ITMI20010751A1 - Procedimento per l'interpretazione crono-stratigrafica di una sezionetrasversale sismica o blocco - Google Patents

Procedimento per l'interpretazione crono-stratigrafica di una sezionetrasversale sismica o blocco Download PDF

Info

Publication number
ITMI20010751A1
ITMI20010751A1 IT2001MI000751A ITMI20010751A ITMI20010751A1 IT MI20010751 A1 ITMI20010751 A1 IT MI20010751A1 IT 2001MI000751 A IT2001MI000751 A IT 2001MI000751A IT MI20010751 A ITMI20010751 A IT MI20010751A IT MI20010751 A1 ITMI20010751 A1 IT MI20010751A1
Authority
IT
Italy
Prior art keywords
pixel
pixels
column
image
block
Prior art date
Application number
IT2001MI000751A
Other languages
English (en)
Inventor
Naamen Keskes
Sebastien Guillon
Marc Donias
Pierre Baylou
Fabien Pauget
Original Assignee
Elf Exploration Prod
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 Elf Exploration Prod filed Critical Elf Exploration Prod
Publication of ITMI20010751A0 publication Critical patent/ITMI20010751A0/it
Publication of ITMI20010751A1 publication Critical patent/ITMI20010751A1/it

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
    • G01V1/30Analysis

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Image Processing (AREA)
  • Image Analysis (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Crystals, And After-Treatments Of Crystals (AREA)
  • Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
  • Sewage (AREA)

Description

DESCRIZIONE
La presente invenzione riguarda un procedimento per l'interpretazione crono-stratigrafuica di una sezione trasversale sismica o blocco, vale a dire una registrazione geologica di una sezione trasversale sismica o blocco.
La presente invenzione è relativa alla esplorazione petrolifera e consente di passare dal dominio geofisico a quello geologico.
Il procedimento secondo l'invenzione è applicabile a sezioni trasversali sismiche o blocchi sismici. Una sezione trasversale sismica è formata mediante la giustapposizione in un piano di segnali unidimensionali campionati, chiamati "tracce sismiche". Analogamente, un blocco sismico è formato mediante la giustapposizione di tracce sismiche in un volume. L'espressione "sezione sismica" si riferisce o ad una sezione trasversale sismica oppure ad una fetta di un blocco sismico. Una sezione sismica fornisce una vista della giustapposizione delle tracce sismiche contenute nel piano di sezione. Queste viste sono immagini sismiche, che saranno chiamate "sezioni di immagini sismiche", durante l'implementazione del procedimento. In una immagine sismica, l'intensità luminosa di un pixel è proporzionale alla ampiezza sismica rappresentata dai segnali unidimensionali.
L'interpretazione crono-stratigrafica di sezioni trasversali sismiche o blocchi sismici comporta la sintesi di orizzonti sismici nella sezione trasversale o nel blocco. Vari procedimenti sono stati concepiti per attuare sintesi di orizzonti. I loro risultati sono migliori o peggiori in dipendenza, in realtà, dall'ambiente geologico la cui immagine è fornita dalla sezione sismica. Così, in regioni in cui gli strati geologici sono di tipo dominante monoclino, la sintesi di orizzonti mediante misurazione di somiglianza tra tracce contigue fornisce buoni risultati. D'altro canto, in zone in cui la geologia è più disturbata, è preferibile calcolare dapprima i vettori gradiente della intensità luminosa tra pixel contigui e quindi implementare una sintesi di orizzonti mediante integrazione del campo di orientamento dei vettori gradiente calcolati.
La tesi alla University of Bordeaux I e dal titolo "Caractérisation de champs d'orientation par analyse en composantes principales et estimation de la courbure. Application aux images sismiques", o [Caratterizzazione di campi di orientamento mediante analisi di componenti principali e valutazione di curvatura. Applicazione a immagini sismiche], descrive dettagliatamente i summenzionati schemi per attuare sintesi di orizzonti.
La sintesi di orizzonti applicata a ciascun pixel della sezione dell'immagine sismica crea un numero di orizzonti corrispondente a quello dei pixel nell'immagine. Gli orizzonti sismici, a guisa di marcatori della geologia locale, non possono intersecarsi. D'altro canto, essi possono convergere, fondersi localmente e miscelarsi in uno solo, o anche divergere. La fusione di orizzonti porta al concetto di accumulazione di sintesi.
Per attuare una accumulazione delle sintesi degli orizzonti, viene definita una matrice che è identica per dimensioni all'immagine sismica.
Ciascun elemento della matrice è associato con un pixel dell'immagine e ha inizialmente assegnato un valore zero. Per ciascun pixel dell'immagine, viene calcolata una curva di continuità che corrisponde alla sintesi dell'orizzonte passante attraverso detto pixel. Tutte le curve di continuità sono trasversali rispetto alla dimensione verticale dell'immagine. Nel calcolare le curve di continuità, un elemento della matrice viene incrementato di una unità ogni guai volta il pixel con cui esso è associato nell 'immagine viene intersecato da una curva di continuità.
Il calcolo di una cura di una curva di continuità trasversale alla dimensione verticale della sezione d'immagine in corrispondenza di un dato pixel consiste nel calcolare i gradienti di intensità luminosa per tutti i pixel inclusi in una vicinanza del pixel scelto, quindi nel calcolare un gradiente locale dalle misurazioni dei gradienti ottenute attraverso la vicinanza e nell'assegnare il gradiente locale al pixel scelta. La curva di continuità viene quindi sviluppata procedendo trasversalmente da pixel a pixel partendo dal pixel scelto sino alle frontiere laterali verticali dell'immagine, nelle due direzioni indicate dal gradiente locale e suo inverso additivo, ripetendo iterativamente le precedenti due fasi.
Quando tutti i pixel della sezione dell’immagine sismica sono stati scanditi, la matrice attuante le accumulazione di sintesi è rappresentata sotto forma di una nuova immagine e in cui ciascun pixel possiede un'intensità luminosa proporzionale al numero aggregato nell'elemento corrispondente della matrice, il quale numero è almeno uguale a uno. Le frontiere osservate su questa immagine forniscono una buona idea della organizzazione degli strati geologici nel sottosuolo.
Il procedimento secondo l'invenzione sfrutta l'immagine ottenuta mediante accumulazione di sintesi per determinare le deposizioni geologiche come esse sono state depositate e non come esse sono attualmente osservate sotto forma di strati. Per far ciò, il procedimento definisce una trasformazione della scala verticale della sezione sismica misurata in tempi sismici in una scala verticale geologica misurata in tempi geologici. Il procedimento rende cosi possibile definire le velocità di sedimentazione che governavano le deposizione degli strati geologici. In particolare, esso evidenzia gli iati geologici, vale a dire erosioni e discontinuità o vuoti.
L'oggetto dell'invenzione consiste in un procedimento per l'interpretazione crono-stratigrafica di una sezione S di immagine sismica, comprendente una dimensione o larghezza orizzontale ed una dimensione o altezza verticale a direzione del sottosuolo e costituita da colonne di pixel, che consiste nel:
- definire una matrice M identica per dimensioni alla sezione d'immagine S e costituita da elementi ciascuno dei quali è associato con un pixel della sezione d’immagine S e ha inizialmente assegnato un valore zero,
- per ciascun pixel i della sezione d'immagine S, calcolare una curva di continuità Ci passante attraverso detto pixel e trasversale alla dimensione verticale della sezione d'immagine S,
- incrementare un elemento della matrice M di una unità ogni qual volta il pixel con cui essa è associata nella sezione d'immagine S è intersecato da una curva Ci,
- detto procedimento essendo caratterizzato dal fatto che esso consiste inoltre nel:
- costruire, per ciascuna colonna c della motrice M, un istogramma Hc costituito da una pluralità di classi uguale al numero di elementi di detta colonna c, ciascuna classe corrispondendo a uno degli elementi della colonna c e contenendo un numero di campioni che è uguale al valore aggregato nell'elemento relativo della matrice M, il quale valore è uguale al numero di curve passanti attraverso il pixel associato con detto elemento, il numero totale di campioni distribuiti nell'istograitama costruiti per ciascuna colonna essendo uguale al numero totale di pixel nella sezione immagine S,
- equalizzare ciascun istogramma HC in modo da produrre un istogramma equalizzato Hc',
- definire una sezione di immagine vuota S', la cui larghezza in pixel è identica alla larghezza in pixel della sezione di immagine S e la cui altezza in pixel è uguale al numero di classi degli istogrammi He', - assegnare la distribuzione definita dall'istogramma equalizzato Hc' a ciascuna colonna c' della sezione d'immagine S' mediante assegnazione a ciascun pixel della colonna C della cardinalità del contenuto della classe associata di Hc',
- delimitare nella sezione d'immagine S' i gruppi di pixel contigui contenenti campioni e contrassegnare ciascuno di detti gruppi,
- assegnare a ciascun pixel della sezione di immagine S l'etichetta fornita al gruppo di pixel a cui essa è stata assegnata nella sezione d'immagine S' e visualizzare la sezione d'immagine etichettata S.
Secondo un'altra caratteristica, il calcolo della curva di continuità Ci trasversale alla dimensione verticale della sezione d'immagine S in corrispondenza di un dato pixel i consiste nel:
- calcolare i gradienti di intensità luminosa per tutti i pixel inclusi in una vicinanza Vi del pixel i,
- calcolare un gradiente locale Gi dalle misurazioni dei gradienti ottenute attraverso la vicinanza Vi e assegnare il gradiente Gi al pixel
- procedere trasversalmente da pixel a pixel iniziando dal pixel i sino alle frontiere laterali verticali della sezione d'immagine S nelle due direzioni indicate dal gradiente Gi e dal suo inverso additivo -Gi, ripetendo iterativamente le precedenti due fasi.
La presente invenzione può pur essere applicata a blocchi d'immagini sismiche tridimensionali. L'oggetto della presente invenzione consiste pure in un procedimento per l'interpretazione crono-stratigrafica di un blocco B di immagini sismiche comprendente due dimensioni orizzontali, cioè larghezza e profondità ed una dimensione verticale o altezza nella direzione del sottosuolo e costituita da colonne di pixel, ciascuna consistente nel:
- definire un blocco N identico per dimensione al blocco d'immagine B e costituito da elementi ciascuno dei quali è associato con un pixel del blocco d'immagine B e ha inizialmente assegnato un valore zero,
- per ciascun pixel i del blocco di immagine B, calcolare una superficie di continuità Si passante attraverso detto pixel e trasversale alla dimensione verticale del blocco d'immagine B,
- incrementare un elemento del blocco N di un'unità ogni quali volta il pixel con esso è associato nel blocco di immagine B è intersecato da una superficie Si,
detto procedimento essendo caratterizzato dal fatto che esso consiste inoltre nel:
- costruire per ciascuna colonna c del blocco N, un istogramma He costituito da un numero di classi che è uguale al numero di elementi di detta colonna c, ciascuna classe corrispondendo a uno degli elementi della colonna c e contenendo un numero di campioni che è uguale al valore aggregato nell’elemento pertinente del blocco N, il quale valore è uguale al numero di superfici passanti attraverso il pixel associato con detto elemento, il numero totale di campioni distribuiti nell'istogramma costruito per ciascuna colonna e essendo uguale al numero totale di pixel nel blocco di immagine B,
- equalizzare ciascun istogramma He in modo da produrre un istogramma equalizzato Hc',
- definire un blocco d'immagine vuoto B' la cui larghezza in pixel e la cui profondità in pixel sono identiche alla larghezza in pixel e la profondità in pixel del blocco d'immagine B, e la cui altezza in pixel è uguale al numero di classi degli istogrammi Hc',
- assegnare la distribuzione definita dall'istogramma equalizzato Hc’ a ciascuna colonna c' del blocco d'immagine B' assegnando a ciascun elemento della colonna c' il contenuto della classe associata di He',
- delimitare nel blocco di immagine Β' i gruppi di pixel contigui contenenti campioni ed etichettare ciascuno di detti gruppi,
- assegnare a ciascun pixel del blocco di immagine B l'etichetta forX. nita al gruppo di pixel a cui essa è stata assegnata nel blocco d'imagine B' e visualizzare il blocco d'immagine B etichettato.
Secondo un'altra caratteristica, il calcolo della superficie di continuità Si trasversale alla dimensione verticale del blocco d'immagine B in corrispondenza di un dato pixel i consiste nel:
- calcolare i gradienti di intensità luminosa per tutti i pixel inclusi in una vicinanza di ciascun pixel i di una colonna di pixel Ki,
- per ciascun pixel i della colonna Ki, eseguire un'analisi di componenti principali sui gradienti calcolati nelle vicinanze Vi del pixel i in modo da determinare una coppia di vettori direzionali diretti lungo il piano tangente alla superficie Si in corrispondenza del pixel i della colonna Ki,
- procedere concentricamente da colonna a colonna partendo dalla colonna Ki sino alle frontiere laterali verticali del blocco d'immagine B, ripetendo iterativamente le precedenti due fasi.
Nei disegni:
le figura la e 1b rappresentano, su scale differenti, la medesima sezione d'immagine sismica prima di applicare il procedimento secondo l'invenzione.
La figura 2a rappresenta una curva di continuità associata con un pixel della sezione d'immagine sismica e la figura 2b rappresenta una vista di tutte le curve di continuità.
La figura 3a rappresenta un istogramma associato con una verticale di figura 2b e la figura 3b illustra il medesimo istogramma equalizzato.
La figura 4 rappresenta una sezione d'immagine coalizzata, sezione d'immagine crono-stratigrafica.
La figura 5a rappresenta una sezione d'immagine equalizzata binarizzata e la figura 5b mostra la medesima sezione d'immagine etichettata.
La figura 6 rappresenta una sezione d'immagine sismica etichettata dopo applicazione del procedimento secondo l'invenzione.
Il procedimento secondo l'invenzione è un procedimento di interpretazione crono-stratigrafica automatica di una sezione d'immagine sismica. Con riferimento alle figure, sarà qui di seguito descritto un modo per implementare tale procedimento.
La figura la rappresenta una sezione d'immagine sismica S. La sezione d'immagine S è chiamata sismica poiché essa rappresenta una immagine o rappresentazione del sottosuolo ottenuta da una prospezione di esplorazione sismica. La sezione d'immagine S comprende due dimensioni; essa è definita da un'estensione orizzontale lungo un asse orizzontale e da un'estensione verticale lungo un asse verticale nella direzione del sottosuolo. La sezione d'immagine S è costituita da pixel distribuiti regolarmente in conformità con un passo orizzontale sull'asse orizzontale ed un passo verticale sull'asse verticale. La sezione d'immagine S contiene in particolare un numero di colonne di pixel che è uguale al quoziente tra l'estensione orizzontale e il passo orizzontale è un numero di pixel per colonna che è uguale al quoziente tra l'estensione verticale e il passo verticale. In particolare, la linea nera verticale 10 di figura la rappresenta una colonna di pixel che costituisce la base per le figure successive relative alla descrizione del procedimento.
Per implementare il procedimento secondo l'invenzione, è definita una matrice M che è identica per dimensione alla sezione d'immagine S. Il numero di righe della matrice M à uguale al numero di pixel in una colonna della sezione d'immagine S e il numero di colonne della matrice M che è uguale al numero di colonne della sezione d'immagine S, è uguale al numero di pixel in una linea di questa sezione d'immagine. La matrice M è cosi costituita da un numero di elementi uguale a quello di pixel nella sezione d'immagine S e ciascun elemento è associato con un pixel della sezione d'immagine S. Tutti gli elementi della matrice M sono numeri interi aventi inizialmente un valore zero.
Per ciascun pixel i della sezione d'immagine S, viene calcolata una curva di continuità Ci passante attraverso detto pixel e trasversale alla dimensione verticale della sezione d'immagine S. Il calcolo di questa curva Ci comporta il calcolare un gradiente locale Gi dell'intensità luminosa in corrispondenza del pixel i.
L'intensità luminosa associata con un pixel è definita come la rappresentazione in una tavolozza, ad esempio una tavolozza di livelli di grigio, di un'attributo sismico, ad esempio l'ampiezza del segnale sismico; nelle condizioni assunte nell'esempio, un'alta ampiezza sarebbe manifestata da un pixel luminoso mentre un'ampiezza bassa sarebbe manifestata da un pixel scuro. E' quindi possibile calcolare un gradiente della intensità luminosa Gi tra un pixel i e i suoi vicini, il quale gradiente Gi è in realtà il gradiente dell'attributo sismico pertinente. Il gradiente Gi è assegnato al pixel i. Il gradiente Gi comprende un componente orizzontale ed un componente verticale ed è determinato in particolare mediante un'analisi di componenti principali applicata a tutti i gradienti calcolati attraverso tutti i pixel inclusi in una vicinanza Vi del pixel i. La vicinanza o dintorno Vi è definita/o da una finestra centrata sul pixel i, preferibilmente una finestra di dimensione uguale a 7 per 7 pixel. La direzione principale di allungamento del gruppo di misurazione di gradienti nel dintorno Vi, fornita dalla direzione del primo asse d'inerzia, rende possibile determinare una direzione locale del gradiente Gi, quale direzione assegnata al pixel i.
La figura 2a mostra una curva di continuità Ci associata con un pixel i. La curva Ci è chiamata curva di continuità poiché essa si estende entro 1 'immagine dal pixel i verso pixel manifestanti caratteristiche simili a quelle del pixel i. La curva Ci è sviluppata trasversalmente alla dimensione verticale della sezione d'immagine S, che è rappresentata in figura lb sulla medesima scala di quella di figura 2a e su cui può essere distinto l'orizzonte sintetizzato dalla curva Ci. La curva Ci è ottenuta procedendo da pixel a pixel nelle direzioni successive determinate dai successivi gradienti Gi calcolati in modo continuo e i loro inversi adattativi -Gi. Come conseguenza, il valore della derivata della curva di continuità Ci in corrispondenza di ciascuno dei punti dei pixel di cui essa è costituita è il valore dei gradienti locali calcolato in corrispondenza dei medesimi pixel.
Ogni qual volta una curva di continuità Ci passa attraverso un pixel i, l'elemento corrispondente al pixel i della matrice M è incrementato di un'unità. Gli elementi della matrice M sono come se essi fossero contatori associati con un pixel della sezione d'immagine S.
La figura 2b mostra una vista di tutte le curve di continuità trasversali. Tanto più annerito appare il grafico delle curve trasversali, tanto maggiore è il numero di curve trasversali sovrapposte. Più specificatamente, se la sezione d'immagine S rappresenta, ad esempio, il valore dell'ampiezza del segnale sismico, la curva Ci, iniziata in corrispondenza del pixel i, ricercherà una continuità d'ampiezza attraverso la sezione d'immagine S sulla base di una somiglianza con l’ampiezza osservata in corrispondenza del pixel i. Se il valore della ampiezza in corrispondenza del pixel i è estremamente alto, allora una curva sviluppata dal pixel i nell'immagine avrà tendenza a seguire un marcatore geologico.
Una volta che tutte le curve di continuità siano state calcolate, gli elementi della matrice M conterranno i risultati dei conteggi dell curve di continuità passanti attraverso ciascun pixel della sezione d'immagine S conformemente alla stretta corrispondenza elemento-pixel. E' precisamente il contenuto della matrice M che è visualizzato in figura 2b.
Per ciascuna colonna della matrice M, la quale colonna corrisponde ad una colonna di pixel prelevati dalla immagine rappresentata in figura 2b, è costruito un istogramma He, come quello rappresentato in figura 3a e che è associato con la colonna c indicata dalla linea nera verticale di figura 2b. Questo istogramma è costituito da un numero di classi che è uguale al numero di pixel in detta colonna c. Ciascuna classe dell'istogramma è associata con un elemento nella colonna della matrice M, il quale elemento corrisponde ad un pixel nella corrispondente colonna di pixel della sezione d'immagine S; tanto maggiore è il numero di curve di continuità passante attraverso questo pixel, tanto più piena sarà la corrispondente classe di Hc. Perciò l'istogramma Hc di figura 1 presenta la distribuzione delle curve di continuità attraverso la verticale 10 tracciata sulla sezione d'immagine S, la quale distribuzione è memorizzata precisamente nella colonna corrispondente della matrice M associata con la sezione d'immagine S.
Il numero di campioni contenuti nelle classi dei vari istogrammi, associati con le varie colonne, varia tra un minimo ed un massimo, entrambi essendo numeri interi positivi. Il minimo è uno poiché vi è sempre almeno una curva di continuità passante attraverso ciascun pixel. Il massimo è variabile ma è delimitato dal numero totale di curve di continuità, che non è altro che il numero totale di pixel della sezione d'immagine S.
Un algoritmo di equalizzazione viene quindi applicato a ciascun istogramma He per produrre un corrispondente istogramma equalizzato Hc'. Per far ciò, sarà ad esempio possibile impiegare gli algoritmi descritti nell'opera di R. Gonzalez e R. Woods dal titolo "Digital Image Processing”, e pubblicata nel 1992 da Addison-Wesley, o anche nell'opera di J-P Coquerez e S. Philipp dal titolo "Analyse d'imagess filtrage et segmentation" [Analisi d'immagine: filtrazione e segmentazione] pubblicata nel 1995 da Masson. L'applicazione dell'algoritmo di equalizzazione degli istogrammi all'istogramma di figura 3a ridistribuisce la popolazione classificata conformemente ad una nuova distribuzione rappresentata dall'istogramma Hc' di figura 3b. L'algoritmo di equalizzazione degli istogrammi, il cui scopo primario è quello di aumentare il contrasto di un'immagine, ha qui il compito di distribuire la popolazione classificata suddividendola in un numero maggiore di classi e in una maniera più ugualmente distribuita. Il numero di classi dell'istogramma equalizzato Hc' è uguale al numero di classi dell'istogramma He moltiplicato per un fattore di espansione che dipende dalla risoluzione desiderata.
Nella implementazione del procedimento secondo l'invenzione, è definita una nuova sezione d'immagine S' la cui larghezza in pixel è identica a quella della sezione d'immagine S e la cui altezza in pixel è uguale al numero di classi dell'istogramma He'. Inizialmente, la sezione d'immagine S' è vuota, vale a dire tutti i suoi pixel appaiono neri.
Una nuova immagine è costruita nella sezione d'immagine S' sulla base di tutti gli istogrammi equalizzati assegnando la distribuzione definita dal corrispondente istogramma equalizzato a ciascuna colonna della sezione d'immagine S'. Per far ciò, i campioni recentemente distribuiti nelle classi degli istogrammi equalizzati sono impiegati per calcolare un'intensità luminosa per ciascun pixel associato con ciascuna classe. L'intensità luminosa di un pixel nella sezione d'immagine S', in una tavolozza di livelli di grigio, ad esempio, dipende dal numero di campioni contenuti nella classe associata con il pixel. Cosi, l'intensità luminosa di un pixel sarà zero e il pixel apparirà nero nella sezione d'immagine S' se non vi è alcun campione nella classe associata con il pixel. Analogamente, l'intensità luminosa sarà non-zero e il pixel apparirà grigio, più chiaro o più opaco, quando l'associata classe contiene un numero più o meno grande di campioni.
E' importante osservare che la popolazione classificata è la medesima per tutti gli istogrammi, indipendentemente dal fatto che essi siano o no equalizzati. Ciascun istogramma presenta una differente distribuzione di esso ma la somma dei contenuti di tutte le classi è identica per tutti gli istogrammi. E' precisamente questa invarianza che rende possibile considera la sezione d'immagine S' come una sezione d'immagine crono-stratigrafica, vale a dire che le frontiere che essa evidenzia sono considerate come isocroni nel senso geologico.
La figura 4 illustra la sezione d'immagine crono-stratigrafica S' costruita dagli istogrammi equalizzati. La trasformazione qui eseguita rende possibile passare da una scala verticale geofisica nel senso della profondità graduata in metri o millimetri ad una scala temporale geologica graduata in milioni di anni. In particolare, si noterà la linea verticale 11 che demarca in figura 4 la colonna di pixel che è stata inizialmente scelta in figura la.
La sezione d'immagine crono-stratigrafica S' è quindi binarizzata assegnando il valore 1 a ogni pixel contenente un valore non-zero e ritenendo il valore zero per ogni pixel privo di informazioni. Nella immagine binarizzata, rappresentata da figura 5a, zone bianche appaiono su uno sfondo nero. Una zona bianca indica che i pixel della zona contengono almeno una certa informazione sismica mentre lo sfondo nero indica un'assenza di informazione vale a dire che non vi è alcun campione nelle classi associate degli istogrammi coalizzati. Dal punto di vista geologico, lo sfondo nero rivela periodi di discontinuità o periodi di erosione poiché vi è assenza di deposizione di sedimenti durante i periodi indicati da un qualsiasi segmento nero osservato su una verticale della sezione d'immagine cronostratigrafica S'.
L'immagine binarizzata è etichettata assegnando disegni o colori completamente differenti alle zone bianche collegate in modo tale che due zone bianche separate non possiedano mai il medesimo disegno od il medesimo colore. La figura 5b mostra il risultato di una etichettatura della sezione d'immagine binarizzata 5a.
Da ultimo, la trasformazione inversa alla egualizzazione degli istogrammi è applicata a ciascuna colonna della sezione d'immagine 5b, vale a dire i campioni classificati mediante l'istogramma equalizzato sono riportati alla loro classe iniziale dell'istogramma originale. La sezione trasversale originale è quindi ricostruita assegnando a ciascun pixel il colore che l'etichettatura ha assegnato ad esso. Il risultato della trasformazione inversa è rappresentato in figura 6. Le zone etichettate numerate con da 12 a 15 in figura 5b corrispondono alle zone similmente numerate di figura 6. In particolare, in figura 5b, si può osservare che la zona 12 è pressoché suddivisa in due zone 12 e 12'ina poiché queste due zone sono concatenate mediante un piccolo istmo w, esse hanno la medesima etichettatura. In figura 6 è pure possibile passare da 12 a 12' poiché la loro separazione è discontinua a causa dell'esistenza dell'istmo w.
La figura 6 è assai prossima ad una situazione geologica genuina. Le zone con un medesimo disegno sono zone di deposizione relativamente regolare ed omogenea di sedimenti. Due zone con differenti disegni in contatto tendono ad indicare un cambiamento della formazione geologica, vale a dire un nuovo regime di deposizione come, ad esempio, quello creato dal passaggio da un fenomeno transgressivo ad un fenomeno regressivo. Inoltre, riconoscendo qualsiasi marcatore geologico contenuto nella sezione d'immagine etichettata rappresentata in figura 6 è possibile datare in un modo coerente nello spazio tutti gli eventi geologici osservati.
Tutto il procedimento, secondo l'invenzione, è pure applicabile in tre dimensioni in un blocco di immagine sismica. Un blocco di immagine sismica è definito da due assi orizzontali e da un'asse verticale nella direzione del sottosuolo. In questa implementazione, superfici di continuità trasversali alla dimensione verticale del blocco di immagini sono le controparti delle curve di continuità trasversali alla dimensione verticale della sezione di immagine e solamente la fase di calcolo di queste superfici differisce nell'applicazione del procedimento al blocco d'immagine.
Per determinare le superfici di continuità del blocco d'immagine passante attraverso tutti i pixel del blocco d'immagine, tutte le colonne del blocco d'immagine sono scandite in successione. Per una colonna scelta Ki del blocco d’immagine, tutti i piani tangenti alle superfici di continuità in corrispondenza di ciascuno dei pixel formanti la colonna Ki sono determinati simultaneamente. Per far ciò si calcola dapprima un gradiente locale della intensità luminosa Gi in corrispondenza di ciascun pixel della colonna Ki, in un dintorno Vi del pixel pertinente; il dintorno o vicinanza Vi è in questo caso un piccolo cubo centrato sul pixel pertinente, ad esempio il cubo di 7 x 7 x 7. I gradienti sono vettori aventi tre componenti lungo le tre dimensioni del blocco d'immagine. Essi sono determinati in corrispondenza di ciascun pixel i della colonna Ki mediante un'analisi di componenti principali applicata a tutti i gradienti calcolati su tutti i pixel inclusi nel dintorno Vi del pixel i. L'analisi dei componenti principali tridimensionali sui gradienti calcolati nel dintorno Vi di un pixel i porta alla determinazione di tre vettori ortogonali, cioè un vettore principale Fi1 associato con il primo asse d'inerzia definente la linea di pendenza massima del piano tangente al pixel i, un vettore principale Fi2 associato con il secondo asse d'inerzia ortogonale all'asse precedente e diretto lungo il piano tangente al pixel i di un vettore principale Fi3 associato con il terzo asse d'inerzia ortogonale al piano tangente al pixel i. Una coppia di vettori direzionali (Fi1, Fi2) diretti lungo il piano tangente alla superficie di continuità ricercata e passante attraverso questo pixel sono così ottenuti in corrispondenza di ciascun pixel i della colonna Ki. La procedura descritta precedentemente è iterativamente ripetuta mediante propagazione delle analisi di componenti principali concentricamente da colonna a colonna iniziando dalla colonna Ki sino alle frontiere laterali verticali del blocco immagine.

Claims (4)

  1. RIVENDICAZIONI 1. Procedimento par l'interpretazione crono-stratigrafica di una sezione S d'immagine sismica che comprende una dimensione orizzontale o larghezza ed una dimensione verticale o altezza nella direzione del sottosuolo e che è costituita da colonne di pixel, consiste nel: - definire una matrice M identica per dimensione alla sezione d'immagine S e costituita da elementi ciascuno dei quali è associato con un pixel della sezione d'immagine S e ha inizialmente assegnato un valore zero, - per ciascun pixel i della sezione d'immagine S, calcolare una curva di continuità Ci passante attraverso detto pixel e trasversale alla dimensione verticale della sezione d'immagine S, - incrementare l'elemento della matrice M di un'unità ogni qual volta il pixel con cui esso è associato nella sezione d'immagine S è intersecato da un curva Ci, e caratterizzato dal fatto che esso consiste inoltre nel: - costruire, per ciascuna colonna c della matrice M, un istogramma He costituito da una numero di classi che uguale al numero di elementi di detta colonna c, ciascuna classe corrispondendo a uno degli elementi della colonna c contenendo un numero di campioni che è uguale al valore aggregato nell'elemento pertinente della matrice M, il quale valore è uguale al numero di curve passanti attraverso il pixel associato con detto elemento, il numero totale di campioni distribuiti nell'istogramma costruito per ciascuna colonna essendo uguale al numero totale di pixel nella sezione di immagine S, equalizzare ciascun istogramma Hc in modo da produrre un istogramma equalizzato Hc', - definire una sezione d'immagine vuota S<1 >, la cui larghezza in pixel è identica alla larghezza in pixel della sezione di immagine Se la cui altezza in pixel è uguale al numero di classi degli istogrammi Hc', - assegnare la distribuzione definita dall'istogramma equalizzata Hc' a ciascuna colonna c' della sezione d'immagine S' assegnato a ciascun pixel della colonna c' la cardinalità del contenuto della classe associata di Hc', - delimitare nella sezione d'immagine S'i gruppi di pixel contigui contenenti campioni e etichettare ciascuno di detti gruppi, - assegnare a ciascun pixel della sezione d'immagine S l'etichetta applicata al gruppo di pixel a cui essa è stata assegnata nella sezione d'immagine S’ e visualizzare la sezione d'immagine etichettata S.
  2. 2. Procedimento secondo la rivendicazione 1, caratterizzata dal fatto che il calcolo della curva di continuità Ci trasversale alla dimensione verticale della sezione d'immagine S in corrispondenza di un dato pixel i consiste nel: - calcolare i gradienti dell'intensità luminosa per tutti i pixel inclusi in un dintorno Vi del pixel i, - calcolare un gradiente locale Gi dalle misurazioni di gradienti ottenute attraverso il dintorno Vi e assegnare il gradiente Gi al pixel i, - procedere trasversalmente da pixel a pixel partendo dal pixel i fino alle frontiere laterali verticali della sezione d'immagine S nelle due direzioni indicate dal gradiente Gi e il suo inverso additivo -Gi ripetendo iterativamente le precedenti due fasi.
  3. 3. Procedimento di interpretazione crono-stratigrafica di un blocco B di immagini sismiche comprendente due dimensioni orizzontali, cioè larghezza e profondità, ed una dimensione verticale o altezza nella direzione del sottosuolo e costituita da colonne di pixel, consistente nel : - definire un blocco N identico per dimensione al blocco B d'immagine costituito da elementi ciascuno dei quali è associato con un pixel del blocco B d'immagine e ha inizialmente assegnato un valore zero, - per ciascun pixel i del blocco B d'immagine, calcolare una superficie di continuità Si passante attraverso detto pixel e trasversale alla dimensione verticale del blocco B d’immagine, - incrementare un elemento del blocco N di unità ogni qual volta il pixel con cui esso è associato nel blocco B d'immagine è intersecato da una superficie Si, e caratterizzato dal fatto che esso consiste inoltre nel: - costruire, per ciascuna colonna c del blocco N, un istogramma He costituito da un numero di classi che è uguale al numero di elementi di detta colonna c, ciascuna classe corrispondendo ad uno degli elementi della colonna c e contenendo un numero di campioni che è uguale al valore aggregato nell'elemento pertinente del blocco N, il quale valore è uguale al numero di superfici passanti attraverso il pixel associato con detto elemento, il numero totale di campioni distribuiti nell'istogramma costruito per ciascuna colonna essendo uguale al numero totale di pixel nel blocco B d 'immagine, - equalizzare ciascun istogramma Hc in modo da produrre un istogramma equalizzato Hc', - definire un blocco d'immagine vuoto B' la cui larghezza in pixel e la cui profondità in pixel sono identiche alla larghezza in pixel e alla profondità in pixel del blocco B d'immagine, e la cui altezza in pixel è uguale al numero di classi degli istogrammi Hc’, - assegnare la distribuzione definita dall'istogramma equalizzato Hc' a ciascuna colonna c' del blocco B' d'immagine assegnando a ciascun elemento della colonna C il contenuto della classe associata Hc', - delimitare nel blocco B' d'immagine i gruppi di pixel contigui contenenti campioni e etichettare ciascuno di detti gruppi, - assegnare a ciascun pixel del blocco B di immagine l'etichetta fornita al gruppo di pixel a cui essa è stata assegnata nel blocco B' d'immagine e visualizzare il blocco B d'immagine etichettato.
  4. 4. Procedimento secondo la rivendicazione 3, caratterizzato dal fatto che il calcolo della superficie di continuità Si trasversale alla dimensione verticale del blocco B d'immagine in corrispondenza di un dato pixel i consiste nel: - calcolare i gradienti della intensità luminosa per tutti i pixel inclusi in un dintorno di ciascun pixel i di una colonna di pixel Ki, - per ciascun pixel i della colonna Ki, eseguire un'analisi di componenti principali sui gradienti calcolati nel dintorno Vi del pixel i in modo da determinare una coppia di vettori direzionali diretti lungo il piano tangente alla superficie Si in corrispondenza del pixel i della colonna Ki, - procedere concentricamente da colonna a colonna partendo dalla colonna Ki sino alle frontiere laterali verticali del blocco B d'immagine, ripetendo iterativamente le precedenti due fasi.
IT2001MI000751A 2000-04-26 2001-04-06 Procedimento per l'interpretazione crono-stratigrafica di una sezionetrasversale sismica o blocco ITMI20010751A1 (it)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
FR0005299A FR2808336B1 (fr) 2000-04-26 2000-04-26 Methode d'interpretation chrono-stratigraphique d'une section ou d'un bloc sismique

Publications (2)

Publication Number Publication Date
ITMI20010751A0 ITMI20010751A0 (it) 2001-04-06
ITMI20010751A1 true ITMI20010751A1 (it) 2002-10-06

Family

ID=8849598

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
IT2001MI000751A ITMI20010751A1 (it) 2000-04-26 2001-04-06 Procedimento per l'interpretazione crono-stratigrafica di una sezionetrasversale sismica o blocco

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6771800B2 (it)
CN (1) CN1184492C (it)
CA (1) CA2344785C (it)
DE (1) DE10117478B4 (it)
FR (1) FR2808336B1 (it)
GB (1) GB2365973B (it)
ID (1) ID30013A (it)
IT (1) ITMI20010751A1 (it)
NL (1) NL1017936C2 (it)
NO (1) NO330996B1 (it)
RU (1) RU2260818C2 (it)
SG (1) SG90770A1 (it)

Families Citing this family (64)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6850845B2 (en) * 2001-07-20 2005-02-01 Tracy Joseph Stark System for multi-dimensional data analysis
GB2384304B (en) * 2002-01-04 2003-12-03 Nigel Allister Anstey Method of distinguishing types of geologic sedimentation
US7020307B2 (en) * 2002-02-15 2006-03-28 Inco Limited Rock fragmentation analysis system
FR2850759B1 (fr) * 2003-02-04 2005-03-11 Inst Francais Du Petrole Methode pour mesurer les similarites locales entre plusieurs cubes de traces sismiques
FR2871897B1 (fr) * 2004-06-21 2006-08-11 Inst Francais Du Petrole Methode pour deformer une image sismique pour interpretation amelioree
WO2006016942A1 (en) * 2004-07-07 2006-02-16 Exxonmobil Upstream Research Company Predicting sand-grain composition and sand texture
MX2007000170A (es) * 2004-07-07 2007-03-30 Exxonmobil Upstream Res Co Aplicaciones de red bayesiana para geologia y geografia.
CN1825139B (zh) * 2005-02-21 2010-09-22 北京航空航天大学 一种基于变形场的地层面计算机图形生成方法
FR2885227B1 (fr) * 2005-04-29 2007-06-29 Inst Francais Du Petrole Methode d'interpretation sedimentologique par estimation de differents scenarios chronologiques de mise en place des couches sedimentaires
CN101506686B (zh) * 2006-06-21 2013-11-06 特拉斯帕克地球科学有限责任公司 地质沉积体系的解释
FR2909185B1 (fr) 2006-11-27 2009-01-09 Inst Francais Du Petrole Methode d'interpretation stratigraphique d'images sismiques
GB2444506C (en) * 2006-12-06 2010-01-06 Schlumberger Holdings Processing of stratigraphic data
FR2923312B1 (fr) * 2007-11-06 2009-12-18 Total Sa Procede de traitement d'images sismiques du sous-sol
WO2009065036A1 (en) * 2007-11-14 2009-05-22 Terraspark Geosciences, L.P. Seismic data processing
AU2009234284A1 (en) * 2008-04-11 2009-10-15 Terraspark Geosciences, Llc Visulation of geologic features using data representations thereof
EA026356B1 (ru) * 2008-05-22 2017-03-31 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ (варианты) и машиночитаемый носитель для сейсмического исследования глубинной зоны
US8213261B2 (en) * 2008-05-22 2012-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Method for geophysical and geological interpretation of seismic volumes in the domains of depth, time, and age
CN101303414B (zh) * 2008-05-22 2011-03-30 北京航空航天大学 一种基于水平集的地层面及地质体生成方法
FR2939520B1 (fr) 2008-12-10 2011-05-20 Elite Image Software Procede de modelisation geologique de donnees sismiques par correlation de traces
US9418182B2 (en) 2009-06-01 2016-08-16 Paradigm Sciences Ltd. Systems and methods for building axes, co-axes and paleo-geographic coordinates related to a stratified geological volume
US8600708B1 (en) 2009-06-01 2013-12-03 Paradigm Sciences Ltd. Systems and processes for building multiple equiprobable coherent geometrical models of the subsurface
US8711140B1 (en) 2009-06-01 2014-04-29 Paradigm Sciences Ltd. Systems and methods for building axes, co-axes and paleo-geographic coordinates related to a stratified geological volume
US9536022B1 (en) 2009-06-01 2017-01-03 Paradigm Sciences Ltd. Systems and methods for modeling faults in the subsurface
CA2764705A1 (en) 2009-06-09 2010-12-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for stratigraphic analysis of seismic data
US8743115B1 (en) 2009-10-23 2014-06-03 Paradigm Sciences Ltd. Systems and methods for coordinated editing of seismic data in dual model
AU2011258764B2 (en) 2010-05-28 2014-10-23 Exxonmobil Upstream Research Company Method for seismic hydrocarbon system analysis
CN102200588B (zh) * 2011-03-22 2012-08-22 成都理工大学 地震资料的波形相似性体曲率分析方法
US8843353B2 (en) * 2011-08-25 2014-09-23 Chevron U.S.A. Inc. Hybrid deterministic-geostatistical earth model
CN102354322B (zh) * 2011-09-19 2014-08-06 北京城建勘测设计研究院有限责任公司 关于工程勘察剖面图内业整理的方法及装置
FR2980854A1 (fr) * 2011-10-04 2013-04-05 Total Sa Procede de pointage d'horizons sismiques discontinus dans des images sismiques.
US9798027B2 (en) 2011-11-29 2017-10-24 Exxonmobil Upstream Research Company Method for quantitative definition of direct hydrocarbon indicators
EP2815255B1 (en) 2012-02-13 2017-03-01 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for detection and classification of seismic terminations
US10114134B2 (en) 2012-03-02 2018-10-30 Emerson Paradigm Holding Llc Systems and methods for generating a geological model honoring horizons and faults
US9759826B2 (en) 2012-04-03 2017-09-12 Paradigm Sciences Ltd. System and method for generating an implicit model of geological horizons
CA2867170C (en) 2012-05-23 2017-02-14 Exxonmobil Upstream Research Company Method for analysis of relevance and interdependencies in geoscience data
WO2014070296A1 (en) 2012-11-02 2014-05-08 Exxonmobil Upstream Research Company Analyzing seismic data
EP2917770B1 (en) 2012-11-08 2018-01-03 Total SA Method of processing seismic image of the subsurface
US9529115B2 (en) 2012-12-20 2016-12-27 Exxonmobil Upstream Research Company Geophysical modeling of subsurface volumes based on horizon extraction
US9348047B2 (en) 2012-12-20 2016-05-24 General Electric Company Modeling of parallel seismic textures
WO2014099204A1 (en) 2012-12-20 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes based on computed vectors
US10234583B2 (en) 2012-12-20 2019-03-19 Exxonmobil Upstream Research Company Vector based geophysical modeling of subsurface volumes
WO2014099202A1 (en) 2012-12-20 2014-06-26 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes based on label propagation
US9297918B2 (en) 2012-12-28 2016-03-29 General Electric Company Seismic data analysis
WO2014150580A1 (en) 2013-03-15 2014-09-25 Exxonmobil Upstream Research Company Method for geophysical modeling of subsurface volumes
EP3418778B1 (en) 2013-03-15 2020-07-15 Emerson Paradigm Holding LLC Systems and methods to build sedimentary attributes
US9952340B2 (en) 2013-03-15 2018-04-24 General Electric Company Context based geo-seismic object identification
US9733391B2 (en) 2013-03-15 2017-08-15 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for geophysical modeling of subsurface volumes
US9824135B2 (en) 2013-06-06 2017-11-21 Exxonmobil Upstream Research Company Method for decomposing complex objects into simpler components
CN104297793A (zh) * 2013-07-19 2015-01-21 中国石油天然气集团公司 一种在地震剖面上绘制地层的方法
CN103454678B (zh) * 2013-08-12 2016-02-10 中国石油天然气股份有限公司 一种地震切片等时性的确定方法及系统
EP2869096B1 (en) 2013-10-29 2019-12-04 Emerson Paradigm Holding LLC Systems and methods of multi-scale meshing for geologic time modeling
US9804282B2 (en) 2014-02-17 2017-10-31 General Electric Company Computer-assisted fault interpretation of seismic data
US10422923B2 (en) 2014-03-28 2019-09-24 Emerson Paradigm Holding Llc Systems and methods for modeling fracture networks in reservoir volumes from microseismic events
EP3248030A1 (en) 2015-01-22 2017-11-29 Exxonmobil Upstream Research Company Adaptive structure-oriented operator
US10139507B2 (en) 2015-04-24 2018-11-27 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic stratigraphic surface classification
US9690002B2 (en) 2015-06-18 2017-06-27 Paradigm Sciences Ltd. Device, system and method for geological-time refinement
US10605940B2 (en) * 2015-06-24 2020-03-31 Exxonmobil Upstream Research Company Method for selecting horizon surfaces
JP2017151308A (ja) * 2016-02-25 2017-08-31 キヤノン株式会社 情報処理装置および情報処理方法
US10466388B2 (en) 2016-09-07 2019-11-05 Emerson Paradigm Holding Llc System and method for editing geological models by switching between volume-based models and surface-based structural models augmented with stratigraphic fiber bundles
US11269110B2 (en) * 2018-12-05 2022-03-08 Schlumberger Technology Corporation Computing system assessment of geological similarity of wells employing well-log data
US11156744B2 (en) 2019-01-10 2021-10-26 Emerson Paradigm Holding Llc Imaging a subsurface geological model at a past intermediate restoration time
US10520644B1 (en) 2019-01-10 2019-12-31 Emerson Paradigm Holding Llc Imaging a subsurface geological model at a past intermediate restoration time
CN110703334B (zh) * 2019-10-12 2021-02-05 中海石油(中国)有限公司 一种复杂断块油田层位快速解释方法
US11428098B2 (en) 2021-01-20 2022-08-30 Saudi Arabian Oil Company Automated sedimentary fairway definition and approach for calculating sediment input and output location parameters per area of interest

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4661935A (en) * 1984-09-17 1987-04-28 Phillips Petroleum Company Seismic data processing
GB8906867D0 (en) * 1989-03-23 1989-05-10 Armitage Ken Becvem
FR2646520B1 (fr) * 1989-04-28 1991-09-13 Elf Aquitaine Procede de pointe automatique et d'aide a l'interpretation, en particulier de section sismique, par des techniques d'analyse d'images
US5251184A (en) * 1991-07-09 1993-10-05 Landmark Graphics Corporation Method and apparatus for finding horizons in 3D seismic data
US5319554A (en) * 1991-08-30 1994-06-07 Shell Oil Company Method for data interpolation and signal enhancement
US5206916A (en) * 1991-11-22 1993-04-27 Hughes Aircraft Company Modular cellular automation for line association and identification
US5930730A (en) * 1994-12-12 1999-07-27 Amoco Corporation Method and apparatus for seismic signal processing and exploration
US5586082A (en) * 1995-03-02 1996-12-17 The Trustees Of Columbia University In The City Of New York Method for identifying subsurface fluid migration and drainage pathways in and among oil and gas reservoirs using 3-D and 4-D seismic imaging
US5671136A (en) * 1995-12-11 1997-09-23 Willhoit, Jr.; Louis E. Process for seismic imaging measurement and evaluation of three-dimensional subterranean common-impedance objects
US5862100A (en) * 1996-05-28 1999-01-19 Atlantic Richfield Company Method and system for detecting hydrocarbon reservoirs using statistical normalization of amplitude-versus-offset indicators based upon seismic signals
FR2749405B1 (fr) * 1996-05-31 1998-08-14 Elf Aquitaine Methode de determination automatique des bancs de stratification dans un milieu, a partir d'images de paroi de puits ou de deroule de carottes de ce milieu
FR2765707B1 (fr) * 1997-07-07 1999-08-20 Elf Exploration Prod Methode de detection et/ou de determination de caracteristiques liees a des points remarquables d'une image
FR2786294B1 (fr) * 1998-11-19 2000-12-22 Elf Exploration Prod Methode de detection de structures chaotiques dans un milieu donne
US6278949B1 (en) * 1998-11-25 2001-08-21 M. Aftab Alam Method for multi-attribute identification of structure and stratigraphy in a volume of seismic data

Also Published As

Publication number Publication date
NL1017936C2 (nl) 2003-07-01
GB2365973A (en) 2002-02-27
DE10117478A1 (de) 2001-10-31
NO330996B1 (no) 2011-09-05
ID30013A (id) 2001-11-01
DE10117478B4 (de) 2011-01-05
SG90770A1 (en) 2002-08-20
GB0107856D0 (en) 2001-05-23
CN1184492C (zh) 2005-01-12
ITMI20010751A0 (it) 2001-04-06
GB2365973B (en) 2003-10-01
CA2344785A1 (en) 2001-10-26
NO20011548D0 (no) 2001-03-27
CN1332378A (zh) 2002-01-23
US20010036294A1 (en) 2001-11-01
US6771800B2 (en) 2004-08-03
FR2808336A1 (fr) 2001-11-02
RU2260818C2 (ru) 2005-09-20
NO20011548L (no) 2001-10-29
NL1017936A1 (nl) 2001-10-30
FR2808336B1 (fr) 2002-06-07
CA2344785C (en) 2008-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
ITMI20010751A1 (it) Procedimento per l&#39;interpretazione crono-stratigrafica di una sezionetrasversale sismica o blocco
Eichkitz et al. Calculation of grey level co-occurrence matrix-based seismic attributes in three dimensions
Saggaf et al. Seismic facies classification and identification by competitive neural networks
US8219322B2 (en) Processing of stratigraphic data
US5148494A (en) Process for automatic plotting and assistance interpretation of seismic cross-sections in particular using image analysis techniques
US8566069B2 (en) Method for geologically modeling seismic data by trace correlation
Pichel et al. Geometry and kinematics of salt-detached ramp syncline basins
WO2010142659A2 (en) Method for stratigraphic analysis of seismic data
Di et al. Nonlinear gray-level co-occurrence matrix texture analysis for improved seismic facies interpretation
Mohebian et al. Detection of channel by seismic texture analysis using Grey Level Co-occurrence Matrix based attributes
AU2012336274A1 (en) Wavelet-transform based system and method for analyzing characteristics of a geological formation
Lopes et al. Advancements towards DFKN modelling: Incorporating fracture enlargement resulting from karstic dissolution in discrete fracture networks
Chopra et al. Seismic attributes for fault/fracture characterization
Konoshonkin et al. Machine learning clustering of reservoir heterogeneity with petrophysical and production data
Ismailova et al. Automated drill cuttings size estimation
Stevens et al. Spatial filtering of a legacy dataset to characterize relationships between soil organic carbon and soil texture
Cunningham et al. Fault deformation, seismic amplitude and unsupervised fault facies analysis: Snøhvit Field, Barents Sea
Gouott et al. Seismic geomorphology of a Late Cretaceous submarine channel system in the Kribi/Campo sub-basin, offshore Cameroon
Aqrawi Adaptive Sobel based edge detection for enhaced fault segmentation
Luna et al. Stratigraphic framework and petrophysical analysis of Oligocene-miocene turbidite systems in the eastern Marlim oilfield (SE Brazil)
Latha et al. Image-based characterization techniques for geotechnical applications
US10145973B2 (en) Method and system for gradational seismic volume classification
Mirkamali et al. Fault zone identification in the eastern part of the Persian Gulf based on combined seismic attributes
US4703426A (en) Method and apparatus for reviewing and modifying horizons of a three-dimensional seismic volume
Muhammad et al. Advanced 3D Seismic Studies Delineate Paleo Geomorphology and Facies Distribution at the End of the Thamama Depositional History, Dubai Offshore