NL1033146C2 - Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek. - Google Patents

Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek. Download PDF

Info

Publication number
NL1033146C2
NL1033146C2 NL1033146A NL1033146A NL1033146C2 NL 1033146 C2 NL1033146 C2 NL 1033146C2 NL 1033146 A NL1033146 A NL 1033146A NL 1033146 A NL1033146 A NL 1033146A NL 1033146 C2 NL1033146 C2 NL 1033146C2
Authority
NL
Netherlands
Prior art keywords
group
time
vibrator
harmonic
vibrators
Prior art date
Application number
NL1033146A
Other languages
English (en)
Other versions
NL1033146A1 (nl
Inventor
Benjamin Peter Jeffryes
Original Assignee
Westerngeco Seismic Holdings
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 Westerngeco Seismic Holdings filed Critical Westerngeco Seismic Holdings
Publication of NL1033146A1 publication Critical patent/NL1033146A1/nl
Application granted granted Critical
Publication of NL1033146C2 publication Critical patent/NL1033146C2/nl

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/003Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
    • G01V1/005Seismic data acquisition in general, e.g. survey design with exploration systems emitting special signals, e.g. frequency swept signals, pulse sequences or slip sweep arrangements

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Remote Sensing (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Acoustics & Sound (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
  • Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
  • Transducers For Ultrasonic Waves (AREA)
  • Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)

Description

Korte aanduiding: Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek.
BESCHRIJVING
De onderhavige uitvinding heeft betrekking op een werkwijze i voor het doen van seismisch onderzoek. In het bijzonder heeft het betrekking op een werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek waarin twee of meer groepen vibratorbronnen seismische energie voortbrengen, op een zodanige wijze dat hun aftasttijden elkaar overlappen.
Het principe van seismisch onderzoek is dat een seismische ) energiebron wordt gedreven om seismische energie voort te brengen welke zich in benedenwaartse richting door de aarde voortplant. De seismische energie welke zich naar beneden voortplant wordt gereflecteerd door één of meer geologische structuren in de aarde welke als gedeeltelijke reflectoren van seismische energie optreden. De gereflecteerde seismische 5 energie wordt gedetecteerd door één of meer sensoren (waaraan in het algemeen wordt gerefereerd als "ontvangers"). Het is mogelijk informatie te verkrijgen over de geologische structuur van de aarde uit seismische energie welke reflectie ondergaat in de aarde en welke opvolgend wordt verkregen door de ontvangers.
3 In praktijk omvat een seismische onderzoeksinrïchting een groepering seismische energiebronnen. Het is namelijk nodig om voldoende energie voort te brengen om structuren welke diep in de aarde liggen te verlichten, en een enkele seismische bron kan dit in het algemeen niet.
Er zijn seismische energiebronnen bekend welke seismische 5 energie voortbrengen op meer dan een frequentie. Voorbeelden van dergelijke seismische bronnen zijn vibratorbronnen, welke seismische energie voortbrengen in een frequentiebereik van, bijvoorbeeld, 5 of 10 Hz tot 100 Hz. Wanneer een dergelijke vibratorbron in werking wordt gesteld, wordt seismische energie voortgebracht gedurende een eindige D tijdsperiode, en de frequentie van de voortgebrachte energie verandert gedurende de periode waarin seismische energie wordt voortgebracht. De 033f46 » 2 frequentie van de voortgebrachte energie kan bijvoorbeeld monotoon groter worden gedurende de tijdsperiode waarin seismische energie wordt voortgebracht. Het proces van het de seismische energie vibratorbron laten voortbrengen van seismische energie over het frequentiebereik van 5 de vibrator zal hierin het "aftasten" van de vibrator worden genoemd en de stap van het initiëren van een vibratoraftasting zal het “in werking stellen" van de vibrator worden genoemd. Elke emissie van seismische energie uit een vibrator wordt een "schot" genoemd. De tijdsperioden waarover seismische energie wordt voortgebracht door de vibratorbron zal 0 de "aftasttijd" worden genoemd, en de "aftastsnelheid" is de snelheid waarmee de frequentie verandert gedurende de aftasttijd (een lineaire aftastsnelheid wordt in het algemeen in praktijk gebruikt).
Een seismische vibratorbron voor gebruik op het land bestaat in het algemeen uit een basisplaat welke in contact staat met de 5 grond. Seismische energie wordt in de grond gezonden door het opleggen van een vibrerende kracht op de plaat, en dit wordt gedaan door het aanbieden van een sturingsgolfvorm bekend als een "vooraftasting" aan het vibratorsturingsmechanisme. De vooraftasting is in het algemeen een afgetast frequentiesignaal met constante amplitude, hoewel deze aan elk 0 einde afneemt om het de amplitude van de vibratie mogelijk te maken om op en af te lopen aan het begin en einde van de respectievelijke aftasting.
In praktijk is de golfvorm welke wordt opgelegd aan de grond door de plaat niet exact gelijk aan de voorgolfvorm; in het bijzonder, net zoals het opleggen van een kracht met de gewenste frequentie op elk specifiek 5 moment (bekend als de "fundamentele frequentie"), legt de vibrator eveneens een kracht op bij veelvouden van de fundamentele frequentie (bekend als "harmonischen").
Seismische-energie-vibratorbronnen voor gebruik op zee zijn eveneens bekend. Ook deze worden wederom afgetast voor het voortbrengen ;0 van seismische energie over een frequentiebereik.
Wanneer een seismische vibratorbron in werking wordt 3 gesteld voor het voortbrengen van seismische energie wordt de seismische energie welke invalt op een ontvanger opgenomen als een vooraf bepaalde periode vanaf het begin van de aftasttijd van de bron. De tijd vanaf het einde van de aftasttijd tot het einde van de opnameperiode is in het 5 algemeen bekend als "luistertijd", en gegevens worden verkregen door een ontvanger vanaf het begin van de aftasttijd tot het eind van de luistertijd. De door de ontvanger verkregen gegevens als gevolg van in werking stelling van een bron worden vervolgens verwerkt, bijvoorbeeld door kruiscorrelatie van de verkregen gegevens met de vooraftasting van 0 de bron voor het verschaffen van een opname welke de lengte heeft van de 1 ui stertijd.
Figuur 1 is een schematische weergave van het proces van een conventioneel seismisch onderzoek welke gebruik maakt van een groepering landvibratorbronnen. Op tijdstip TO wordt een seismische bron 5 in de brongroepering in werking gesteld zodat zijn aftasting begint. In dit voorbeeld heeft de vibratoraftasttijd een tijdsduur S en neemt de fequentie van door de vibrator voortgebrachte seismische energie monotoon toe vanaf een frequentie f0 op tijdstip TO tot een frequentie f, (f,>f0) bij de beëindiging van de aftasting (op tijdstip TO + S). De aftasttijd 0 wordt gevolgd door de luistertijd zodanig dat de totale tijd van het proces van het in werking stellen en aftasten van de bron en het luisteren met een ontvanger naar seismische energie S + L is, waarin L de tijdsduur van de luistertijd is.
In een conventioneel seismisch onderzoek worden de bronnen 5 zodanig in werking gesteld dat een ontvanger seismische energie van slechts één bron ontvangt tijdens een gegeven luisterperiode. De minimale vertraging tussen het begin van twee vibratoraftastingen in een dergelijk onderzoek is daarom de som van de aftasttijd S en de luistertijd L. De luistertijd L wordt voldoende lang gemaakt, zodanig dat alle seismische 0 energie vereist door een ontvanger in een specifieke luisterperiode wordt voortgebracht gedurende de aftasttijd direct voorafgaand aan die 4 luisterperiode.
Het conventionele seismische onderzoeksproces heeft het nadeel dat het langzaam kan zijn als gevolg van de behoefte van de minimale tijdsvertraging tussen het begin van twee vibratoraftastingen 5 welke de som dient te zijn van de aftasttijd en de luistertijd. Een bekende poging de tijd vereist voor het uitvoeren van een seismisch onderzoek te reduceren, is de "schuifaftasf-acquisitietechniek. In de schuif-aftasttechniek is de minimale tijdsvertraging tussen het begin van twee opvolgende vibratoraftastingen slechts de luistertijd, niet de som 0 van de aftasttijd en de luistertijd. De opnamelengte naar kruiscorrelatie is de lengte van de luistertijd.
De schuif-aftasttechniek wordt getoond in figuur 2. Net als in de werkwijze van figuur 1 wordt één seismische bron in de brongroepering in werking gesteld om zijn aftasting te beginnen op 5 tijdstip TO, de vibratoraftasttijd heeft een tijdsduur S en de aftastperiode wordt gevolgd door een luistertijd L. Het tijdstip Tl waarop de tweede bron in werking wordt gesteld om zijn aftasting te beginnen, dient echter niet aan Tl > TO + S + L te voldoen, maar dient slechts te voldoen aan Tl > TO + L. Aangezien de minimale tijdsvertraging !0 tussen het in werking stellen van twee bronnen in de schuif- aftasttechniek slechts de luistertijd is, niet de som van de aftasttijd en de luistertijd, maakt de schuifafstandtechniek het mogelijk de tijdsduur van het uitvoeren van een seismisch onderzoek te reduceren. Het nadeel is echter dat harmonischen van de fundamentele frequentie !5 voortgebracht door een vibrator aanwezig zijn op het seismogram opgenomen door een of meer voorafgaande vibratoren.
Een verdere bekende onderzoekstechniek is de techniek van het ''gelijktijdig schieten". In de werkwijze van het gelijktijdig schieten worden twee of meer seismische bronnen welke geplaatst zijn op $0 respectievelijke schietlocaties, in werking gesteld zodat zij hun aftastingen gelijktijdig beginnen. De seismische energie welke door de 5 ontvanger wordt verzameld, zal daarom gebeurtenissen omvatten welke zijn veroorzaakt door seismische energie voortgebracht door alle bronnen. Teneinde het mogelijk te maken de gebeurtenissen overeenkomend met elk van de bronnen van elkaar te scheiden, dient elke vibrator tenminste 5 zoveel malen af te tasten op zijn schotpositie als dat er vibratoren in de groep zijn, en de opgenomen gegevens worden vervolgens algebraïsch gemanipuleerd om de gebeurtenissen overeenkomend met elk van de bronnen te scheiden. Typisch zal elke vibrator over dezelfde tijdsduur aftasten, met dezelfde aftastsnelheid en over hetzelfde frequentiebereik, echter de 10 faserelatie tussen vibratoren verandert per opname. In het geval van een groep van twee vibratoren bijvoorbeeld zou een geschikt schema voor de twee vibratoren het in fase aftasten zijn gedurende de eerste opname en het 180° uit fase aftasten zijn gedurende de tweede opname. Het gemiddelde van de twee signalen verkregen door een ontvanger geeft het L5 signaal dat optreedt bij die ontvanger door in werking stelling van een vibrator, en de helft van het verschil van de twee signalen verkregen door een ontvanger geeft het signaal dat optreedt bij die ontvanger door in werking stelling van de andere vibrator.
Een eerste aspect van de onderhavige uitvinding verschaft >0 een werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek omvattende de stappen van: het in werking stellen van de of elk van de vibratoren in een eerste vibratorgroep op tijdstip T0; en het in werking stellen van de of elk van de vibratoren in een tweede vibratorgroep op tijdstip Tl, waarin T0 < Tl < TO + SI + L waarin SI de aftasttijd is van de eerste >5 vibratorgroep en L de luistertijd is waarin tenminste één van de eerste vibratorgroep en de tweede vibratorgroep tenminste twee vibratoren omvat.
De onderhavige uitvinding verschaft een werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek dat de bekende gelijktijdige acquisitietechniek en de bekende schuif-aftastacquisitietechniek 10 combineert. Het maakt gebruik van de gelijktijdige acquisitietechniek in die zin dat ten minste één van de groepen vibratoren twee of meer 6 vibratoren omvat, maar de verschillende groepen worden met behulp van een schuif-aftasttechniek afgetast. De onderhavige uitvinding verschaft een reductie in de tijdsduur benodigd voor het uitvoeren van een seismisch onderzoek in vergelijking tot de tijdsduur benodigd door een 5 conventionele schuif-aftasttechniek.
De uitvinding kan worden toegepast op een enkele vibratorgroep, in welk geval de tweede vibratorgroep de eerste vibratorgroep is, of de eerste en tweede vibratorgroepen kunnen van el kaar verschillen.
10 In een voorkeursuitvoeringsvorm omvat de werkwijze de stap van het in werking stellen van de of elk van de vi bratorgroepen tenminste zoveel keren als er vibratoren in de respectievelijke groep zijn, en zodanig dat de bijdrage van elke vibrator in een groep kan worden vastgesteld door algebraïsche bewerking van de ontvangsopname 15 van aftastingen gedaan door de respectievelijke groep.
In een voorkeursuitvoeringsvorm is Tl - TO > (n-1) SI ƒ,/ n(f1 - fo)» waarin n een natuurlijk getal is, f0 is de lagere frequentielimiet van de vibratoraftasting en ƒ, is de hogere frequentielimiet van de vibratoraftasting. Dit maakt het mogelijk de 20 ruis in de verkregen gegevens als gevolg van de mde harmonische van de fundamentele frequentie te schatten voor alle m<n .
In een voorkeursuitvoeringsvorm omvat de werkwijze de stappen van: het in werking stellen van de of elk van de vibratoren in de eerste vibratorgroep op tijdstip T2, waarin Tl < T2 < Tl + S2 + L 25 waarin S2 de aftasttijd is van de tweede vibratorgroep; en het in werking stellen van de of elk van de vibratoren in de tweede vibratorgroep op tijdstip T3 waarin T2 < T3 < T2 + S + L; de eerste vibratorgroep verschillend is van de tweede vibratorgroep; en T3 - T2 * Tl - TO.
30 Deze uitvoeringsvorm maakt het mogelijk verdere ruisreductietechnieken toe te passen. De variërende tijdsvertraging tussen een schot van de eerste groep en een schot van een tweede groep 1033146 7 betekent dat harmonische ruis zal optreden op verschillende tijdstippen in de opnamen van de twee schoten. De ruis kan daarom worden geëlimineerd door het geschikt optellen van de twee schotopnamen, onder de aanname dat elk schotopname hetzelfde signaal omvat.
5 Een tweede aspect van de onderhavige uitvinding verschaft een werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek omvattende de stappen van het in werking stellen van een eerste vibrator op tijdstip TO; het in werking stellen van een tweede vibrator verschillend van de eerste vibrator op tijdstip Tl, waarin TO < Tl < TO + SI + L waarin SI de 0 aftasttijd is van de eerste vibrator en L de tijd waarin gegevens worden verkregen door een ontvanger; het in werking stellen van de eerste vibrator op tijdstip T2, waarin Tl < T2 < Tl + S2 +L, waarin S2 de aftasttijd is van de tweede vibrator; en het in werking stellen van de tweede vibrator op tijdstip T3 waarin T2 < T3 < T2 + SI + L en waarin 5 T3 - T2 Φ Tl - TO.
In een voorkeursuitvoeringsvorm is T3 - T2 > Tl - TO.
Een derde aspect van de onderhavige uitvinding verschaft een seismische onderzoeksinrichting omvattende een veelheid vibratorbronnen; en sturingsmiddelen ingericht voor het in werking 0 stellen van de of elke vibrator in de eerste vibratorgroep op tijdstip TO en het in werking stellen van de of elk van de vibratoren in een tweede vibratorgroep op tijdstip Tl, waarin TO < Tl < TO + SI + L, waarin SI de aftasttijd is van de eerste vibratorgroep en L de tijd is waarin gegevens worden verkregen door een ontvanger.
5 Een vierde aspect van de onderhavige uitvinding verschaft een seismische onderzoeksinrichting omvattende: een veelheid vibratorbronnen; en sturingsmiddelen ingericht voor het: (a) in werking stellen van een eerste vibrator op tijdstip TO; (b) het in werking stellen van een tweede vibrator verschillend van de eerste vibrator op 0 tijdstip Tl, waarin TO < Tl < TO + SI + L, waarin SI de aftasttijd is van de eerste vibrator en L de tijd is waarin gegevens worden verkregen door 8 een ontvanger; (c) het in werking stellen van de eerste vibrator op tijdstip T2, waarin Tl < T2 < Tl + S2 + L, waarin S2 de aftasttijd is van de tweede vibrator; en (d) het in werking stellen van de tweede vibrator op tijdstip T3 waarin T2 < T3 < T2 + SI + L en waarin T3 - T2 *T1 - TO.
5 In een voorkeursuitvoeringsvorm omvatten de sturingsmiddelen een programmeerbare gegevensverwerker.
Een vijfde aspect van de onderhavige uitvinding verschaft een medium omvattende een programma voor de gegevensverwerker van een seismische onderzoeksinrichting zoals deze hierboven gedefinieerd is.
10 Voorkeursuitvoeringsvormen van de onderhavige uitvinding zullen nu worden beschreven door middel van illustratieve voorbeelden onder verwijzing naar de bijgevoegde figuren, waarin:
Figuur 1 een schematische tijdsdiagram is van een conventioneel seismisch onderzoek; L5 Figuur 2 een schematisch tijdsdiagram is van een conventioneel schuifaftast-seismisch onderzoek;
Figuur 3 een schematisch tijdsdiagram is van een seismisch onderzoek overeenkomstig een eerste uitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding; 20 Figuur 4 een blokschematisch stroomschema is van een uitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding;
Figuur 5 een schematische illustratie is van ruwe seismische gegevens;
Figuur 6 de resultaten toont van het verwerken van de ruwe ?5 seismische gegevens van figuur 5 overeenkomstig een eerste werkwijze van de onderhavige uitvinding;
Figuur 7 de resultaten toont van het verwerken van de seismische gegevens van figuur 5 overeenkomstig een tweede werkwijze van de onderhavige uitvinding; 30 Figuur 8 de resultaten toont van het verwerken van de seismische gegevens van figuur 5 overeenkomstig een eerste en een tweede 9 werkwijze van de uitvinding;
Figuur 9(a) een schematisch diagram is van een seismische onderzoeksinrichting overeenkomstig de onderhavige uitvinding; en
Figuur 9(b) een schematisch diagram is van sturingsmiddelen 5 van de seismische onderzoeksinrichting van figuur 9(a).
De werking van een seismische onderzoeksinrichting overeenkomstig een eerste uitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding wordt schematisch getoond in figuur 3, dat een tijdsdiagram is van de werkwijze. De werkwijze maakt het mogelijk de benodigde tijd voor het ) uitvoeren van een seismisch onderzoek te reduceren in vergelijking tot de conventionele schuifaftastmethode welke hierboven beschreven is.
Voor de werkwijze wordt aangenomen dat het seismisch onderzoek een groepering van seismische vibratorbronnen omvat. Teneinde de werkwijze uit te voeren, dienen de vibratoren te worden gegroepeerd in 5 twee of meer groepen, waarbij een groep vibratoren onafhankelijk kan worden bestuurd van de of elk van de andere groepen vibratoren. De groepering kan een fysische groepering zijn, bijvoorbeeld met de vibratoren gerangschikt in een tweedimensionale matrix waarbij elke rij of kolom een groep vormt. In het alternatieve geval kan de groepering een D denkbeeldige groepering zijn, waarin vibratoren in een matrix denkbeeldig worden verdeeld in twee of meer groepen. Het is niet nodig dat elke groep hetzelfde aantal vibratoren omvat, echter ten minste één groep dient twee of meer vibratoren te omvatten.
Op tijdstip TO wordt een eerste groep vibratoren in werking 5 gesteld. Dat betekent dat elke vibrator in de eerste groep zijn aftasting begint op tijdstip TO. Alle vibratoren in de eerste groep zullen dezelfde aftasttijd hebben. (Voor elke groep hebben alle vibratoren in de groep dezelfde aftasttijd. In principe kunnen verschillende groepen verschillende aftasttijden hebben, hoewel het gebruikelijk is dat alle 0 groepen dezelfde aftasttijd hebben als alle andere groepen.) Indien de aftasttijd van vibratoren in de eerste groep SI is, dan duurt de 10 aftastperiode van de eerste vibratorgroep vanaf tijdstip T0 tot tijdstip T0 + SI. De aftastperiode van de eerste groep wordt dan gevolgd door een luistertijd, welke en duur heeft van L en eindigt derhalve op tijdstip TO + SI + L.
5 Een tweede vibratorgroep wordt in werking gesteld om hun aftastingen op tijdstip Tl te beginnen. De tijd Tl ligt voor het einde van de luisterperiode van de eerste vibratorgroep - dat betekent dat Tl < TO + SI + L. De groep vibratoren welke op tijdstip Tl in werking wordt gesteld, wordt voor het gemak de tweede groep vibratoren genoemd, 0 echter de tweede vibratorgroep kan verschillend zijn van, of kan hetzelfde zijn als, de eerste groep vibratoren. De aftastperiode van de tweede groep heeft een tijdsduur S2 (welke gelijk kan zijn aan SI) en strekt zich derhalve uit vanaf Tl tot Tl + S2, en de luisterperiode strekt zich uit tot Tl + S2 + L (de twee groepen zullen dezelfde 5 luistertijd hebben.) De tijdvertraging tussen het begin van de aftasting van de eerste vibratorgroep en het begin van de aftasting van de tweede vibratorgroep dient de luistertijd te overschrijden (en indien dezelfde groep twee maal opvolgend wordt afgetast, dient de vertraging groter te zijn dan de aftasttijd van die groep).
0 Figuur 3 toont slechts de eerste aftasting van de eerste groep en de eerste aftasting van de tweede groep. De werkwijze overeenkomstig de uitvinding vereist echter dat elke groep vibratoren tenminste zoveel keer wordt afgetast als er vibratoren in de groep zijn, in een reeks van waaruit de bijdrage van elke vibrator op de seismische 5 gegevens welke zijn verkregen met de ontvanger kan worden vastgesteld, bijvoorbeeld algebraïsch.
In het algemeen zullen er M groepen vibratoren zijn met N vibrators in elke groep. Indien elke groep K schoten maakt, waarin K > N, zal er een reeks van MK schoten zijn. Indien er bijvoorbeeld twee Ό groepen van drie vibratoren (M = 2, N = 3) zijn, dient elke groep ten minste drie schoten (K k 3) te maken. Indien elke groep exact drie 11 schoten maakt, kan een mogelijke reeks de volgende zijn: groep 1; groep 2; groep 1; groep 2; groep 1; groep 2. Enige differentiatie tussen de aftastingen, bijvoorbeeld een faseverandering, is vereist om het mogelijk te maken de opnamen algebraïsch te bewerken voor het isoleren van de 5 bijdrage van elke vibrator. (In principe indien elke groep meer schoten
zou maken dan er vibratoren in de groep zijn (dat is het geval indien K > N) kunnen sommige schoten identiek zijn mits er tenminste N
onafhankelijke schoten zijn.)
Nog een voorbeeld, beschouw een enkele groep van vier 0 (M = 1, N = 4). In dit geval is de kleinste waarde van K 4, dus de groep dient vier keer afgetast te worden en de kortst mogelijke reeks is: groep 1; groep 1; groep 1; groep 1.
Nog een voorbeeld, beschouw zes vibratoren gerangschikt in drie groepen van elk twee vibratoren (M = 3, N = 2). In dit geval is de 5 kleinste waarde van K 2. Indien elke groep exact twee schoten maakt, is een mogelijke reeks: groep 1; groep 2; groep 3; groep 1; groep 2; groep 3.
In deze werkwijze van de uitvinding vindt ten minste één van de schoten plaats gedurende de tijd S + L vanaf het begin van het 0 voorgaande schot. Bij voorkeur begint zoveel mogelijk schoten minder dan S + L na het voorgaande schot. Het zal worden opgemerkt dat het allerlaatste schot geen schuifaftastruis zal bevatten - bijvoorbeeld in het eenvoudige voorbeeld van het schieten met slechts twee vibratoren, zou de tweede vibrator binnen de luistertijd van de eerste vibrator 5 schieten (dat betekent binnen tijd S + L vanaf het begin van het eerste schot). Beide vibratoren zouden dan worden verplaatst naar hun volgende schotpunten zodanig dat het schot van de tweede vibrator geen schuifaftastruis omvat.
In bovenstaande voorbeelden omvat elke vibratorgroep 0 hetzelfde aantal vibratoren. De uitvinding is daardoor niet beperkt en de groepen dienen niet alle hetzelfde aantal vibratoren te omvatten (hoewel 12 er één groep dient te zijn die meer dan één vibrator omvat). Indien de groepen niet hetzelfde aantal vibratoren omvatten, moet elke groep ten minste één keer meer worden afgetast dan dat er vibratoren in de groep zijn.
5 Figuur 3 geeft aan dat vibratoren in een derde vibratorgroep (welke de eerste of tweede vibratorgroep zou kunnen zijn) in werking worden gesteld om hun aftastingen te beginnen op tijdstip T2 welke voldoet aan T2 < Tl + S2 + L, waarin S2 de aftasttijd is van de tweede vibratorgroep. Het zou echter mogelijk zijn de derde groep in 0 werking te stellen op tijdstip T2 > Tl + S2 + L, aangezien het slechts voor één schot vereist is om te beginnen binnen S + L vanaf het begin van het voorgaande schot.
Zodra elke groep een voldoende aantal keren in werking is gesteld, kunnen de vibratoren worden verplaatst naar verschillende 5 posities om een nieuw onderzoek uit te voeren.
Oe responsie op elke ontvanger als gevolg van de seismische energie voortgebracht door elke individuele vibrator kan worden berekend uit de verkregen seismische energie door de ontvanger(s) met behulp van elke geschikte techniek. Een geschikte techniek wordt geopenbaard in 0 GB octrooiaanvrage nr. 2 359 363. In principe kan de responsie worden berekend zodra de gegevens verkregen zijn, echter het is gebruikelijker de gegevens op te slaan bijvoorbeeld op een magnetische band of schijf, voor het vervolgens verwerken op afstand van de onderzoekslocatie.
Een probleem van de schuif-aftastacquisitie is dat de 5 gegevens die worden verkregen in de luisterperiode volgend op een aftasting harmonische ruis zullen omvatten afkomstig van de opvolgende aftastingen. Het is wenselijk deze harmonische ruis te elimineren gedurende het verwerken van de gegevens. Een verdere uitvoeringsvorm van de onderhavige uitvinding verschaft een werkwijze voor het schatten van 0 de harmonische ruis in de verkregen gegevens in een luisterperiode van de verkregen gegevens.
13
De harmonische ruis in verkregen gegevens in een luisterpeiode is de responsie van de aarde op de harmonische uitvoer van de opvolgende aftasting. De responsie van de aarde voor harmonischen van de opvolgende schoten is hetzelfde als de responsie van de aarde op de > fundamentele aftastingen van het met de luisterperiode geassocieerde schot. Vibratordeconvolutietheorie is gebaseerd op het kennen van de inhoud van de fundamentele aftasting, aangezien dit een meting van de aardresponsie verschaft. Indien het mogelijk is de harmonische uitvoer van de vibrator te schatten, dan is het mogelijk de harmonische bijdrage ) te schatten op het voorgaande schot door het convolueren van de aardsresponsie zoals deze bepaald is uit de inhoud van de fundamentele aftasting, met de harmonische uitvoer van de vibrator. Zodra de harmonische bijdrage aan het voorgaande schot op deze wijze gevonden is, is het mogelijk deze van de opgenomen gegevens af te trekken.
5 In principe zou het mogelijk zijn metingen te gebruiken van de seismische energie voortgebracht door de vibrator voor het schatten van de harmonische uitvoer van de vibrator. Echter de niet-1ineaire effecten van het gedrag van de aarde in de buurt van de vibrator kunnen betekenen dat de harmonische ruis bij de ontvanger van de harmonische 3 ruis welke zal worden geschat uit metingen van de vibrator verschilt. Het schatten van de harmonische uitvoer van de gegevens zelf is daarom een methode die meer betrouwbaar is.
Een uitvoeringsvorm van de werkwijze voor het elimineren van de harmonische ruis uit gegevens verkregen in de gelijktijdige 5 schuif-aftastacquisitietechniek van figuur 3 zal nu worden beschreven onder verwijzing naar figuur 4. In eerste instantie, in stap 101, worden vibratorbronnen gegroepeerd in twee of meer groepen. Deze groepen'ngsstap kan een fysieke groeperingsstap zijn, bijvoorbeeld gedurende het plaatsen van de vibratoren. In het alternatieve geval kan het bestaan uit het 0 definiëren van denkbeeldige groepen in een vibratorgroepering. Ten minste één van de groepen omvat twee of meer vibratoren.
14
In stap 102 worden gelijktijdige schuifaftestgegevens verkregen met behulp van een acquisitietechniek van het type dat in het algemeen beschreven is met betrekking tot figuur 3.
In stap 103 wordt de pulsresponsie berekend voor elke groep 5 uit de posities van de vibratoren in die groep. Deze stap kan worden uitgevoerd op een conventionele wijze met behulp van kruiscorrelatie en een inversiematrix welke constant is met een frequentie, of het kan in het alternatieve geval worden gedaan op de wijze beschreven in GB-A-2 359 363.
.0 Vervolgens worden in stap 104 de verkregen gegevens gekruiscorreleerd met de harmonische frequentieaftasting. De gebruikte aftasting in deze kruiscorrelatiestap is in essentie hetzelfde als de fundamentele aftasting van de vibrator, met uitzondering van het feit dat het een aftastsnelheid heeft welke een gehele veelvoud is van de .5 afstandssnelheid van de fundamentele aftasting. De aftasting gebruikt in de kruiscorrelatiestap zou dus tweemaal de aftastsnelheid hebben van de fundamentele vibratoraftasting indien het gewenst is de tweede harmonische te verwijderen, echter deze zou driemaal de aftastsnelheid van de fundamentele aftasting hebben voor het verwijderen van derde !0 harmonische, etcetera. Het is niet noodzakelijk voor de in de kruiscorrelatiestap gebruikte aftasting zich uit te strekken boven de hogere frequentielimiet van de fundamentele aftasting - en in elk geval dient de hogere frequentie de Nyquistfrequentie voor het bemonsteren niet te overschrijden - dus wordt een versmalling toegepast op de harmonische !5 aftasting na een frequentie in de buurt van de hoge frequentie van de fundamentele aftasting. Voor elke harmonische kan dezelfde harmonische aftasting worden gebruikt in de kruiscorrelatiestap voor alle ontvangers en voor alle schoten.
De effecten van de krui scorrelati estap is het in de tijd J0 concentreren van de aardresponsie op een harmonische. De aardresponsie op andere harmonischen en op de fundamentele frequentie worden in de tijd 15 verspreid. In het bijzonder, hoewel de aardresponsie op de fundamentele aftastingsfrequentie nog steeds de voornaamste bijdrage is aan de verkregen gegevens, zijn de effecten van de kruiscorrelatiestap dat het nu zal aankomen op een later tijdstip in de opname.
5 In stap 105 worden de kruisgecorreleerde gegevens Fourier- getransformeerd over een tijdsraam dat de eerste voornaamste aankomst als gevolg van de gewenste harmonische omvat, echter dat eindigt voordat de aardresponsie van de fundamentele vibratorfrequentie wordt gezien of (in het geval van het schatten van hoge harmonischen) wanneer de 0 aardresponsie op een hogere amplitudeharmonische wordt gezien. De lengte van een tijdsraam gebruikt in deze stap kan variëren van de ene ontvanger tot de andere. Voor elke frequentie en ontvanger is het resultaat van de Fouriertransformatie een vector 6„ met een lengte N, waarin N het aantal schoten is. Deze vector is het vroege deel van de aardresponsie op de 5 gekozen vibratorharmonische.
In stap 106 wordt de impulsresponsie voor elke ontvanger en elke vibratorpositie behandeld met een Fouriertransformatie van dezelfde lengte als in stap 105. De Fouriertransformatie wordt uitgevoerd over hetzelfde tijdsraam, of een net iets korter tijdsraam, dan de 0 Fouriertransformatie in stap 105. De resultaten van deze Fouriertransformatiestap zijn een vector Rn voor elke ontvanger en frequentie, waarin Rn een lengte heeft van M waarin M het aantal vibratorposities is.
In stap 107 wordt de GnR*„ berekend voor elke frequentie en 5 ontvanger. R*„ is de complex geconjungeerde van de getransponeerde van Rn. Dit levert een N x M-matrix op. Deze matrix wordt dan gemiddeld over de ontvangers voor het verschaffen van de krui scorrel atiematrix ( G„R*„ ).
Een op de ontvanger gebaseerde normalisatie kan worden toegepast in dit middelingsproces om het variëren van de signaal amplitude bij 0 verschillende ontvangers mogelijk te maken.
In stap 108 wordt de M x M-matrix RnR*n berekend voor elke 16 frequentie en ontvanger. Deze wordt vervolgens gemiddeld over ontvangers voor het verschaffen van de autocorrelatiematrix ( R„R*„ ). Indien een op de ontvanger gebaseerde normalisatie was uitgevoerd in stap 107 dient dezelfde normalisatie te worden uitgevoerd in stap 108.
5 In stap 109 wordt de schatting van de nde harmonische Hn welke door de vibrator is voortgebracht bepaald. In principe wordt H„ gegeven door H„ = ( G„R*n )( RnR*n )l'l). Echter in de praktijk zal de oude correlatiematrix slecht geconditioneerd zijn - dat betekent dat de kleinste eigenwaarde veel kleiner zal zijn dan de grootste eigenwaarde en ;0 het nemen van een exacte inverse brengt het risico met zich mee dat deze gedomineerd wordt door ruis. Een standaard singuliere-waarde-decompositie van ( RnR*„ ) ontbindt deze in het product van drie matrices, U, V en □,
waarin ( R„R'n ) = U □ V*, U en V zijn zodanig dat UU' = VV* = I waarin I
de eenheidsmatrix is en Q is diagonaal en reëel. U en V zijn de matrices 15 van respectievelijk rechter en linker eigenvectoren, Q bestaat uit eigenwaarden. De ware inverse matrix wordt gegeven door VU1!/*. De schatting van H„ wordt gegeven door H„ = ( G„R*„ ) (VLlf) waarin L een diagonaalmatrix is, identiek aan 0(‘°, echter de kleinste elementen zijn vervangen door nul. Een manier om te bepalen hoeveel eigenwaarden te ?0 behouden en hoeveel op nul te stellen, komt door het vergelijken van de standaarddeviatiegrootte (root-mean-square (rms)) van de elementen van ( RnR*B ). De rms-grootte van de elementen van VLU* maal de rms-grootte van ( R„R*„ ) dient van orde 1 te zijn. Vaak is slechts één eigenwaarde nodig. Hn is een N bij M matrix voor elke frequentie en elk stel schoten. 25 In stap 110 wordt de matrix Hn Fourier-teruggetransformeerd tot het tijdsdomein voor het verkrijgen van h„. De Fourier-transformatie wordt uitgevoerd voor een tijdsraam rond T = 0 met behulp van een gladde versmalling, en met een halve breedte van ongeveer 0,25 seconden of minder.
17
In stap 111 wordt hn geconvolueerd met de harmonische aftasting gebruikt in stap 104. De resultaten van deze convolutie is de schatting van de vibratoruitvoer voor de nde harmonische. Dit is een schatting van de ruis welke optreedt in de verkregen gegevens gedurende 5 het voorgaande schot. De verkregen gegevens voor het voorgaande schot kunnen worden gecorrigeerd voor harmonische ruis, bijvoorbeeld door het aftrekken van de harmonische ruis die geschat is uit de ruwe gegevens verkregen met de ontvanger. In het alternatieve geval, indien het deconvolutiestadium is uitgevoerd op gecorroleerde gegevens, kan de 0 harmonische ruis worden gecorreleerd met de geschikte vooraftasting en dan worden afgetrokken van de geschikte gecorreleerde opnamen.
De bovenstaande stappen kunnen worden herhaald voor elke harmonische welke naar wens dient te worden verwijderd. Typisch hebben de tweede en derde harmonische de grootste amplitude zodat verwijdering van 5 deze harmonischen alleen voldoende kan zijn.
In stap 112 worden de schotopnamen, waarvan de harmonische ruis is verwijderd, gescheiden in hun individuele schotpuntcomponenten. Deze stap kan worden gedaan op zowel gecorreleerde als ongecorreleerde schotopnamen. In het alternatieve geval kan het scheidingsstadiurn worden 0 uitgevoerd op de gesommeerde ruisschattingen alleen en deze gescheiden ruisschattingen worden dan afgetrokken van de eerder berekende i ndi vi duele schotpuntcomponenten.
De bovenstaande werkwijze is beschreven onder verwijzing naar de gelijktijdige schuif-aftastacquisitiewerkwijze van figuur 3. Het 5 kan in het alternatieve geval worden toegepast op een conventionele schuifaftastingsacquisitiemethode van het type getoond in figuur 2. De werkwijze kan worden vereenvoudigd wanneer deze wordt toegepast op een dergelijke conventionele schuif-aftasttechniek, aangezien die kruiscorrelatie en de oude correlatie geen matrices zijn, maar een aantal ;0 voor elke frequentie. In stap 109 kan dus de ware inverse van de autocorrelatie worden gebruikt.
18
Gebruik van deze werkwijze vereist een zekere minimale tijd tussen de aftastingen. Teneinde de nde harmonische te verwijderen, wordt de minimale tijd tussen de opvolgende aftastingen gegeven door: 0,- 1)/,5 “min " / r y· \ (1) «Ui-Λ) 5 Hierbij wordt aangenomen dat de fundamentele aftasting lineair varieert tussen frequentie f0 en frequentie f, en een aftasttijd heeft van S.
Dus teneinde de tweede harmonische te verwijderen, dient de verschuiving tussen de opvolgende aftastingen (bijvoorbeeld Tl - TO) in 0 figuur 2 of figuur 3) net iets meer dan de helft van de totale aftastduur te zijn, voor het verwijderen van de derde harmonische dient deze net iets meer dan tweederde van de aftasttijd te zijn, etcetera.
Figuren 5 en 6 tonen de resultaten van de werkwijze van figuur 4. (In figuren 5 en 6 geeft de horizontale as 40 de tijd weer en 5 geeft de verticale as 41 het geofoongetal weer). Figuur 5 toont in grafiek 43 één seconde avn een seismogram een deel van een gegevensopname verkregen met een ontvanger gedurende gelijktijdige in werking stelling van drie seismische vibratoren, waarbij elke vibrator vier maal in werking is gesteld. Hoewel de gegevens werden verkregen met een 0 conventionele gelijktijdige acquisitietechniek, in plaats van een gelijktijdige schuif-aftastacquisitietechniek, werden de opnamen gesommeerd voor het simuleren van gegevens verkregen met een gelijktijdige verschuiving-aftasttechniek van de onderhavige uitvinding. Het zal duidelijk zijn dat er harmonische ruis van hoge frequentie 5 aanwezig is in veel van de gegevens. De twaalf sporen getoond in figuur 5 werden verkregen op twaalf gescheiden ontvangerlocaties.
Figuur 6 toont in grafiek 44 de resultaten van het toepassen van een harmonische schatting- en verwijderingsmethode van het type beschreven onder verwijzing naar figuur 4 op de tweede en derde 19 harmonische in de gegevens van figuur 5. Het kan worden gezien dat de harmonische ruis van hoge frequentie significant is gereduceerd.
Een alternatieve techniek voor het verwijderen van harmonische energie zal nu worden beschreven. In tegenstelling tot de 5 boven beschreven werkwijze van harmonische ruisreductie welke vertrouwt op het kunnen schatten van de harmonische ruis, vereist de hieronder beschreven techniek zeer weinig kennis van de harmonische energie. De werkwijze vereist slechts kennis van de tijdstippen waarop verschillende orden harmonische energie arriveren bij de ontvanger. Deze werkwijze kan ) worden toegepast op zowel de gelijktijdige schuif-aftastacquisitie van figuur 3 of op de conventionele schuif-aftastacquisitie van seismische gegevens. De beperking van deze techniek is dat er ten minste één aftasting meer dient te worden gemaakt dan het aantal schotpunten dat dient te worden gescheiden. Volgens standaard schuif-5 aftastgegevensacquisitie dient elke vibrator dus ten minste twee maal in werking te worden gesteld in elke schotlocatie. In een gelijktijdige schuif-aftastacquisitietechniek waarin elke groep twee vibratoren omvat, dienen ten minste drie aftastingen te worden gemaakt in elke locatie.
Beschouw in het eerste geval het geval van een standaard 3 schuif-aftastacquisitietechniek waarin elke vibratorgroep ten minste twee schoten in elke locatie maakt. Na kruiscorrelatie of deconvolutie zullen de signaal componenten van de gegevensopnamen voor één schot hetzelfde zijn als de signaal componenten van een gegevensopname voor de andere schoten. Indien de harmonische ruiscomponenten in de twee opnamen kunnen 5 worden gerangschikt om van elkaar te verschillen, is het mogelijk de harmonische ruis te reduceren of elimineren door het geschikt combineren van de twee opnamen. Eén manier om dit te doen, zoals eerder is voorgesteld, is het variëren van de fase van de schoten. Indien de fase van de nde harmonische n maal groter is dan de fase van de fundamentele 3 aftasting (dat normaal gesproken bij benadering waar is), dan zal bij het kiezen van een geschikt faseverschil en het sommeren van de opnamen na 20 kruiscorrelatie een of meer harmonischen teniet worden gedaan. Indien de twee schoten 90° uit fase zijn, zal de derde harmonische worden geannuleerd. Indien de twee schoten 180° uit fase zijn, zullen de tweede en vierde harmonischen worden geannuleerd. Indien er drie schoten zijn, 5 welke elk 120° uit fasen zijn met de andere twee schoten, zullen de tweede en derde harmonische annuleren.
De hieronder beschreven werkwijze gebruikt de combinatie van een acquisitietechniek en een verwerkingstechniek en hangt niet af van enige algebraïsche faserelatie.
0 De werkwijze hieronder beschreven is gebaseerd op het principe dat indien harmonische ruis in een schot optreedt op een verschillend tijdstip van harmonische ruis in een ander schot, het geschikt stapelen de ruis vervolgens kan elimineren of substantieel kan reduceren. De stapelmethode welke wordt gebruikt is tijd- 5 frequentiediversiteitsstapeling. Deze stapelmethode werkt goed wanneer de signaal component van twee opnamen hetzelfde is, echter de ruis in verschillende locaties in het tijd-frequentiedomein optreedt.
Om harmonische ruis op verschillende tijden in verschillende schoten te laten optreden, kan de vertraging tussen de 0 schoten worden gevarieerd. Het gekozen tijdsverschil tussen een schot in een locatie en het opvolgende schot (in een andere locatie) dient te verschillen van de tijdvertraging tussen een volgend schot gemaakt in de eerste locatie en een daarop volgend schot zodanig dat na tijd-frequentiedecompositie de grootste pieken in de ruis elkaar niet 5 substantieel overlappen. De exacte benodigde tijdvertraging zal afhangen van de aftastsnelheid, echter het is waargenomen dat een verschil van tussen de 1 en 2 seconden in het algemeen voldoende is indien de aftasttijden minder dan 10 seconden zijn.
In een variatie op deze techniek wordt het effect van 0 tijdvertraging tussen de schoten nagedaan met behulp van meerdere vibratorgroepen waarin de ruis is ingericht om te komen van schoten van 21 verschillende, weids gescheiden vibratorgroepen. De ruimtelijke scheiding tussen de vibratorgroepen zal een tijdsvertraging induceren, zodanig dat voor de meeste ontvangen harmonische ruis zal arriveren op verschillende tijden en tijd-frequentiediversiteitsstapeling zal effectief zijn voor 5 het verwijderen van harmonische ruis. Voor sommige ontvangers zullen de pieken in de ruis van verschillende schoten elkaar overlappen, echter deze ruis kan worden verwijderd gedurende het stapelen met behulp van een techniek geopenbaard in Engelse octrooiaanvrage nr. GB 2 359 363.
In het geval van N-vibratoren is het nodig ten minste (N+l) 0 schoten gecodeerde aftastingen te maken, van waaruit de n individuele schotopnamen kunnen worden geëxtraheerd. Beschouw bijvoorbeeld twee groepen van twee vibratoren elk met een aftasttijd S van 8 seconden en een luistertijd L van 5 seconden. Deze vibratoren kunnen drie schoten voor elke groep op zijn snelst als volgt uitvoeren: 5
Tabel 1
Groep 1 schot 1 begint 0 seconden
Groep 2 schot 1 begint 5 seconden 5 seconden tijdsverschuiving !0
Groep 1 schot 1 stopt 8 seconden Groep 1 schot 2 begint 10 seconden
Groep 2 schot 1 stopt 13 seconden 5 seconden tijdsverschuiving !5 Groep 2 schot 2 begint 15 seconden 5 seconden tijdsverschuiving
Groep 1 schot 2 stopt 18 seconden Groep 1 schot 3 begint 20 seoonden 10 Groep 2 schot 2 stopt 23 seconden 5 seconden tijdverschuiving
Groep 2 schot 3 begint 25 seconden 5 seconden tijdverschuiving
Groep 1 schot 3 stopt 28 seconden (5 Groep 2 schot 3 stapt 33 seconden 5 seconden tijdverschuiving 22
Het optellen van de vertragingen tussen de door de eerste groep geloste schoten en de schoten welke volgen op elk schot van de eerste groep maakt het mogelijk de harmonische ruis op verschillende tijden in de schotopnamen te plaatsen. Het bovenstaande schotschema kan 5 bijvoorbeeld worden gewijzigd door het vergroten van de vertraging tussen een schot van de eerste groep en het overeenkomstige schot van de tweede groep, als volgt:
Tabel 2 0
Groep 1 schot 1 begint 0 seconden
Groep 2 schot 1 begint 5 seconden 5 seconden tijdverschuiving
Groep 1 schot 1 stopt 8 seconden Groep 1 schot 2 begint 10 seconden 15
Groep 2 schot 1 stopt 13 seconden 5 seconden tijdverschuiving
Groep 2 schot 2 begint 16 seconden 6 seconden tijdverschuiving
Groep 1 schot 2 stopt 18 seconden ZO Groep 1 schot 3 begint 22 seconden
Groep 2 schot 2 stopt 24 seconden 6 seconden tijdverschuiving Groep 2 schot 3 begint 29 seconden 7 seconden tijdverschuiving 25 Groep 1 schot 3 stopt 30 seconden
Groep 2 schot 3 stopt 37 seconden 7 seconden tijdverschuiving
In dit gewijzigde schotschema van tabel 2 betekenen de 10 variërende vertragingen tussen een schot van een eerste groep en het overeenkomstige schot van de tweede groep dat harmonische ruis zal optreden op verschillende tijden in de schotopnamen. Het is daarom mogelijk de harmonische ruis te elimineren met behulp van de "diversiteits-gelijktijdige inversietechniek" geopenbaard in GB 2 359 15 363.
Figuur 7 toont in grafiek 45 de resultaten van het 23 toepassen van de diversiteits-geli jkti jdige inversietechniek op de gegevens getoond in figuur 5. Het zal wederom duidelijk zijn dat een aanzienlijke reductie van harmonische ruis verschaft is. (In figuur 7 geeft de horizontale as 40 de tijd aan en geeft de verticale as 41 het 5 geofoongetal aan.)
In het schotschema van tabel 2 neemt de tijdvertraging tussen een schot van de eerste vibratorgroep en het overeenkomstige schot van de tweede vibratorgroep toe met het schotnummer. De uitvinding is daartoe niet beperkt en de tijdsvertraging tussen een schot van de eerste 0 vibratorgroep en het overeenkomstige schot van de tweede vibratorgroep kan in het alternatieve geval afnemen met het schotnummer.
De techniek van diversiteitsgelijktijdige inversie kan worden gecombineerd met harmonische benadering en verwijdering voor die schoten waarin de tijdvertraging voldoet aan vergelijking (1) hierboven. 5 Bijvoorbeeld indien de vibratoraftasting van 10 Hz tot 100 Hz is, kan de tweede harmonische worden benaderd en verwijderd indien de schuiftijd groter is dan 4,5 seconden, de derde harmonische kan worden benaderd en verwijderd indien de schuiftijd groter is dan 6 seconden en de vierde harmonische kan worden verwijderd indien de schuiftijd meer dan 6,7 0 seconden is. Voor het acquisitieschema van tabel 2 kan dus de tweede harmonische worden benaderd en verwijderd van de harmonische ruis in alle schoten, de derde harmonische kan worden benaderd en verwijderd van de ruis in het tweede en derde schot van elke groep en de vierde harmonische kan worden benaderd en verwijderd van de ruis in het derde schot van elke 5 groep.
Figuur 8 toont in grafiek 46 resultaten van het toepassen van zowel de harmonische benadering en verwijderingstechniek als de diversiteitsgelijktijdige inversietechniek. (In figuur 8 geeft de horizontale as 40 de tijd aan en geeft de verticale as 41 het 0 geofoongetal aan.) Figuur 8 toont de resultaten van het uitvoeren van de diversiteitsgelijktijdige inversietechniek op de gegevens getoond in 24 figuur 6 - welke reeds een harmonisch benaderings- en verwijden'ngstechniek hebben ondergaan voor de tweede en derde harmonische. Het zal duidelijk zijn dat de opeenvolgende toepassing van de diversiteitsgelijktijdige inversietechniek heeft, dat wil zeggen de » combinatie van beide technieken geleid tot een verdere reductie van ruis.
De wijze waarop de bovenstaande technieken worden gebruikt, hangt af van factoren zoals het aantal groepen, de benodigde tijd voor het verplaatsen van een vibrator van een gewenste schietpositie naar een andere en de verhouding van de totale vibratoraftasttijd tot de ) luistertijd.
Indien de luistertijd gelijk is aan de totale aftasttijd gedeeld door het aantal vibratoren in een groep, dan is het hebben van twee groepen een efficiënte implementatie. Op elke tijdstip kan een groep worden geherpositioneerd terwijl de andere groep gegevens verkrijgt. De > groep welke gegevens verkrijgt, schiet hetzelfde aantal schoten als er vibratoren in de groep zijn. Elke vibrator tast bijna continu af met slechts een korte pauze aan het einde van elke aftasting voor het herstellen van de apparatuur. Wanneer de eerste groep het schieten heeft beëindigd, is de tweede groep in positie en begint het schieten terwijl ) de eerste groep naar de volgende locatie verplaatst. De schuiftijd is 100% van de aftasttijd, dus harmonische benadering en verwijdering kan worden toegepast op de verkregen gegevens. Echter, aangezien het aantal schoten gelijk is aan het aantal vibratoren in elke groep, is diversiteitsgelijktijdige inversie niet mogelijk.
) Indien in een ander voorbeeld de aftasttijd voor elke vibrator ongeveer tweemaal de luistertijd is, kan een werkwijze welke gebruik maakt van drie groepen bruikbaar worden toegepast. In het geval van negen vibratoren zal het mogelijk zijn drie groepen van drie vibratoren te hebben waarbij vibratoren in elke groep vier maal in ) werking worden gesteld met variërende vertragingen tussen de schoten. Het schietpatroon zou zijn ingericht zodanig dat de eerste twee schoten van 25 elke groep alterneren met de laatste twee grootten van de voorgaande groep en zodanig dat de derde en vierde schoten van elke groep alterneren met de eerste twee schoten van de opvolgende groep. Voor die schoten waarvoor aan vergelijking (1) is voldaan, kan harmonische ruis worden 5 benaderd en verwijderd. Diversiteitsgelijktijdige inversie kan dan worden toegepast op de verkregen gegevens voor elke groep.
Figuur 9(a) is een schematische illustratie van een seismische onderzoeksinrichting overeenkomstig een uitvoeringsvorm van de uitvinding. De seismische onderzoeksinrichting omvat een veelheid D vibratoren 1, 2, 3, 4 en sturingsmiddelen 5. Twee groepen vibratoren A, B zijn gedefinieerd in figuur 9(a), waarbij elke groep twee vibratoren in elke groep omvat, echter de seismische onderzoeksinrichting van de uitvinding wordt niet beperkt tot dit specifieke aantal groepen of tot het aantal vibratoren in een groep. De sturingsmiddelen 5 kunnen elke 5 groep onafhankelijk in werking stellen van de andere groep. Bijvoorbeeld de sturingsmiddelen kunnen elektrisch verbonden zijn met elke groep vibratoren, zodat deze een elektrisch signaal kunnen zenden naar een gekozen groep voor het in werking stellen van alle vibratoren in de gekozen groep. De sturingsmiddelen zijn ingericht voor het in werking 0 stellen van de vibratoren overeenkomstig, bijvoorbeeld, een "gelijktijdige schuifaftast"-methode van het type beschreven onder verwijzing naar figuur 3 of een "variërende tijdsvertraging"-methode van het type beschreven onder verwijzing naar tabel 2.
Vier vibratoren zijn getoond in figuur 9(a) gegroepeerd in 5 twee groepen, elk omvattende twee vibratoren, echter een seismische onderzoeksinrichting volgens de uitvinding wordt niet beperkt tot dit aantal vibratoren en groepen. Een seismische onderzoeksinrichting overeenkomstig de uitvinding voor gebruik met de "gelijktijdige schuifaftast"-methode kan twee of meer onafhankelijk in werking te 0 stellen groepen vibratoren omvatten met ten minste één groep omvattende meer dan een vibrator. Een seismische onderzoeksinrichting overeenkomstig 26 de uitvinding voor gebruik met de "variërende tijdvertraging"-methode kan twee of meer onafhankelijk in werking te stellen groepen vibratoren omvatten, of kan in het alternatieve geval twee of meer onafhankelijk in werking te stellen vibratoren omvatten.
De seismische onderzoeksinrichting van figuur 9(a) omvat verder een groepering van een of meer seismische ontvangers (twee ontvangers 6, 7 zijn getoond in figuur 9(a), maar de seismische onderzoeksinrichting wordt niet beperkt tot twee ontvangers).
Figuur 9(b) is een schematisch blokschema van de sturingsmiddelen 5. De sturingsmiddelen omvatten een programmeerbare dataprocessor 8 met een programmageheugen 9, bijvoorbeeld in de vorm van een geheugen dat slechts kan worden uitgelezen (read only memory - ROM), welke een programma opslaat voor het besturen van de sturingsmiddelen 5 voor het in werking stellen van de vibratoren 1, 2, 3, 4, overeenkomstig, bijvoorbeeld, een werkwijze als getoond in figuur 3 of tabel 2 of als gedefinieerd door vergelijking (1) hierboven. Het systeem omvat verder niet-vluchtig lees/schrijfgeheugen 10 voor het opslaan, bijvoorbeeld, van alle gegevens welke moeten worden bewaard bij afwezigheid van spanningsvoeding. Een "werk-" of "schrijfblad"-geheugen voor de dataverwerker wordt verschaft door een willekeurig toegangsgeheugen (random access memory - RAM) 11. Een ingangsinterface 12 wordt verschaft bijvoorbeeld voor het ontvangen van commando's en gegevens. Een uitgangsinterface 13 wordt verschaft bijvoorbeeld voor het uitvoeren van werkelijke signalen naar een gekozen ontvanger of naar een gekozen groep ontvangers. Een programma dat de in-werking-stel 1 ingsreeks van de ontvangers of ontvangergroepen definieert, kan worden verschaft via inganginterface 12 of kan in het alternatieve geval worden verschaft met een door een machine leesbare opslag 14.
Het programma voor het werken met de sturingsmiddelen en voor het uitvoeren van de hierboven beschreven werkwijze wordt opgeslagen in het programmageheugen 9 welke kan zijn uitgevoerd als een τι halfgeleidergeheugen, bijvoorbeeld van het bekende ROM-type. Echter het programma kan zijn opgeslagen in elk ander geschikt opslagmedium, zoals magnetische gegevensdrager 9' (zoals een "floppy disk") of CD-ROM 9".
De onderhavige uitvinding is toepasbaar op zowel op land i gebaseerde vibratorbronnen van seismische energie als vibratorbronnen van seismische energie voor gebruik op zee.
28
LIJST VAN VERWIJZINGSCIJFERS
1-4 vibratoren 5 sturingsmiddelen 5 6, 7 ontvangers 8 programmeerbare gegevensverwerker 9 programmageheugen [ROM] 9' floppy disk
9" CD-ROM
0 10 niet-vluchtig lees-/schrijfgeheugen 11 "werk"-geheugen [RAM] 12 invoerinterface 13 uitvoerinterface 14 data-opslag 5 20 aftasting 1 21 luisteren 1 22 aftasting 2 23 luisteren 2 24 tijdas 0 25 aftasting 1 26 luisteren 1 27 aftasting 2 28 luisteren 2 29 aftasting groep 1 5 30 luisteren 1 31 aftasting groep 2 32 luisteren 2 33 aftasting groep 3 34 luisteren 3 0 40 tijd (ms) 41 geofoongetal 29 43 ruw 44 harmonischen 45 diversiteit 46 gecombineerd 5 101 stap 1 definieer vibratorgroepering 102 stap 2 verkrijg schuif-aftestgegevens 103 stap 3 bepaal impulsresponsie 104 stap 4 kruiscorrelatie met harmonische aftasting D 105 stap 5 Fouriertransformatie 106 stap 6 Fouriertransformatie impulsresponsie 107 stap 7 bepaal ( GnR*n ) 108 stap 8 bepaal ( R„R*„ ) 109 stap 9 bepaal Hn 5 110 stap 10 Fouriertransformatie Hn 111 stap 11 convolueer hn met harmonische aftasting 112 stap 12 bepaal schotpuntcomponenten f033146

Claims (7)

1. Werkwijze voor het verwijderen van harmonische ruis uit gegevens verkregen door middel van het in werking stellen één of 5 meer vibratoren in een eerste vibratorgroep op tijdstip TO; en het in werking stellen van één of meer vibratoren in een tweede vibratorgroep op tijdstip Tl, waarin TO < Tl < TO + SI + L, waarin SI de aftasttijd is van de eerste vibratorgroep en L de luistertijd is, waarin de stappen van het in werking stellen van de of elke 10 vibrator in de eerste vibratorgroep en het in werking stellen van de of elke vibrator in de tweede vibratorgroep behoren bij een fundamentele aftastbewerking, waarin de harmonische ruis wordt bepaald door middel van kruiscorrelatie van de verkregen gegevens met een harmonische aftastbewerking, en waarin de harmonische 15 aftastbewerking een harmonische aftastsnelheid heeft, en waarin de harmonische aftastsnelheid een geheel veelvoud is van de aftastsnelheid van de fundamentele aftastbewerking.
2. Werkwijze volgens conclusie 1, omvattende de stap van het in de tijd concentreren van het responsiesignaal van de aarde op 20 het harmonische signaal, terwijl het responsiesignaal wordt uitgespreid over andere harmonische signalen en over een fundamentele frequentie.
3. Werkwijze volgens conclusie 1, waarin de kruisgecorreleerde gegevens Fourier-getransformeerd zijn.
4. Werkwijze volgens conclusie 1 of 3, waarin de kruisgecorreleerde gegevens zich in een tijdsraamwerk bevinden.
5. Werkwijze volgens conclusie 1, verder omvattende de stap van het convolueren van een schatting van een harmonisch signaal met een harmonische frequentie-aftastbewerking.
6. Werkwijze volgens conclusie 1, waarin de bepaling van 1 0 3 3 1 A 6 de harmonische ruis uit één salvo wordt afgetrokken van de gegevens die zijn verkregen gedurende een voorgaand salvo.
7. Werkwijze volgens conclusie 6, waarin een benadering van een harmonisch signaal wordt geconvolueerd met de harmonische 5 frequentie-aftastbewerking en het resultaat van de convolutie wordt afgetrokken van de gegevens verkregen gedurende een voorgaand salvo. ^033146
NL1033146A 2002-04-06 2006-12-29 Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek. NL1033146C2 (nl)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0207995 2002-04-06
GB0207995A GB2387226C (en) 2002-04-06 2002-04-06 A method of seismic surveying

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NL1033146A1 NL1033146A1 (nl) 2007-01-23
NL1033146C2 true NL1033146C2 (nl) 2009-12-04

Family

ID=9934389

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NL1023118A NL1023118C2 (nl) 2002-04-06 2003-04-07 Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek.
NL1033146A NL1033146C2 (nl) 2002-04-06 2006-12-29 Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek.

Family Applications Before (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NL1023118A NL1023118C2 (nl) 2002-04-06 2003-04-07 Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek.

Country Status (5)

Country Link
US (5) US7050356B2 (nl)
FR (1) FR2853085B1 (nl)
GB (1) GB2387226C (nl)
NL (2) NL1023118C2 (nl)
NO (2) NO336129B1 (nl)

Families Citing this family (101)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2387226C (en) * 2002-04-06 2008-05-12 Westerngeco Ltd A method of seismic surveying
WO2004095073A2 (en) * 2003-04-01 2004-11-04 Exxonmobil Upstream Research Company Shaped high frequency vibratory source
US20060164916A1 (en) * 2003-08-11 2006-07-27 Krohn Christine E Method for continuous sweepting and separtion of multiple seismic vibrators
GB2416033B (en) 2004-07-10 2006-11-01 Westerngeco Ltd Seismic vibratory acquisition method and apparatus
GB2425838B (en) * 2005-05-03 2007-06-27 Westerngeco Seismic Holdings Source signature deconvolution method
US7885143B2 (en) * 2006-07-05 2011-02-08 Westerngeco L.L.C. Seismic acquisition system
US7295490B1 (en) * 2006-07-20 2007-11-13 Conocophillips Company System and method of phase encoding for high fidelity vibratory seismic data
ES2652413T3 (es) 2006-09-28 2018-02-02 Exxonmobil Upstream Research Company Inversión iterativa de datos a partir de fuentes geofísicas simultáneas
DE602007004516D1 (de) * 2006-11-01 2010-03-11 Eveready Battery Inc Alkali-batteriezelle mit verminderter gasung und verminderter entfärbung
RU2450291C2 (ru) * 2006-12-08 2012-05-10 Конокофиллипс Компани Способ выбора параметров динамических источников для получения данных сейсмических вибраторов
US8000168B2 (en) 2006-12-08 2011-08-16 Conocophillips Company Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition
CA2660228A1 (en) * 2007-02-08 2008-06-12 Conocophillips Company Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition
GB2447236B (en) * 2007-03-09 2010-02-24 Westerngeco Seismic Holdings Method of estimating harmonic noise within slip-sweep Vibroseis signals
WO2008123920A1 (en) * 2007-04-10 2008-10-16 Exxonmobil Upstream Research Company Separation and noise removal for multiple vibratory source seismic data
US7859945B2 (en) 2007-07-06 2010-12-28 Cggveritas Services Inc. Efficient seismic data acquisition with source separation
GB2451630B (en) 2007-08-04 2009-12-09 Westerngeco Seismic Holdings Composite sweeps of high and low frequency part
US7864630B2 (en) * 2007-11-01 2011-01-04 Conocophillips Company Method and apparatus for minimizing interference between seismic systems
CA2703588C (en) * 2007-12-12 2015-12-01 Exxonmobil Upstream Research Company Method and apparatus for evaluating submarine formations
US20090168600A1 (en) * 2007-12-26 2009-07-02 Ian Moore Separating seismic signals produced by interfering seismic sources
EA017177B1 (ru) 2008-03-21 2012-10-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Эффективный способ инверсии геофизических данных
US7916576B2 (en) * 2008-07-16 2011-03-29 Westerngeco L.L.C. Optimizing a seismic survey for source separation
SG193173A1 (en) * 2008-08-11 2013-09-30 Exxonmobil Upstream Res Co Estimation of soil properties using waveforms of seismic surface waves
US8077547B2 (en) * 2008-09-26 2011-12-13 Providence technologies, Inc. Method and apparatus for seismic exploration
US8681589B2 (en) 2008-10-03 2014-03-25 Shell Oil Company Method and system for performing seismic surveys with a low frequency sweep
US8982665B2 (en) * 2008-10-08 2015-03-17 Westerngeco L.L.C. Dithered slip sweep vibroseis acquisition system and technique
US9213119B2 (en) * 2008-10-29 2015-12-15 Conocophillips Company Marine seismic acquisition
US8467267B2 (en) * 2008-10-29 2013-06-18 Conocophillips Company Asynchronous operation of seismic sources in a seismic survey
US8174927B2 (en) 2008-12-17 2012-05-08 Westerngeco L.L.C. Method for optimizing acoustic source array performance
US9128207B2 (en) * 2008-12-23 2015-09-08 Westerngeco L.L.C. Compensating seismic data for source variations
US9052410B2 (en) * 2009-02-12 2015-06-09 Conocophillips Company Multiple seismic signal inversion
US8395966B2 (en) * 2009-04-24 2013-03-12 Westerngeco L.L.C. Separating seismic signals produced by interfering seismic sources
CA2775150C (en) * 2009-12-02 2015-05-19 Conocophillips Company Extraction of discrete records from continuous seismic recordings
US8079440B2 (en) * 2010-01-26 2011-12-20 Westerngeco L.L.C. Determining the polarity of movement of an actuator mass in a seismic vibrator
US8537638B2 (en) * 2010-02-10 2013-09-17 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for subsurface parameter estimation in full wavefield inversion and reverse-time migration
US8400873B2 (en) 2010-02-22 2013-03-19 Westerngeco L.L.C. Vibroseis seismic acquisition technique
US8223587B2 (en) * 2010-03-29 2012-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Full wavefield inversion using time varying filters
US8694299B2 (en) 2010-05-07 2014-04-08 Exxonmobil Upstream Research Company Artifact reduction in iterative inversion of geophysical data
US8756042B2 (en) 2010-05-19 2014-06-17 Exxonmobile Upstream Research Company Method and system for checkpointing during simulations
WO2011144215A2 (fr) 2010-05-20 2011-11-24 Entreprise Nationale De Geophysique - Enageo- Filiale Du Groupe Sonatrach Méthode d'atténuation du bruit harmonique en vibrosismique par filtrage temps-variant avec référence
US8588027B2 (en) 2010-07-12 2013-11-19 Westerngeco L.L.C. Vibroseis acquisition technique and system using dynamic source control
US8767508B2 (en) 2010-08-18 2014-07-01 Exxonmobil Upstream Research Company Using seismic P and S arrivals to determine shallow velocity structure
US8437998B2 (en) 2010-09-27 2013-05-07 Exxonmobil Upstream Research Company Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method
SG188191A1 (en) 2010-09-27 2013-04-30 Exxonmobil Upstream Res Co Simultaneous source encoding and source separation as a practical solution for full wavefield inversion
US20120075955A1 (en) * 2010-09-28 2012-03-29 Timothy Dean Efficient seismic source operation in connection with a seismic survey
US8582395B2 (en) * 2010-11-04 2013-11-12 Westerngeco L.L.C. Marine vibroseis motion correction
CA2815054C (en) 2010-12-01 2017-05-16 Exxonmobil Upstream Research Company Simultaneous source inversion for marine streamer data with cross-correlation objective function
US9134442B2 (en) * 2010-12-16 2015-09-15 Bp Corporation North America Inc. Seismic acquisition using narrowband seismic sources
US9551798B2 (en) * 2011-01-21 2017-01-24 Westerngeco L.L.C. Seismic vibrator to produce a continuous signal
WO2012134621A1 (en) 2011-03-30 2012-10-04 Exxonmobil Upstream Research Company Convergence rate of full wavefield inversion using spectral shaping
SG193233A1 (en) 2011-03-31 2013-10-30 Exxonmobil Upstream Res Co Method of wavelet estimation and multiple prediction in full wavefield inversion
EP2944980A1 (en) 2011-05-13 2015-11-18 Saudi Arabian Oil Company Coupled time-distance dependent swept frequency source acquisition design and data de-noising
US9588241B2 (en) 2011-05-13 2017-03-07 Saudi Arabian Oil Company Frequency-varying filtering of simultaneous source seismic data
US9158019B2 (en) * 2011-06-08 2015-10-13 Westerngeco L.L.C. Enhancing low frequency content in marine simultaneous vibroseis acquisition
CA2839277C (en) 2011-09-02 2018-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Using projection onto convex sets to constrain full-wavefield inversion
US9176930B2 (en) 2011-11-29 2015-11-03 Exxonmobil Upstream Research Company Methods for approximating hessian times vector operation in full wavefield inversion
US9753163B2 (en) * 2012-01-12 2017-09-05 Westerngeco L.L.C. Simultaneous marine vibrators
US9348041B2 (en) * 2012-02-15 2016-05-24 Westerngeco L.L.C. Phase modulation and noise minimization for simultaneous vibroseis acquisition
US10012745B2 (en) 2012-03-08 2018-07-03 Exxonmobil Upstream Research Company Orthogonal source and receiver encoding
US9341724B2 (en) 2012-03-22 2016-05-17 Westerngeco L.L.C. Sweep sequence determination for overlapping sweeps
JP5965715B2 (ja) * 2012-04-27 2016-08-10 古野電気株式会社 超音波送受信装置、超音波送受信方法、および超音波送受信プログラム
US9348050B2 (en) * 2012-05-23 2016-05-24 Exxonmobil Upstream Research Company Near-surface noise prediction and removal for data recorded with simultaneous seismic sources
US20140036623A1 (en) * 2012-07-31 2014-02-06 Cggveritas Services Sa Device and method for synchronized marine acquisition with reduced interference noise
CA2892041C (en) 2012-11-28 2018-02-27 Exxonmobil Upstream Research Company Reflection seismic data q tomography
US9857485B2 (en) 2013-03-15 2018-01-02 Westerngeco L.L.C. Methods and systems for marine survey acquisition
ES2838696T3 (es) 2013-05-01 2021-07-02 Cgg Services Sa Aparato y método para la adquisición de datos sísmicos con activación simultánea de vibradores agrupados
MX346526B (es) 2013-05-24 2017-03-23 Exxonmobil Upstream Res Co Inversión multi-parámetro a través de fwi elástica dependiente de compensación.
US10459117B2 (en) 2013-06-03 2019-10-29 Exxonmobil Upstream Research Company Extended subspace method for cross-talk mitigation in multi-parameter inversion
US10371839B2 (en) 2013-06-05 2019-08-06 Saudi Arabian Oil Company Blended land seismic data acquisition employing dispersed source arrays with variable sweep length
US9702998B2 (en) 2013-07-08 2017-07-11 Exxonmobil Upstream Research Company Full-wavefield inversion of primaries and multiples in marine environment
CN104375165B (zh) * 2013-08-15 2017-02-15 中国石油天然气集团公司 一种可控震源分区同时扫描激发方法
EP3036566B1 (en) 2013-08-23 2018-04-04 Exxonmobil Upstream Research Company Simultaneous sourcing during both seismic acquisition and seismic inversion
US10036818B2 (en) 2013-09-06 2018-07-31 Exxonmobil Upstream Research Company Accelerating full wavefield inversion with nonstationary point-spread functions
US9910189B2 (en) 2014-04-09 2018-03-06 Exxonmobil Upstream Research Company Method for fast line search in frequency domain FWI
SG11201608175SA (en) 2014-05-09 2016-11-29 Exxonmobil Upstream Res Co Efficient line search methods for multi-parameter full wavefield inversion
US10185046B2 (en) 2014-06-09 2019-01-22 Exxonmobil Upstream Research Company Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI
CN106662664A (zh) 2014-06-17 2017-05-10 埃克森美孚上游研究公司 快速粘声波和粘弹性全波场反演
US10838092B2 (en) 2014-07-24 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Estimating multiple subsurface parameters by cascaded inversion of wavefield components
US10422899B2 (en) 2014-07-30 2019-09-24 Exxonmobil Upstream Research Company Harmonic encoding for FWI
WO2016044538A1 (en) * 2014-09-19 2016-03-24 Conocophillips Company Bandwidth extension beyond the vibrator sweep signal via a constrained simultaneous multiple vibrator inversion
US10386511B2 (en) 2014-10-03 2019-08-20 Exxonmobil Upstream Research Company Seismic survey design using full wavefield inversion
US9977141B2 (en) 2014-10-20 2018-05-22 Exxonmobil Upstream Research Company Velocity tomography using property scans
EP3234659A1 (en) 2014-12-18 2017-10-25 Exxonmobil Upstream Research Company Scalable scheduling of parallel iterative seismic jobs
US10520618B2 (en) 2015-02-04 2019-12-31 ExxohnMobil Upstream Research Company Poynting vector minimal reflection boundary conditions
SG11201704620WA (en) 2015-02-13 2017-09-28 Exxonmobil Upstream Res Co Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations
CN107407736B (zh) 2015-02-17 2019-11-12 埃克森美孚上游研究公司 生成无多次波的数据集的多阶段全波场反演处理
WO2016195774A1 (en) 2015-06-04 2016-12-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method for generating multiple free seismic images
US10838093B2 (en) 2015-07-02 2020-11-17 Exxonmobil Upstream Research Company Krylov-space-based quasi-newton preconditioner for full-wavefield inversion
CN108139499B (zh) 2015-10-02 2020-02-14 埃克森美孚上游研究公司 Q-补偿的全波场反演
WO2017065889A1 (en) 2015-10-15 2017-04-20 Exxonmobil Upstream Research Company Fwi model domain angle stacks with amplitude preservation
US10564273B2 (en) * 2015-10-21 2020-02-18 Canon Medical Systems Corporation Ultrasonic diagnostic apparatus
US10590758B2 (en) 2015-11-12 2020-03-17 Schlumberger Technology Corporation Noise reduction for tubewave measurements
EP3394642B1 (en) 2015-12-22 2022-02-16 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and system for generating a seismic gather
US10768324B2 (en) 2016-05-19 2020-09-08 Exxonmobil Upstream Research Company Method to predict pore pressure and seal integrity using full wavefield inversion
CN109564296B (zh) 2016-07-01 2021-03-05 斯伦贝谢技术有限公司 用于检测反射液压信号的井中对象的方法和系统
DE102017121346A1 (de) 2016-09-15 2018-03-15 Osram Opto Semiconductors Gmbh Messsystem, Verwendung zumindest einer individuell betreibbaren Leuchtdioden-Leuchteinheit als Sendereinheit in einem Messsystem, Verfahren zum Betrieb eines Messsystems und Beleuchtungsquelle mit einem Messsystem
US10288755B2 (en) 2017-03-28 2019-05-14 Saudi Arabian Oil Company Seismic processing workflow for broadband single-sensor single-source land seismic data
CN107290043B (zh) * 2017-06-15 2023-07-28 贵州电网有限责任公司电力科学研究院 一种输电线路振动次数在线分布式监测方法
US11294083B2 (en) 2017-08-16 2022-04-05 Pgs Geophysical As Geophysical survey techniques using different correlation intervals
US20190317232A1 (en) * 2018-04-17 2019-10-17 Cgg Services Sas High-productivity seismic data acquisition using calendar-time-based sweep initiation
GB2578123B8 (en) * 2018-10-16 2021-08-11 Darkvision Tech Inc Overlapped scheduling and sorting for acoustic transducer pulses
US11703607B2 (en) 2020-06-15 2023-07-18 Saudi Arabian Oil Company Determining a seismic quality factor for subsurface formations from a seismic source to a first VSP downhole receiver

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CA2316665A1 (en) * 1999-09-10 2001-03-10 Thomas John Fleure Method of reducing harmonic interference while using overlapping source point siesmic recording techniques
GB2359363A (en) * 2000-02-15 2001-08-22 Geco Prakla Processing simultaneous vibratory seismic data
US6366857B1 (en) * 1999-06-25 2002-04-02 Trimble Navigation Limited Noise estimator for seismic exploration

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US161379A (en) * 1875-03-30 Improvement in machines for making horseshoe-nails
US2348003A (en) * 1941-01-28 1944-05-02 Gen Electric Magnetic core
US2359363A (en) * 1942-04-11 1944-10-03 American Cyanamid Co Preparation of sulphonyl guanidines
GB1423366A (en) * 1972-07-21 1976-02-04 Seiscom Ltd Broad line seismic profiling using simultaneously radiating sources
US4201972A (en) * 1972-11-07 1980-05-06 United Geophysical Corporation Seismic prospecting system
US4004267A (en) * 1972-11-28 1977-01-18 Geosource Inc. Discrete frequency seismic exploration using non uniform frequency spectra
US3815704A (en) * 1972-12-26 1974-06-11 Texaco Inc Method for determining optimum seismic pulse
US3895343A (en) * 1973-05-07 1975-07-15 Amoco Prod Co Apparatus for producing adaptive pilot signals
US4168485A (en) * 1974-08-12 1979-09-18 Continental Oil Company Simultaneous use of pseudo-random control signals in vibrational exploration methods
GB1602117A (en) * 1977-10-04 1981-11-04 Seismograph Service Englang Lt Vibration generators particularly for seismic exploration
US4519053A (en) * 1981-11-27 1985-05-21 Texas Instruments Incorporated Force or pressure feedback control for seismic vibrators
US4823326A (en) * 1986-07-21 1989-04-18 The Standard Oil Company Seismic data acquisition technique having superposed signals
US4750157A (en) * 1987-05-06 1988-06-07 Standard Oil Production Company Seismic vibrator earth impedance determination and compensation system
US4953657A (en) * 1987-11-30 1990-09-04 Halliburton Geophysical Services, Inc. Time delay source coding
US4982374A (en) * 1989-10-23 1991-01-01 Halliburton Geophysical Services, Inc. Method of source coding and harmonic cancellation for vibrational geophysical survey sources
US5410517A (en) 1994-05-13 1995-04-25 Exxon Production Research Company Method for cascading sweeps for a seismic vibrator
US5550786A (en) * 1995-05-05 1996-08-27 Mobil Oil Corporation High fidelity vibratory source seismic method
US5719821A (en) 1995-09-29 1998-02-17 Atlantic Richfield Company Method and apparatus for source separation of seismic vibratory signals
US5721710A (en) * 1995-09-29 1998-02-24 Atlantic Richfield Company High fidelity vibratory source seismic method with source separation
GB2306219B (en) * 1995-10-12 1999-06-23 Nigel Allister Anstey 3-d seismic survey using multiple sources simultaneously
US6181646B1 (en) * 1997-01-07 2001-01-30 Hyroacoustics, Inc. Geophysical exploration system using seismic vibrator source which provides a composite sweep
WO1999026179A1 (en) * 1997-11-14 1999-05-27 Western Atlas International, Inc. Seismic data acquisition and processing using non-linear distortion in a groundforce signal
US6035257A (en) * 1997-12-10 2000-03-07 Pelton Company Method and apparatus for reducing harmonic distortion
US6152256A (en) * 1998-10-29 2000-11-28 Aspect Resources Llc Method for controlling seismic vibrator ground forces
GB2348003B (en) 1999-03-19 2001-02-07 Geco Prakla Seismic data processing method for data acquired using overlapping vibratory sweeps
GB9927395D0 (en) * 1999-05-19 2000-01-19 Schlumberger Holdings Improved seismic data acquisition method
CN1254693C (zh) * 2000-10-17 2006-05-03 维斯特恩格科地震控股有限公司 对源编码和谐波消除采用级联扫描的方法
FR2818753B1 (fr) * 2000-12-21 2003-03-21 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismisques obtenus en codant un signal par des sequences pseudo aleatoires
US6842701B2 (en) * 2002-02-25 2005-01-11 Westerngeco L.L.C. Method of noise removal for cascaded sweep data
US6603707B1 (en) * 2002-02-26 2003-08-05 Compagnie Generale De Geophysique Method of reducing harmonic noise in vibroseis operations
FR2836723B1 (fr) * 2002-03-01 2004-09-03 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif de prospection sismique par emission simultanee de signaux sismiques a base de sequences pseudo aleatoires
GB2387226C (en) 2002-04-06 2008-05-12 Westerngeco Ltd A method of seismic surveying
US6942059B2 (en) * 2002-11-13 2005-09-13 Westerngeco, L.L.C. Composite bandwidth marine vibroseis array
WO2004095073A2 (en) * 2003-04-01 2004-11-04 Exxonmobil Upstream Research Company Shaped high frequency vibratory source
GB2416033B (en) * 2004-07-10 2006-11-01 Westerngeco Ltd Seismic vibratory acquisition method and apparatus
US7327633B2 (en) * 2005-12-12 2008-02-05 Westerneco L.L.C. Systems and methods for enhancing low-frequency content in vibroseis acquisition

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6366857B1 (en) * 1999-06-25 2002-04-02 Trimble Navigation Limited Noise estimator for seismic exploration
CA2316665A1 (en) * 1999-09-10 2001-03-10 Thomas John Fleure Method of reducing harmonic interference while using overlapping source point siesmic recording techniques
GB2359363A (en) * 2000-02-15 2001-08-22 Geco Prakla Processing simultaneous vibratory seismic data

Also Published As

Publication number Publication date
NO20031535L (no) 2003-10-07
GB2387226C (en) 2008-05-12
GB2387226B (en) 2005-08-10
FR2853085A1 (fr) 2004-10-01
US20060158962A1 (en) 2006-07-20
GB2387226A (en) 2003-10-08
GB0207995D0 (en) 2002-05-15
US20030210609A1 (en) 2003-11-13
NO20031535D0 (no) 2003-04-04
NO336129B1 (no) 2015-05-18
NO20150043L (no) 2003-10-07
US20070091721A1 (en) 2007-04-26
US7376046B2 (en) 2008-05-20
US7672194B2 (en) 2010-03-02
FR2853085B1 (fr) 2010-10-15
NL1023118A1 (nl) 2003-10-07
NL1023118C2 (nl) 2007-01-12
US7050356B2 (en) 2006-05-23
US7602670B2 (en) 2009-10-13
NL1033146A1 (nl) 2007-01-23
US20100008187A1 (en) 2010-01-14
US20080232194A1 (en) 2008-09-25
NO339176B1 (no) 2016-11-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NL1033146C2 (nl) Werkwijze voor het doen van seismisch onderzoek.
US7859945B2 (en) Efficient seismic data acquisition with source separation
US8837255B2 (en) Seismic acquisition method and system
US4556962A (en) Seismic exploration method and apparatus for cancelling interference from seismic vibration source
AU2004203132B2 (en) Method for separating seismic signals from two or more distinct sources
US5572483A (en) Method of reducing noise in seismic signals by adaptive filtering of a noise reference
GB2309082A (en) Seismic noise filtering method
WO2005019865A2 (en) Method for continuous sweeping and separation of multiple seismic vibrators
NO319272B1 (no) Fremgangsmate for ett-trinns inversjon og separasjon med anvendelse av flere vibratorer
EP3170028A1 (en) Systematic departure from pattern regularity in seismic data acquisition
US11269093B2 (en) Method and system for generating geophysical data
US20150234066A1 (en) Method and device for de-blending seismic data using source signature
Wu et al. Shot repetition: an alternative approach to blending in marine seismic
Witten et al. Signal-to-noise estimates of time-reverse images
Askeland et al. A seismic field test with a low-level acoustic combustion source and pseudo-noise codes
Nørmark RESIDUAL STATICS ESTIMATION BY STACK‐POWER MAXIMIZATION IN THE FREQUENCY DOMAIN1
Artman Time windowing passive seismic data in the frequency domain
Idir Event Automatic Picking & Tracking Seismic Horizon Using A Linear Prediction Technique
Doloei et al. On the Analytic Minimum Information Deconvolution Technique, Its Implication on Random Noise Elimination and Moho Phase Detection

Legal Events

Date Code Title Description
AD1A A request for search or an international type search has been filed
RD2N Patents in respect of which a decision has been taken or a report has been made (novelty report)

Effective date: 20090720

PD2B A search report has been drawn up
MM Lapsed because of non-payment of the annual fee

Effective date: 20170501