | 2003-03-27 | Services Petroliers Schlumberger | Determination of the height of the surface of a fluid column |
| RU28923U1 (ru) * | 2003-01-21 | 2003-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский и проектный институт геофизических методов разведки океана" "НИПИокеангеофизика" | Многокомпонентное приемное устройство для сейсмической разведки на шельфе и в переходных зонах суша-море |
| WO2005096018A1 (en) * | 2004-03-17 | 2005-10-13 | Westerngeco Seismic Holdings Ltd. | Marine seismic survey method and system |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5163028A (en) * | 1991-09-27 | 1992-11-10 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method for correcting impulse response differences of hydrophones and geophones as well as geophone coupling to the water-bottom in dual-sensor, bottom-cable seismic operations |
| GB2309082B (en) * | 1996-01-09 | 1999-12-01 | Geco As | Noise filtering method |
| US6021092A (en) * | 1997-06-09 | 2000-02-01 | Western Atlas International, Inc. | Method for deriving surface consistent reflectivity map from dual sensor seismic data |
| GB9906456D0 (en) * | 1999-03-22 | 1999-05-12 | Geco Prakla Uk Ltd | Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data |
| US7239577B2 (en) * | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
| US6691039B1 (en) * | 2002-08-30 | 2004-02-10 | John M. Robinson | Removal of noise from seismic data using improved radon transformations |
| US7359283B2 (en) * | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Pgs Americas, Inc. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
| US7835223B2 (en) * | 2006-12-21 | 2010-11-16 | Westerngeco L.L.C. | Removing noise from seismic data obtained from towed seismic sensors |
| US20080151689A1 (en) * | 2006-12-21 | 2008-06-26 | Nicolas Goujon | Removing vibration noise from seismic data obtained from towed seismic sensors |
| US9001618B2 (en) * | 2007-12-05 | 2015-04-07 | Pgs Geophysical As | Method of attenuating noise in marine seismic streamers utilizing varied sensor spacing and position-dependent band-pass filters |
| GB2458642A (en) * | 2008-03-25 | 2009-09-30 | Geco Technology Bv | Noise attenuation of seismic data |
| US20100172208A1 (en) * | 2009-01-07 | 2010-07-08 | Ashok Belani | System and technique for local in-sea processing of particle motion data |
| US20100211320A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Massimiliano Vassallo | Reconstructing a seismic wavefield |
-
2009
- 2009-08-27 US US12/583,861 patent/US9285493B2/en active Active
-
2010
- 2010-07-20 AU AU2010203087A patent/AU2010203087B2/en active Active
- 2010-08-04 EG EG2010081311A patent/EG25593A/xx active
- 2010-08-20 CA CA2713631A patent/CA2713631C/en active Active
- 2010-08-24 EA EA201001200A patent/EA018827B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-08-25 DK DK10174057.9T patent/DK2293116T3/da active
- 2010-08-25 EP EP10174057.9A patent/EP2293116B1/en active Active
- 2010-08-25 MX MX2010009369A patent/MX2010009369A/es active IP Right Grant
- 2010-08-26 BR BRPI1003021A patent/BRPI1003021B1/pt active IP Right Grant
- 2010-08-27 CN CN201010267429.9A patent/CN102004265B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003025624A2 (en) * | 2001-09-18 | 2003-03-27 | Services Petroliers Schlumberger | Determination of the height of the surface of a fluid column |
| RU28923U1 (ru) * | 2003-01-21 | 2003-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-исследовательский и проектный институт геофизических методов разведки океана" "НИПИокеангеофизика" | Многокомпонентное приемное устройство для сейсмической разведки на шельфе и в переходных зонах суша-море |
| WO2005096018A1 (en) * | 2004-03-17 | 2005-10-13 | Westerngeco Seismic Holdings Ltd. | Marine seismic survey method and system |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP2293116A3 (en) | 2012-06-20 |
| CN102004265B (zh) | 2016-08-17 |
| EP2293116B1 (en) | 2014-07-30 |
| MX2010009369A (es) | 2011-02-28 |
| BRPI1003021A2 (pt) | 2012-04-24 |
| US20110051551A1 (en) | 2011-03-03 |
| EG25593A (en) | 2012-03-14 |
| AU2010203087B2 (en) | 2015-11-26 |
| US9285493B2 (en) | 2016-03-15 |
| AU2010203087A1 (en) | 2011-03-17 |
| CA2713631C (en) | 2016-10-11 |
| BRPI1003021B1 (pt) | 2020-01-14 |
| DK2293116T3 (da) | 2014-09-08 |
| CN102004265A (zh) | 2011-04-06 |
| CA2713631A1 (en) | 2011-02-27 |
| EA201001200A1 (ru) | 2011-02-28 |
| EP2293116A2 (en) | 2011-03-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA018827B1 (ru) | Групповая структура датчиков для морской сейсмической косы с двумя типами датчиков и способ сейсморазведки | |
| EP1709464B1 (en) | Marine seismic acquisition system | |
| AU2008307383B2 (en) | Seismic streamer platform | |
| EP2092370B1 (en) | Non-acoustic noise estimation in a vector sensing streamer | |
| EP2407804B1 (en) | Removing vibration noise from multicomponent streamer measurements | |
| US20040073373A1 (en) | Inertial augmentation of seismic streamer positioning | |
| US20100172208A1 (en) | System and technique for local in-sea processing of particle motion data | |
| MX2012005137A (es) | Sistema y tecnica para aumentar la separacion de los sensores del movimiento de particulas en su cable sismico. | |
| MXPA06008525A (en) | Marine seismic acquisition system |
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 |