FR3123996A1 - Seismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method - Google Patents

Seismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method Download PDF

Info

Publication number
FR3123996A1
FR3123996A1 FR2106324A FR2106324A FR3123996A1 FR 3123996 A1 FR3123996 A1 FR 3123996A1 FR 2106324 A FR2106324 A FR 2106324A FR 2106324 A FR2106324 A FR 2106324A FR 3123996 A1 FR3123996 A1 FR 3123996A1
Authority
FR
France
Prior art keywords
seismic
compression
classes
measurement system
program
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.)
Pending
Application number
FR2106324A
Other languages
French (fr)
Inventor
Florent Guichard
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sercel SAS
Original Assignee
Sercel SAS
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sercel SAS filed Critical Sercel SAS
Priority to FR2106324A priority Critical patent/FR3123996A1/en
Publication of FR3123996A1 publication Critical patent/FR3123996A1/en
Pending legal-status Critical Current

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
    • G01V1/22—Transmitting seismic signals to recording or processing apparatus
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/40—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging
    • G01V1/44—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for well-logging using generators and receivers in the same well
    • G01V1/48—Processing data
    • H—ELECTRICITY
    • H03—ELECTRONIC CIRCUITRY
    • H03M—CODING; DECODING; CODE CONVERSION IN GENERAL
    • H03M7/00—Conversion of a code where information is represented by a given sequence or number of digits to a code where the same, similar or subset of information is represented by a different sequence or number of digits
    • H03M7/30—Compression; Expansion; Suppression of unnecessary data, e.g. redundancy reduction
    • H03M7/60—General implementation details not specific to a particular type of compression
    • H03M7/6064—Selection of Compressor
    • H03M7/607—Selection between different types of compressors
    • H—ELECTRICITY
    • H03—ELECTRONIC CIRCUITRY
    • H03M—CODING; DECODING; CODE CONVERSION IN GENERAL
    • H03M7/00—Conversion of a code where information is represented by a given sequence or number of digits to a code where the same, similar or subset of information is represented by a different sequence or number of digits
    • H03M7/30—Compression; Expansion; Suppression of unnecessary data, e.g. redundancy reduction
    • H03M7/70—Type of the data to be coded, other than image and sound
    • H—ELECTRICITY
    • H03—ELECTRONIC CIRCUITRY
    • H03M—CODING; DECODING; CODE CONVERSION IN GENERAL
    • H03M7/00—Conversion of a code where information is represented by a given sequence or number of digits to a code where the same, similar or subset of information is represented by a different sequence or number of digits
    • H03M7/30—Compression; Expansion; Suppression of unnecessary data, e.g. redundancy reduction
    • H03M7/3084—Compression; Expansion; Suppression of unnecessary data, e.g. redundancy reduction using adaptive string matching, e.g. the Lempel-Ziv method
    • H03M7/3086—Compression; Expansion; Suppression of unnecessary data, e.g. redundancy reduction using adaptive string matching, e.g. the Lempel-Ziv method employing a sliding window, e.g. LZ77
    • H—ELECTRICITY
    • H03—ELECTRONIC CIRCUITRY
    • H03M—CODING; DECODING; CODE CONVERSION IN GENERAL
    • H03M7/00—Conversion of a code where information is represented by a given sequence or number of digits to a code where the same, similar or subset of information is represented by a different sequence or number of digits
    • H03M7/30—Compression; Expansion; Suppression of unnecessary data, e.g. redundancy reduction
    • H03M7/40—Conversion to or from variable length codes, e.g. Shannon-Fano code, Huffman code, Morse code
    • H03M7/4031—Fixed length to variable length coding
    • H03M7/4037—Prefix coding

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Theoretical Computer Science (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

L'invention concerne un système de mesure (1) sismique comprenant un système de capteur sismique pour échantillonner un signal sismique, au moins un programme de compression, et un système de détermination et/ou d’estimation d’au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir. Ledit au moins un programme de compression comprend au moins un ensemble de plusieurs classes de codage. Un module de gestion définit au moins une partie desdites données de définition dudit au moins un ensemble de classes, et/ou sélectionne un ensemble de classes parmi plusieurs ensembles de classes dudit au moins un programme de compression. La définition et/ou sélection est effectuée en fonction de ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir. Ledit système de traitement est configuré pour coder dans des paquets les échantillons du signal sismique acquis, en exécutant ledit au moins un programme de compression avec l’ensemble de classes défini et/ou sélectionné. L'invention concerne également un procédé et un produit de programme d’ordinateur correspondant. Figure pour l’abrégé : Fig.1The invention relates to a seismic measurement system (1) comprising a seismic sensor system for sampling a seismic signal, at least one compression program, and a system for determining and/or estimating at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired. Said at least one compression program comprises at least one set of several coding classes. A management module defines at least part of said definition data of said at least one set of classes, and/or selects a set of classes from among several sets of classes of said at least one compression program. The definition and/or selection is performed as a function of said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired. Said processing system is configured to encode in packets the samples of the acquired seismic signal, by executing said at least one compression program with the set of classes defined and/or selected. The invention also relates to a method and a corresponding computer program product. Figure for abstract: Fig.1

Description

Système de mesure sismique comprenant au moins un programme de compression et procédé correspondantSeismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method

DOMAINE DE L’INVENTIONFIELD OF THE INVENTION

La présente invention concerne de manière générale le domaine de l’acquisition de données sismiques, encore appelé mesure sismique.The present invention generally relates to the field of seismic data acquisition, also called seismic measurement.

L'invention concerne en particulier le domaine de la prospection pétrolière ou gazière par méthode sismique, en milieu terrestre ou offshore, de la surveillance des réservoirs via les puits ou de la microsismique, mais peut s'appliquer à tout domaine mettant en œuvre un système d'acquisition de données sismiques, notamment pour des applications en géothermie.The invention relates in particular to the field of oil or gas prospecting by seismic method, on land or offshore, monitoring of reservoirs via wells or microseismic, but can be applied to any field implementing a system seismic data acquisition, in particular for geothermal applications.

ART ANTERIEURPRIOR ART

Dans le domaine de la prospection de ressources naturelles, et en particulier d’hydrocarbures, l'acquisition et le traitement de données sismiques peuvent être utilisés pour générer un profil, ou image, de la structure géophysique d’un sous-sol. Bien que ce profil ne fournisse pas une localisation précise de réservoirs de pétrole et de gaz, il suggère, aux personnes expérimentées dans ce domaine, la présence ou l'absence potentielle de tels réservoirs.In the field of prospecting for natural resources, and in particular for hydrocarbons, the acquisition and processing of seismic data can be used to generate a profile, or image, of the geophysical structure of a subsoil. Although this profile does not provide a precise location of oil and gas reservoirs, it does suggest, to those experienced in this field, the potential presence or absence of such reservoirs.

Les données sismiques sont obtenues par l'envoi d'ondes sismiques ou acoustiques d'interrogation générées artificiellement (vibration, choc impulsif, …) depuis la surface du terrain, en profondeur. Des capteurs sismiques, tels que des géophones, sont utilisés pour mesurer la propagation ainsi que les réflexions et réfractions par les différentes couches du sous-sol des ondes sismiques générées artificiellement.Seismic data is obtained by sending artificially generated seismic or acoustic interrogation waves (vibration, impulsive shock, etc.) from the ground surface, at depth. Seismic sensors, such as geophones, are used to measure the propagation as well as the reflections and refractions by the various layers of the subsoil of the seismic waves generated artificially.

Pour acquérir des données sismiques à l'intérieur de puits utilisés pour l'extraction de pétrole et de gaz, il est connu d’utiliser un système de mesure comprenant une chaine d’outils de puits qui est introduite dans le puits et maintenue à l’aide d’un système d’ancrage contre une paroi du puits.To acquire seismic data inside wells used for the extraction of oil and gas, it is known to use a measurement system comprising a chain of well tools which is introduced into the well and maintained at the using an anchoring system against a wall of the well.

La chaine d’outils de puits comprend des capteurs d’onde acoustiques, encore appelés capteurs sismiques, tels que, par exemple, des géophones.The well tool chain includes acoustic wave sensors, also called seismic sensors, such as, for example, geophones.

Usuellement chaque outil de puits d’une chaine d’outils de puits est relié à un autre outil de puits par un câble qui permet de communiquer les données sismiques à une unité de télémétrie elle-même raccordée à un système de collecte de données situé hors du puits.Usually, each well tool in a chain of well tools is connected to another well tool by a cable which makes it possible to communicate the seismic data to a telemetry unit itself connected to a data collection system located outside of Wells.

Chaque outil de puits comprend un système de capteur sismique et un système de traitement configuré pour traiter les données sismiques issues du système de capteur sismique et les transmettre à l’unité de télémétrie.Each well tool includes a seismic sensor system and a processing system configured to process seismic data from the seismic sensor system and transmit it to the telemetry unit.

La transmission des données sismiques par le câble peut nécessiter une bande passante importante alors que le débit de transmission de données permis par le câble reste limité. Pour réduire la consommation de bande passante, il est connu d’utiliser des programmes de compression de données. Cependant, selon les conditions d’acquisition sismique, la compression de données effectuée peut ne pas être suffisamment efficace et ainsi ne pas permettre de réduire suffisamment la consommation de bande passante par rapport à la capacité du câble, ce qui peut entrainer des problèmes de transmission de données.The transmission of seismic data by the cable can require a large bandwidth while the data transmission rate allowed by the cable remains limited. To reduce bandwidth consumption, it is known to use data compression programs. However, depending on the seismic acquisition conditions, the data compression performed may not be efficient enough and thus may not reduce the bandwidth consumption sufficiently in relation to the capacity of the cable, which may cause transmission problems. of data.

Il est ainsi souhaitable de pouvoir réduire encore la consommation de bande passante nécessaire à la transmission des données sismiques.It is thus desirable to be able to further reduce the bandwidth consumption necessary for the transmission of seismic data.

La présente invention a pour but de proposer un nouveau système de mesure sismique et un nouveau procédé correspondant, permettant de pallier tout ou partie des problèmes exposés ci-dessus.The aim of the present invention is to propose a new seismic measurement system and a new corresponding method, making it possible to overcome all or part of the problems set out above.

A cet effet, l’invention a pour objet un système de mesure sismique, tel qu’un outil de fond de puits ou une chaine d’outils de fond de puits, ledit système de mesure comprenant :
- un système de capteur sismique pour acquérir un signal sismique et échantillonner ledit signal sismique ;
- un système de traitement comprenant un processeur et une mémoire dans laquelle est mémorisé au moins un programme de compression qui est exécutable par ledit processeur, ledit au moins un programme de compression comprenant une méthode de compression permettant de compresser les échantillons du signal sismique,
caractérisé en ce que ledit système de mesure comprend un système de détermination et/ou d’estimation d’au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir ; et
ledit au moins un programme de compression comprend au moins un ensemble de plusieurs classes de codage, la ou chaque classe de codage étant définie par les données suivantes :
- un ensemble de valeurs correspondant à des valeurs que les échantillons du signal sismique sont susceptibles de présenter ;
- un nombre de bits de codage à utiliser pour coder un échantillon qui présente une valeur comprise dans ledit ensemble de valeurs ;et
- un identifiant à utiliser dans l’entête d’un paquet pour identifier la classe utilisée pour coder une valeur d’échantillon ;
le système de mesure sismique comprenant aussi un module de gestion configuré pour :
- définir au moins une partie desdites données de définition dudit au moins un ensemble de classes ; et/ou
- sélectionner un ensemble de classes parmi plusieurs ensembles de classes dudit au moins un programme de compression,
ladite définition et/ou ladite sélection étant effectuée en fonction de ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir,
et en ce que ledit système de traitement est configuré pour coder dans des paquets les échantillons du signal sismique acquis, en exécutant ledit au moins un programme de compression avec l’ensemble de classes défini et/ou sélectionné par le module de gestion.To this end, the subject of the invention is a seismic measurement system, such as a downhole tool or a chain of downhole tools, said measurement system comprising:
- a seismic sensor system for acquiring a seismic signal and sampling said seismic signal;
- a processing system comprising a processor and a memory in which is stored at least one compression program which is executable by said processor, said at least one compression program comprising a compression method making it possible to compress the samples of the seismic signal,
characterized in that said measurement system comprises a system for determining and/or estimating at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired; and
said at least one compression program comprises at least one set of several coding classes, the or each coding class being defined by the following data:
- a set of values corresponding to values that the samples of the seismic signal are likely to present;
- a number of coding bits to be used to code a sample which has a value included in said set of values; and
- an identifier to be used in the header of a packet to identify the class used to encode a sample value;
the seismic measurement system also comprising a management module configured for:
- defining at least part of said definition data of said at least one set of classes; and or
- selecting a set of classes from among several sets of classes of said at least one compression program,
said definition and/or said selection being made as a function of said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired,
and in that said processing system is configured to code in packets the samples of the seismic signal acquired, by executing said at least one compression program with the set of classes defined and/or selected by the management module.

Une telle conception du système de mesure selon l'invention permet de compresser les données sismiques de manière adaptée compte tenu d’une ou de caractéristiques relatives au signal sismique à acquérir, pour permettre de réduire la bande passante nécessaire à la transmission des données compressées.Such a design of the measurement system according to the invention makes it possible to compress the seismic data in an appropriate manner taking into account one or more characteristics relating to the seismic signal to be acquired, to make it possible to reduce the bandwidth necessary for the transmission of the compressed data.

Selon un aspect particulier, le système tient compte du bruit, qui peut résulter de caractéristique(s) du système de mesure et/ou de l’environnement de mesure, pouvant impacter le signal sismique à acquérir.According to a particular aspect, the system takes into account the noise, which can result from characteristic(s) of the measurement system and/or of the measurement environment, which can impact the seismic signal to be acquired.

En effet, le bruit, mesuré ou estimé, peut impacter le nombre de bits à utiliser par le ou les programmes de compression pour un codage efficace des données sismiques issues du système de capteur. La prise en compte de ce bruit permet de définir ou sélectionner les classes adaptées au codage des échantillons pour utiliser un nombre de bits de codage limité et éviter d’utiliser un nombre de bits trop important par rapport à celui nécessaire.Indeed, the noise, measured or estimated, can impact the number of bits to be used by the compression program(s) for efficient coding of the seismic data coming from the sensor system. Taking this noise into account makes it possible to define or select the classes adapted to the coding of the samples in order to use a limited number of coding bits and avoid using a number of bits that is too large compared to that necessary.

Par ailleurs, pour deux programmes de compression utilisant des méthodes de compression différentes, l’une des méthodes peut se révéler plus efficace que l’autre selon le bruit mesuré ou estimé.Moreover, for two compression programs using different compression methods, one of the methods may prove to be more efficient than the other depending on the measured or estimated noise.

Autrement dit, le fait de choisir le programme de compression et/ou un paramétrage du programme de compression, en tenant compte de caractéristique(s) relatives au signal sismique à acquérir, telle qu’une caractéristique du système de mesure et/ou de l’environnement susceptibles de générer du bruit et d’impacter ainsi le signal sismique, permet de compresser les données sismiques en limitant le poids des paquets de données générés, afin de réduire la bande passante nécessaire à leur transmission.In other words, the fact of choosing the compression program and/or a parameterization of the compression program, taking into account characteristic(s) relating to the seismic signal to be acquired, such as a characteristic of the measurement system and/or of the environment likely to generate noise and thus impact the seismic signal, makes it possible to compress the seismic data by limiting the weight of the data packets generated, in order to reduce the bandwidth necessary for their transmission.

Le système peut aussi comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes prises dans toute combinaison techniquement admissible.The system may also include one or more of the following features taken in any technically permissible combination.

Selon une caractéristique optionnelle, lorsque ledit au moins un programme de compression comprend plusieurs programmes de compression, le module de gestion est configuré pour sélectionner l’un desdits programmes de compression, en fonction de ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir, et ledit système de traitement est configuré pour coder dans des paquets les échantillons du signal sismique acquis, en exécutant ledit programme de compression sélectionné parmi plusieurs programmes de compression.According to an optional characteristic, when said at least one compression program comprises several compression programs, the management module is configured to select one of said compression programs, according to said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired, and said processing system is configured to encode the samples of the acquired seismic signal into packets, by executing said compression program selected from among several compression programs.

Selon une caractéristique optionnelle, pour au moins une, de préférence chaque classe, le module de gestion est configuré pour définir l’identifiant de classe à utiliser dans l’entête du paquet, en fonction de la fréquence d’apparition de ladite classe pour le codage de valeurs d’échantillons, par rapport à la fréquence d’apparition de la ou des autres classes de l’ensemble de classes lors du codage desdites valeurs d’échantillons.According to an optional characteristic, for at least one, preferably each class, the management module is configured to define the class identifier to be used in the header of the packet, according to the frequency of appearance of said class for the encoding of sample values, with respect to the frequency of occurrence of the other class(es) of the set of classes during the encoding of said sample values.

Selon une caractéristique optionnelle, ledit au moins programme de compression comprenant un programme de compression incluant un ensemble de classes à sélectionner parmi plusieurs ensembles de classes, ou ledit au moins un programme comprenant deux programmes de compression distincts incluant chacun un ensemble de classes ; le module de gestion est configuré pour :
- calculer, pour chaque ensemble de classes, le nombre de bits moyen utilisé pour coder des échantillons sismiques, simulés ou réels, relatifs aux signaux sismiques à acquérir,
- identifier l’ensemble de classes pour lequel le nombre de bits moyen utilisé est le plus petit, et
- sélectionner ledit ensemble de classes identifié pour que le programme de compression utilise cet ensemble de classes pour coder les échantillons du signal sismique à acquérir.According to an optional characteristic, said at least one compression program comprising a compression program including a set of classes to be selected from several sets of classes, or said at least one program comprising two distinct compression programs each including a set of classes; the management module is configured for:
- calculate, for each set of classes, the average number of bits used to code seismic samples, simulated or real, relating to the seismic signals to be acquired,
- identify the set of classes for which the mean number of bits used is the smallest, and
- selecting said identified set of classes so that the compression program uses this set of classes to encode the samples of the seismic signal to be acquired.

Selon une caractéristique optionnelle, le nombre de bits à utiliser pour coder un échantillon de signal sismique selon une classe donnée inclut le nombre de bits à utiliser pour coder la valeur de l’échantillon et de préférence le nombre de bits de l’identifiant de ladite classe à utiliser dans l’entête d’un paquet.According to an optional characteristic, the number of bits to be used to code a seismic signal sample according to a given class includes the number of bits to be used to code the value of the sample and preferably the number of bits of the identifier of said class to use in the header of a packet.

Selon une caractéristique optionnelle, pour le ou chaque ensemble de classes, le nombre de bits de codage d’une classe d’un ensemble de classes diffère d’au moins deux bits du nombre de bits de codage d’une autre classe de cet ensemble de classes.According to an optional characteristic, for the or each set of classes, the number of coding bits of a class of a set of classes differs by at least two bits from the number of coding bits of another class of this set of classes.

Selon une caractéristique optionnelle, le système de détermination et/ou d’estimation est configuré pour :
- déterminer ou estimer la valeur efficace dudit signal sismique à acquérir, et
- définir et/ou sélectionner l’ensemble de classes dudit au moins un programme de compression, en fonction de la valeur de la valeur efficace dudit signal sismique à acquérir.According to an optional characteristic, the determination and/or estimation system is configured for:
- determining or estimating the effective value of said seismic signal to be acquired, and
- defining and/or selecting the set of classes of said at least one compression program, depending on the value of the effective value of said seismic signal to be acquired.

Selon une caractéristique optionnelle, ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir comprend un paramètre de bruit.According to an optional characteristic, said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired comprises a noise parameter.

Selon une caractéristique optionnelle, ledit au moins un paramètre de bruit comprend au moins l’un des paramètres suivants :
-un paramètre de température du système de mesure sismique ;
- un paramètre relatif au système de capteur ; et
- un paramètre physique relatif à un puits, tel que la température et/ou la pression dans le puits, dans lequel le système de mesure est adapté à être introduit.According to an optional characteristic, said at least one noise parameter comprises at least one of the following parameters:
a temperature parameter of the seismic measurement system;
- a parameter relating to the sensor system; and
- a physical parameter relating to a well, such as the temperature and/or the pressure in the well, into which the measurement system is adapted to be introduced.

Selon une caractéristique optionnelle, ledit système de mesure comprenant plusieurs outils de fonds de puits présentant chacun un système de capteur et un système de traitement incluant au moins un programme de compression, le module de gestion est configuré pour définir et/ou sélectionner le même ensemble de classes dudit au moins un programme de compression et, le cas échéant, sélectionner le même programme de compression, pour coder dans des paquets les échantillons de chacun des outils de puits.According to an optional feature, said measurement system comprising several downhole tools each having a sensor system and a processing system including at least one compression program, the management module is configured to define and/or select the same set of classes of said at least one compression program and, if necessary, select the same compression program, to encode in packets the samples of each of the well tools.

Selon une caractéristique optionnelle, ledit système de mesure comprenant :
- au moins un, de préférence plusieurs, outils de fond de puits comprenant le système de capteur, et
- un dispositif de traitement, tel qu’un dispositif de télémétrie, distinct dudit au moins un outil de fond de puits, le dispositif de traitement incluant le système de traitement qui comprend ledit au moins un programme de compression,
ledit système de traitement est configuré pour :
- recevoir les échantillons des signaux sismiques acquis par le système de capteur du ou de chaque outils de fond de puits, et
- coder les échantillons dans des paquets en utilisant l’ensemble de classes dudit au moins un programme de compression défini et/ou sélectionné par le module de gestion et, le cas échéant, en utilisant le programme de compression sélectionné par le module de gestion.According to an optional feature, said measurement system comprising:
- at least one, preferably several, downhole tools comprising the sensor system, and
- a processing device, such as a telemetry device, distinct from said at least one downhole tool, the processing device including the processing system which comprises said at least one compression program,
said processing system is configured for:
- receiving the samples of the seismic signals acquired by the sensor system of the or each downhole tool, and
- coding the samples in packets using the set of classes of said at least one compression program defined and/or selected by the management module and, if necessary, using the compression program selected by the management module.

Selon une caractéristique optionnelle, ledit au moins un programme de compression comprend une méthode de compression de type algorithme de compression sans perte, tel qu’un codage de Huffman.According to an optional characteristic, said at least one compression program comprises a compression method of lossless compression algorithm type, such as Huffman coding.

Selon une caractéristique optionnelle, ledit au moins un programme de compression comprenant plusieurs programmes de compression, l’un des programmes de compression comprend une méthode de compression de type codage de Huffman et un autre programme de compression comprend une méthode de compression de type codage LZMA (Lempel-Ziv-Markov).According to an optional characteristic, said at least one compression program comprising several compression programs, one of the compression programs comprises a Huffman coding type compression method and another compression program comprises an LZMA coding type compression method (Lempel-Ziv-Markov).

Selon une caractéristique optionnelle, le module de gestion est configuré pour :
- sélectionner parmi plusieurs programmes de compression, un programme de compression de type compression sans perte, par exemple de type codage de Huffman, lorsque ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir, de préférence ledit au moins un paramètre de bruit, présente une valeur inférieure à une valeur seuil donnée, et
- sélectionner parmi plusieurs programmes de compression, un programme de compression de type compression avec perte, lorsque ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir, de préférence ledit au moins un paramètre de bruit, présente une valeur supérieure à une valeur seuil donnée.According to an optional feature, the management module is configured for:
- selecting from among several compression programs, a compression program of the lossless compression type, for example of the Huffman coding type, when said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired, preferably said at least one noise parameter, has a value below a given threshold value, and
- selecting from among several compression programs, a lossy compression type compression program, when said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired, preferably said at least one noise parameter, has a value greater than a given threshold value .

L'invention concerne également un procédé de mesure sismique à l’aide d’un système de mesure sismique qui comprend un système de capteur sismique pour acquérir un signal sismique et échantillonner ledit signal sismique, et une mémoire dans laquelle est mémorisé au moins un programme de compression qui est exécutable par un processeur du système de mesure sismique, ledit au moins un programme de compression comprenant une méthode de compression permettant de compresser les échantillons du signal sismique, ledit au moins un programme de compression comprenant au moins un ensemble de plusieurs classes de codage, la ou chaque classe de codage étant définie par les données suivantes :
- un ensemble de valeurs correspondant à des valeurs que les échantillons du signal sismique sont susceptibles de présenter ;
- un nombre de bits à utiliser pour coder dans un paquet une valeur d’échantillon dudit ensemble de valeurs ;et
- un identifiant à utiliser dans l’entête du paquet pour identifier la classe utilisée pour coder une valeur d’échantillon ;
le procédé comprenant les étapes suivantes :
- détermination et/ou estimation d’au moins une caractéristique relative à un signal sismique à acquérir ;
- définition d’au moins une partie desdites données de définition dudit au moins un ensemble de classes et/ou sélection d’un ensemble de classes parmi plusieurs ensembles de classes dudit au moins un programme de compression,
ladite définition et/ou ladite sélection étant effectuée en fonction de ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir,
- acquisition et échantillonnage du signal sismique, et
- exécution dudit au moins un programme de compression avec l’ensemble de classes défini et/ou sélectionné pour coder dans des paquets les échantillons du signal sismique acquis.The invention also relates to a seismic measurement method using a seismic measurement system which comprises a seismic sensor system for acquiring a seismic signal and sampling said seismic signal, and a memory in which is stored at least one program which is executable by a processor of the seismic measurement system, said at least one compression program comprising a compression method making it possible to compress the samples of the seismic signal, said at least one compression program comprising at least one set of several classes coding, the or each coding class being defined by the following data:
- a set of values corresponding to values that the samples of the seismic signal are likely to present;
- a number of bits to be used to encode in a packet a sample value of said set of values; and
- an identifier to be used in the packet header to identify the class used to encode a sample value;
the method comprising the following steps:
- determination and/or estimation of at least one characteristic relating to a seismic signal to be acquired;
- definition of at least part of said definition data of said at least one set of classes and/or selection of a set of classes from among several sets of classes of said at least one compression program,
said definition and/or said selection being made as a function of said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired,
- acquisition and sampling of the seismic signal, and
- execution of said at least one compression program with the set of classes defined and/or selected to encode in packets the samples of the acquired seismic signal.

L'invention concerne également un produit de programme d’ordinateur informatique non transitoire comprenant des instructions de code de programme pour l'exécution des étapes d’un procédé tel que proposé ci-dessus, lorsque ledit programme est exécuté par au moins un processeur d’un système de mesure sismique.The invention also relates to a non-transitory computer program product comprising program code instructions for the execution of the steps of a method as proposed above, when said program is executed by at least one computer processor. a seismic measurement system.

D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront encore de la description qui suit, laquelle est purement illustrative et non limitative et doit être lue en regard des dessins annexés, sur lesquels :Other characteristics and advantages of the invention will emerge from the description which follows, which is purely illustrative and not limiting and must be read in conjunction with the appended drawings, in which:

- la est une vue schématique d’un système de mesure sismique comprenant une chaine d’outils de puits introduits dans un puits, selon un mode de réalisation de l’invention ;- the is a schematic view of a seismic measurement system comprising a chain of well tools introduced into a well, according to one embodiment of the invention;

- la est une vue schématique d’un outil de puits d’un système de mesure sismique tel que celui de la , selon un mode de réalisation de l’invention ;- the is a schematic view of a well tool of a seismic measurement system such as that of the , according to one embodiment of the invention;

- la est une représentation schématique d’un système de traitement de données inclus dans un outil de puits ou dans un dispositif de télémétrie, par exemple celui de la , selon un mode de réalisation de l’invention ;- the is a schematic representation of a data processing system included in a well tool or in a telemetry device, for example that of the , according to one embodiment of the invention;

- la est une représentation schématique du système de traitement inclus dans un outil de puits ou dans un dispositif de télémétrie, par exemple celui de la , selon un autre mode de réalisation de l’invention ;- the is a schematic representation of the processing system included in a well tool or in a telemetry device, for example that of the , according to another embodiment of the invention;

- la est un tableau donnant un exemple d’ensemble de classes défini pour un programme C, noté ProgC, et pour un programme D, noté ProgD ;- the is a table giving an example of a set of classes defined for a C program, denoted ProgC, and for a D program, denoted ProgD;

- la est un tableau correspondant à un extrait d’un dictionnaire de codage permettant d’établir la correspondance entre des valeurs d’échantillon et leur codage binaire obtenu avec le programme C ou le programme D ;- the is a table corresponding to an extract from a coding dictionary making it possible to establish the correspondence between sample values and their binary coding obtained with the program C or the program D;

- la est un tableau donnant la longueur moyenne en nombre de bits d’un ensemble d’échantillons de signal sismique codés avec le programme C (ProgC) ou avec le programme D(ProgD), lorsque la valeur efficace du signal (signal RMS) est égale à 3 ;- the is a table giving the average length in number of bits of a set of seismic signal samples coded with program C (ProgC) or with program D (ProgD), when the effective value of the signal (RMS signal) is equal at 3;

- la est un tableau donnant la longueur moyenne en nombre de bits d’un ensemble d’échantillons de signal sismique codés avec le programme C (ProgC) ou avec le programme D (ProgD), lorsque la valeur efficace du signal (signal RMS) est égale à 6.- the is a table giving the average length in number of bits of a set of seismic signal samples coded with program C (ProgC) or with program D (ProgD), when the effective value of the signal (RMS signal) is equal at 6.

- la est un logigramme présentant des étapes d’un procédé de mesure sismique, selon un mode de réalisation de l’invention.- the is a flowchart presenting the steps of a seismic measurement method, according to one embodiment of the invention.

Claims (16)

1. Système de mesure (1) sismique, tel qu’un outil de fond de puits ou une chaine d’outils de fond de puits, ledit système de mesure (1) comprenant :
- un système (40) de capteur sismique pour acquérir un signal sismique et échantillonner ledit signal sismique ;
- un système (50) de traitement comprenant un processeur (51) et une mémoire (52) dans laquelle est mémorisé au moins un programme (PC1) de compression qui est exécutable par ledit processeur (51), ledit au moins un programme (PC1) de compression comprenant une méthode de compression permettant de compresser les échantillons du signal sismique,
caractérisé en ce que ledit système de mesure (1) comprend un système (30) de détermination et/ou d’estimation d’au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir ; et
ledit au moins un programme (PC1) de compression comprend au moins un ensemble de plusieurs classes de codage,
la ou chaque classe de codage étant définie par les données suivantes :
- un ensemble de valeurs correspondant à des valeurs que les échantillons du signal sismique sont susceptibles de présenter ;
- un nombre de bits de codage à utiliser pour coder un échantillon qui présente une valeur comprise dans ledit ensemble de valeurs ;et
- un identifiant à utiliser dans l’entête d’un paquet pour identifier la classe utilisée pour coder une valeur d’échantillon ;
le système de mesure (1) sismique comprenant aussi un module de gestion (53) configuré pour :
- définir au moins une partie desdites données de définition dudit au moins un ensemble de classes ; et/ou
- sélectionner un ensemble de classes parmi plusieurs ensembles de classes dudit au moins un programme de compression,
ladite définition et/ou ladite sélection étant effectuée en fonction de ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir,
et en ce que ledit système (50) de traitement est configuré pour coder dans des paquets les échantillons du signal sismique acquis, en exécutant ledit au moins un programme de compression avec l’ensemble de classes défini et/ou sélectionné par le module de gestion (53).1. Seismic measurement system (1), such as a downhole tool or a chain of downhole tools, said measurement system (1) comprising:
- a seismic sensor system (40) for acquiring a seismic signal and sampling said seismic signal;
- a processing system (50) comprising a processor (51) and a memory (52) in which is stored at least one compression program (PC1) which is executable by said processor (51), said at least one program (PC1 ) compression comprising a compression method making it possible to compress the samples of the seismic signal,
characterized in that said measurement system (1) comprises a system (30) for determining and/or estimating at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired; and
said at least one compression program (PC1) comprises at least one set of several coding classes,
the or each coding class being defined by the following data:
- a set of values corresponding to values that the samples of the seismic signal are likely to present;
- a number of coding bits to be used to code a sample which has a value included in said set of values; and
- an identifier to be used in the header of a packet to identify the class used to encode a sample value;
the seismic measurement system (1) also comprising a management module (53) configured to:
- defining at least part of said definition data of said at least one set of classes; and or
- selecting a set of classes from among several sets of classes of said at least one compression program,
said definition and/or said selection being made as a function of said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired,
and in that said processing system (50) is configured to code in packets the samples of the seismic signal acquired, by executing said at least one compression program with the set of classes defined and/or selected by the management module (53). 2. Système de mesure (1) sismique selon la revendication 1, caractérisé en ce que lorsque ledit au moins un programme de compression comprend plusieurs programmes de compression, le module de gestion (53) est configuré pour sélectionner l’un desdits programmes de compression, en fonction de ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir, et ledit système (50) de traitement est configuré pour coder dans des paquets les échantillons du signal sismique acquis, en exécutant ledit programme de compression sélectionné parmi plusieurs programmes de compression.2. Seismic measurement system (1) according to claim 1, characterized in that when said at least one compression program comprises several compression programs, the management module (53) is configured to select one of said compression programs , as a function of said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired, and said processing system (50) is configured to encode in packets the samples of the seismic signal acquired, by executing said compression program selected from among several compression programs . 3. Système de mesure (1) sismique selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que, pour au moins une, de préférence chaque classe, le module de gestion (53) est configuré pour définir l’identifiant de classe à utiliser dans l’entête du paquet, en fonction de la fréquence d’apparition de ladite classe pour le codage de valeurs d’échantillons, par rapport à la fréquence d’apparition de la ou des autres classes de l’ensemble de classes lors du codage desdites valeurs d’échantillons.3. seismic measurement system (1) according to claim 1 or 2, characterized in that, for at least one, preferably each class, the management module (53) is configured to define the class identifier to be used in the header of the packet, according to the frequency of appearance of said class for the coding of sample values, with respect to the frequency of appearance of the other class(es) of the set of classes during the coding of said sample values. 4. Système de mesure (1) sismique selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins programme de compression comprenant un programme de compression (PC1) incluant un ensemble de classes à sélectionner parmi plusieurs ensembles de classes, ou ledit au moins un programme comprenant deux programmes de compression distincts (PC2, PC3) incluant chacun un ensemble de classes ;
le module de gestion (53) est configuré pour :
- calculer, pour chaque ensemble de classes, le nombre de bits moyen utilisé pour coder des échantillons sismiques, simulés ou réels, relatifs aux signaux sismiques à acquérir,
- identifier l’ensemble de classes pour lequel le nombre de bits moyen utilisé est le plus petit, et
- sélectionner ledit ensemble de classes identifié pour que le programme de compression utilise cet ensemble de classes pour coder les échantillons du signal sismique à acquérir.4. seismic measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which said at least one compression program comprising a compression program (PC1) including a set of classes to be selected from among several sets of classes, or said at least at least one program comprising two distinct compression programs (PC2, PC3) each including a set of classes;
the management module (53) is configured for:
- calculate, for each set of classes, the average number of bits used to code seismic samples, simulated or real, relating to the seismic signals to be acquired,
- identify the set of classes for which the mean number of bits used is the smallest, and
- selecting said identified set of classes so that the compression program uses this set of classes to encode the samples of the seismic signal to be acquired. 5. Système de mesure (1) sismique selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le nombre de bits à utiliser pour coder un échantillon de signal sismique selon une classe donnée inclut le nombre de bits à utiliser pour coder la valeur de l’échantillon et de préférence le nombre de bits de l’identifiant de ladite classe à utiliser dans l’entête d’un paquet.5. Seismic measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which the number of bits to be used to code a seismic signal sample according to a given class includes the number of bits to be used to code the value of the sample and preferably the number of bits of the identifier of said class to be used in the header of a packet. 6. Système de mesure (1) sismique selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel, pour le ou chaque ensemble de classes, le nombre de bits de codage d’une classe d’un ensemble de classes diffère d’au moins deux bits du nombre de bits de codage d’une autre classe de cet ensemble de classes.6. Seismic measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which, for the or each set of classes, the number of coding bits of a class of a set of classes differs by at least two bits of the number of encoding bits of another class in this set of classes. 7. Système de mesure (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le système (30) de détermination et/ou d’estimation est configuré pour :
- déterminer ou estimer la valeur efficace dudit signal sismique à acquérir, et
- définir et/ou sélectionner l’ensemble de classes dudit au moins un programme de compression, en fonction de la valeur de la valeur efficace dudit signal sismique à acquérir.7. Measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which the system (30) for determining and/or estimating is configured for:
- determining or estimating the effective value of said seismic signal to be acquired, and
- defining and/or selecting the set of classes of said at least one compression program, depending on the value of the effective value of said seismic signal to be acquired. 8. Système de mesure (1) sismique selon l'une quelconque des revendications précédentes, caractérisé en ce que ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir comprend un paramètre de bruit.8. Seismic measurement system (1) according to any one of the preceding claims, characterized in that said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired comprises a noise parameter. 9. Système de mesure (1) selon la revendication 8, dans lequel ledit au moins un paramètre de bruit comprend au moins l’un des paramètres suivants :
- un paramètre de température du système de mesure sismique ;
- un paramètre relatif au système (40) de capteur ; et
- un paramètre physique relatif à un puits, tel que la température et/ou la pression dans le puits, dans lequel le système de mesure est adapté à être introduit.9. Measurement system (1) according to claim 8, wherein said at least one noise parameter comprises at least one of the following parameters:
- a temperature parameter of the seismic measurement system;
- a parameter relating to the sensor system (40); and
- a physical parameter relating to a well, such as the temperature and/or the pressure in the well, into which the measurement system is adapted to be introduced. 10. Système de mesure (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit système de mesure (1) comprenant plusieurs outils de fonds (101) de puits présentant chacun un système (40) de capteur et un système (50) de traitement incluant au moins un programme (PC1) de compression, le module de gestion (53) est configuré pour définir et/ou sélectionner le même ensemble de classes dudit au moins un programme de compression et, le cas échéant, sélectionner le même programme de compression, pour coder dans des paquets les échantillons de chacun des outils de puits.10. Measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which said measurement system (1) comprises several downhole tools (101) each having a sensor system (40) and a system (50 ) processing including at least one compression program (PC1), the management module (53) is configured to define and/or select the same set of classes of said at least one compression program and, if necessary, select the same compression program, to encode in packets the samples of each of the well tools. 11. Système de mesure (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit système de mesure (1) comprenant :
- au moins un, de préférence plusieurs, outils (101) de fond de puits comprenant le système (40) de capteur, et
- un dispositif de traitement, tel qu’un dispositif de télémétrie (1123), distinct dudit au moins un outil (101) de fond de puits, le dispositif de traitement incluant le système (50) de traitement qui comprend ledit au moins un programme de compression,
ledit système (50) de traitement est configuré pour :
- recevoir les échantillons des signaux sismiques acquis par le système de capteur (40) du ou de chaque outils (101) de fond de puits, et
- coder les échantillons dans des paquets en utilisant l’ensemble de classes (C1, C2, C3) dudit au moins un programme de compression défini et/ou sélectionné par le module de gestion (53) et, le cas échéant, en utilisant le programme de compression sélectionné par le module de gestion (53).11. Measurement system (1) according to any one of the preceding claims, wherein said measurement system (1) comprising:
- at least one, preferably several, downhole tools (101) comprising the sensor system (40), and
- a processing device, such as a telemetry device (1123), distinct from said at least one downhole tool (101), the processing device including the processing system (50) which comprises said at least one program compression,
said processing system (50) is configured to:
- receiving the samples of the seismic signals acquired by the sensor system (40) from the or each downhole tool (101), and
- encoding the samples in packets using the set of classes (C1, C2, C3) of said at least one compression program defined and/or selected by the management module (53) and, if necessary, using the compression program selected by the management module (53). 12. Système de mesure (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins un programme de compression comprend une méthode de compression de type algorithme de compression sans perte, tel qu’un codage de Huffman.12. Measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which said at least one compression program comprises a compression method of lossless compression algorithm type, such as Huffman coding. 13. Système de mesure (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins un programme de compression comprenant plusieurs programmes de compression, l’un des programmes de compression comprend une méthode de compression de type codage de Huffman et un autre programme de compression comprend une méthode de compression de type codage LZMA (Lempel-Ziv-Markov)13. Measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which the said at least one compression program comprising several compression programs, one of the compression programs comprises a compression method of the Huffman coding type and another compression program includes an LZMA (Lempel-Ziv-Markov) coding type compression method 14. Système de mesure (1) selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le module de gestion (53) est configuré pour :
- sélectionner parmi plusieurs programmes de compression (PC2, PC3), un programme de compression de type compression sans perte, par exemple de type codage de Huffman, lorsque ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir, de préférence ledit au moins un paramètre de bruit, présente une valeur inférieure à une valeur seuil donnée, et
- sélectionner parmi plusieurs programmes de compression (PC2, PC3), un programme de compression de type compression avec perte, lorsque ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir, de préférence ledit au moins un paramètre de bruit, présente une valeur supérieure à une valeur seuil donnée.14. Measurement system (1) according to any one of the preceding claims, in which the management module (53) is configured to:
- selecting from among several compression programs (PC2, PC3), a compression program of the lossless compression type, for example of the Huffman coding type, when said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired, preferably said at least one noise parameter, has a value lower than a given threshold value, and
- selecting from among several compression programs (PC2, PC3), a lossy compression type compression program, when said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired, preferably said at least one noise parameter, has a higher value at a given threshold value. 15. Procédé de mesure sismique à l’aide d’un système de mesure (1) sismique qui comprend un système (40) de capteur sismique pour acquérir un signal sismique et échantillonner ledit signal sismique, et une mémoire (52) dans laquelle est mémorisé au moins un programme (PC1) de compression qui est exécutable par un processeur (51) du système de mesure (1) sismique, ledit au moins un programme (PC1) de compression comprenant une méthode de compression permettant de compresser les échantillons du signal sismique,
ledit au moins un programme (PC1) de compression comprenant au moins un ensemble de plusieurs classes de codage, la ou chaque classe de codage étant définie par les données suivantes :
- un ensemble de valeurs correspondant à des valeurs que les échantillons du signal sismique sont susceptibles de présenter ;
- un nombre de bits à utiliser pour coder dans un paquet une valeur d’échantillon dudit ensemble de valeurs ;et
- un identifiant à utiliser dans l’entête du paquet pour identifier la classe utilisée pour coder une valeur d’échantillon ;
le procédé comprenant les étapes suivantes :
- détermination et/ou estimation d’au moins une caractéristique relative à un signal sismique à acquérir ;
- définition d’au moins une partie desdites données de définition dudit au moins un ensemble de classes et/ou sélection d’un ensemble de classes parmi plusieurs ensembles de classes dudit au moins un programme de compression,
ladite définition et/ou ladite sélection étant effectuée en fonction de ladite au moins une caractéristique relative au signal sismique à acquérir,
- acquisition et échantillonnage du signal sismique, et
- exécution dudit au moins un programme de compression avec l’ensemble de classes défini et/ou sélectionné pour coder dans des paquets les échantillons du signal sismique acquis.15. Seismic measurement method using a seismic measurement system (1) which comprises a seismic sensor system (40) for acquiring a seismic signal and sampling said seismic signal, and a memory (52) in which is stored at least one compression program (PC1) which is executable by a processor (51) of the seismic measurement system (1), said at least one compression program (PC1) comprising a compression method making it possible to compress the samples of the signal seismic,
said at least one compression program (PC1) comprising at least one set of several coding classes, the or each coding class being defined by the following data:
- a set of values corresponding to values that the samples of the seismic signal are likely to present;
- a number of bits to be used to encode in a packet a sample value of said set of values; and
- an identifier to be used in the packet header to identify the class used to encode a sample value;
the method comprising the following steps:
- determination and/or estimation of at least one characteristic relating to a seismic signal to be acquired;
- definition of at least part of said definition data of said at least one set of classes and/or selection of a set of classes from among several sets of classes of said at least one compression program,
said definition and/or said selection being made as a function of said at least one characteristic relating to the seismic signal to be acquired,
- acquisition and sampling of the seismic signal, and
- execution of said at least one compression program with the set of classes defined and/or selected to encode in packets the samples of the acquired seismic signal. 16. Produit de programme informatique non transitoire comprenant des instructions de code de programme pour l'exécution des étapes d’un procédé conforme à la revendication 15, lorsque ledit programme est exécuté par au moins un processeur (51) d’un système de mesure sismique.16. Non-transitory computer program product comprising program code instructions for the execution of the steps of a method according to claim 15, when said program is executed by at least one processor (51) of a measurement system seismic.
FR2106324A 2021-06-15 2021-06-15 Seismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method Pending FR3123996A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR2106324A FR3123996A1 (en) 2021-06-15 2021-06-15 Seismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR2106324A FR3123996A1 (en) 2021-06-15 2021-06-15 Seismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method
FR2106324 2021-06-15

Publications (1)

Publication Number Publication Date
FR3123996A1 true FR3123996A1 (en) 2022-12-16

Family

ID=77519251

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
FR2106324A Pending FR3123996A1 (en) 2021-06-15 2021-06-15 Seismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method

Country Status (1)

Country Link
FR (1) FR3123996A1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2857317A1 (en) * 2004-04-02 2005-10-13 Schlumberger Canada Limited Data compression methods and systems
US20120001776A1 (en) * 2010-06-30 2012-01-05 Bo Yu Systems and methods for compressing data and controlling data compression in borehole communication
US9677395B2 (en) 2014-06-18 2017-06-13 Sercel, Sa Device and method for fast deployment of downhole tool
US9954550B1 (en) * 2016-06-22 2018-04-24 EMC IP Holding Company LLC Content-aware compression of data using window-based selection from multiple prediction functions
US10122379B1 (en) * 2016-03-23 2018-11-06 EMC IP Holding Company LLC Content-aware compression of data with reduced number of class codes to be encoded
US20190112915A1 (en) * 2017-10-13 2019-04-18 Mark M. Disko Method and System for Performing Hydrocarbon Operations with Mixed Communication Networks
CN107135004B (en) * 2017-04-20 2020-04-03 中国科学技术大学 Self-adaptive real-time lossless compression method for seismic data stream

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2857317A1 (en) * 2004-04-02 2005-10-13 Schlumberger Canada Limited Data compression methods and systems
US20120001776A1 (en) * 2010-06-30 2012-01-05 Bo Yu Systems and methods for compressing data and controlling data compression in borehole communication
US9677395B2 (en) 2014-06-18 2017-06-13 Sercel, Sa Device and method for fast deployment of downhole tool
US10122379B1 (en) * 2016-03-23 2018-11-06 EMC IP Holding Company LLC Content-aware compression of data with reduced number of class codes to be encoded
US9954550B1 (en) * 2016-06-22 2018-04-24 EMC IP Holding Company LLC Content-aware compression of data using window-based selection from multiple prediction functions
CN107135004B (en) * 2017-04-20 2020-04-03 中国科学技术大学 Self-adaptive real-time lossless compression method for seismic data stream
US20190112915A1 (en) * 2017-10-13 2019-04-18 Mark M. Disko Method and System for Performing Hydrocarbon Operations with Mixed Communication Networks

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US11808143B2 (en) Methods and apparatus to measure formation features
US8923093B2 (en) Determining the quality of a seismic inversion
EP3164742B1 (en) Noise removal for distributed acoustic sensing data
FR2831961A1 (en) METHOD FOR PROCESSING SEISMIC DATA FROM WELLS IN ABSOLUTE PRESERVED AMPLITUDE
US9234977B2 (en) Processing collected survey data
FR2815124A1 (en) METHOD FOR DETERMINING THE HYDROCARBON SATURATION OF A FORMATION
EP2253970A1 (en) Method for imaging a target area of the subsoil using walkaway data
FR2792731A1 (en) ELECTROMAGNETIC INDUCTION WELL DIAGRAPHY AND MEANS FOR IMPLEMENTING THE SAME
CA2810697A1 (en) Method for estimating elastic parameters by inverting 4d seismic measurements
CN111722282A (en) Method for predicting natural gas hydrate reservoir top hydrate saturation by AVO
AU2009221060B2 (en) Method of marine time-lapse seismic surveying
FR3061237A1 (en) ESTIMATE OF THE SLAVE OF QUASI-STATIC STONELEY
WO2012010790A2 (en) Method for estimating elastic parameters through inversion of 4d seismic measures
US20090168601A1 (en) Spectral conditioning for surface seismic data
WO2018137747A1 (en) Method for estimating total organic carbon (cot) using acoustic velocities and total porosity (φt) in a bedrock
EP0341109A1 (en) Method for evaluating the organic material content of sediments from data acquired by borehole logging probes
EP2657728A1 (en) Method for constructing a log of a quantitative property in accordance with measurements on samples and logging measurements
WO2016110298A1 (en) Method for estimating the volume of clay (v clay) on the basis of the formation density, of the porosity and of the acoustic velocities in clay-sandstone reservoirs
FR3123996A1 (en) Seismic measurement system comprising at least one compression program and corresponding method
CN114488293A (en) High-resolution inversion method based on sensitive logging curve
CA2718121C (en) Method for interpreting repetitive seismic recordings utilizing the seismic frequency band in the evaluation of pore pressure
EP2128653A2 (en) Method for locating the spatial origin of a seismic event occurring within an underground formation
FR3076626A1 (en) PREDICTION OF EARLY TIME SEISMIC ROCH PROPERTIES BASED ON 4D SEISMIC ANALYSIS
CN112241025B (en) Well-seismic joint formation pressure determination method and system
CN113916193A (en) Method for calculating hydrogeological parameters of aquifer by inversion

Legal Events

Date Code Title Description
PLFP Fee payment

Year of fee payment: 2

PLSC Publication of the preliminary search report

Effective date: 20221216

PLFP Fee payment

Year of fee payment: 3