NO154560B - F-k filtrering av flere refleksjoner fra en seismisk seksjon. - Google Patents

F-k filtrering av flere refleksjoner fra en seismisk seksjon. Download PDF

Info

Publication number
NO154560B
NO154560B NO813463A NO813463A NO154560B NO 154560 B NO154560 B NO 154560B NO 813463 A NO813463 A NO 813463A NO 813463 A NO813463 A NO 813463A NO 154560 B NO154560 B NO 154560B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
seismograms
series
multiple reflections
filtering
samples
Prior art date
Application number
NO813463A
Other languages
English (en)
Other versions
NO154560C (no
NO813463L (no
Inventor
William Harold Ruehle
Original Assignee
Mobil Oil Corp
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 Mobil Oil Corp filed Critical Mobil Oil Corp
Publication of NO813463L publication Critical patent/NO813463L/no
Publication of NO154560B publication Critical patent/NO154560B/no
Publication of NO154560C publication Critical patent/NO154560C/no

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. for interpretation or for event detection
    • G01V1/36Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
    • G01V1/364Seismic filtering
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V2210/00Details of seismic processing or analysis
    • G01V2210/50Corrections or adjustments related to wave propagation
    • G01V2210/56De-ghosting; Reverberation compensation

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)
  • Filtering Of Dispersed Particles In Gases (AREA)
  • Control Of Motors That Do Not Use Commutators (AREA)
  • Window Of Vehicle (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår geofysisk undersøkelser og nærmere bestemt filtrering av flerrefleks joner fra en seismisk seksjon av den art som angitt i innledningen til krav 1.
En seismisk seksjon er et sett med seismogrammer som viser underjordiske sjikt av en jordseksjon. Før en rekke seismiske sampler kan bli omformet til en seismisk seksjon som kan bli tydet av geofysikeren må seismogrammene bli behandlet for å fjerne støy. En av de mest vanlige forekommende typer av støy oppstår fra multiple refleksjoner av seismisk energi mellom reflekterende sjikt i jorden.
Forskjellige prosesser har blitt tilveiebrakt for under-trykning av flerrefleksjoner. Ved en slik prosess blir fler-seismisk dekning tilveiebrakt og stablet for å undertrykke flerrefleksjonene. Forskjellige navn har blitt gitt til den generelle prosessen for å tilveiebringe multippelseismisk dekning, f.eks. felles dybdepunktteknikk, felles refleksjonspunkttek-nikk, og rulle langs med teknikk. Alle disse teknikkene innbefatter generelle prinsipp ved opptegning av multiple seismiske data fra samme refleksjonspunkt under overflaten ved å anvende forskjellige horisontale avstander mellom en seismisk kilde og en seismisk detektor. Disse teknikkene kan anvendes både ved marin- og landseismisk undersøkelse. En beskrivelse av slike teknikker er gitt av Lorenz Shock i en artikkel med tittelen "Roll-Along and Drop-Along Seismic Techniques", pu-blisert i Geophysics, vol. XXVIII, nr. 5, del II, side 831-841, oktober 1963. Dataen blir korrigert for normal bevegel-se ut og blir så statistisk beregnet og så stablet.
Felles dybdepunkt seismisk teknikk er generelt tillagt for-delen med å produsere bedre seismiske data enn de teknikker som produserer enkeltvis seismisk data. Ved stabling av felles dybdepunkt seismisk data er primærrefleksjonene i ho-vedsak i fase og blir således addert mens forstyrrelser slik som multiple refleksjoner er ut av fase og tenderer til å bli strøket. Multiple refleksjoner blir således undertrykket og primærref leks jonene blir fremhevet.
Seismiske rekker tilveiebrakt ved disse metodene er generelt X-T-rekkene, i hvilke amplituden til de seismiske refleksjonene er opptegnet som en funksjon av opptegningstiden (T) og avstanden (X). Disse rekkene kan bli omformet til f-k rekker som representerer amplituden som en funksjon av frekvens og bølgenummer.
I den norske søknaden nr. 812801 er blitt beskrevet en fremgangsmåte for tilveiebringelse av en forbedret fremvisning av underjordiske lag ved filtrering av f-k omformingen. Filtreringen blir utført på digitaliserte prøver ved vekting av prøvene i lukkede områder av frekvens og bølgetall med en vekt avhengig av signal og støy.
Foreliggende oppfinnelse omhandler en fremgangsmåte av den innledningsvis nevnte art, hvis karakteristiske trekk fremgår av krav 1. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av krav 2.
En har funnet at f-k filtreringen kan bli benyttet for å undertrykke flerrefleksjonene med vekting av alle prøvene i f-k rekken med det inverse av f-k omformingen av multiple refleksjoner.
En måte for utførelse av oppfinnelsen er å utføre en normal utflyttingskorreksjon med hensyn til de multiple refleksjonene. Dette innretter de multiple refleksionene i CDP-gruppen.
Ved stabling av CDP-gruppen etter korrigering for normal utflytting blir en vurdering tilveiebrakt på de multiple refleksjonene. Denne vurderingen er i tur og orden tidsfor-skjøvet ved å endre tidene for å frembringe seismogrammene som representerer CDP-gruppen med multiple refleksjoner. Multippelrefleksjon-CDP-gruppen ble omformet til en f-k
rekke og det inverse av denne rekken ble tilveiebrakt. Dette er en rekke med prøver som er invers proporsjonale med amplituden til den multiple refleksjonen som en funksjon av frekvensen og bølgetallet.
Den seismiske seksjonen fra hvilke de multiple refleksjonene skal bli filtrert blir også omformet til en f-k rekke. Denne f-k rekken blir filtrert ved vekting av prøvene i den ved hjelp av korresponderende prøver i den inverse multiple refleksjons f-k rekken. På denne måte blir multiple refleksjoner undertrykket. Når den filtrerte f-k rekken blir omformet til en normal X-T
rekke blir en forbedret fremstilling av jordformasjonen uten multi-
ple refleksjoner tilveiebrakt.
Ytterligere trekk og fordeler ved oppfinnelsen skal bli beskrevet med henvisning til tegningene, hvor: Fig. 1 viser et flytdiagram over filtreringsprosessen; Fig. 2 viser en gruppe med CDP-seismogrammer og f-k om-forming av denne gruppen; Fig. 3 viser CDP-gruppen på fig. 1 etter korreksjon for normal utflytting med klar hastighet for de multiple refleksjonene; Fig. 4 viser vurdering av de multiple refleksjonene tilveiebrakt ved stabling av CDP-gruppen på fig. 3; Fig. 5 viser fremstilling av de multiple refleksjonene som er blitt tilveiebrakt ved suksessive tidsfor-skyvning av vurderingen på fig. 4; Fig. 6 viser et eksempel på gruppen med CDP seismogrammer ; Fig. 7 viser en gruppe med seismogrammer som viser de multiple refleksjonene i gruppen på fig. 6; Fig. 8 viser gruppen på fig. 6 etter de multiple refleksjonene er filtrert ut i samsvar med foreliggende filtreringsprosess; Fig. 9 viser en prøve på feltseksjon som har blitt behandlet og stablet med hjelp av standardprose-dyrer; Fig. 10 viser samme seismogrammene etter f-k multippel-refleksjonsfiltreringen og stablingen ifølge foreliggende filtreringsprosess.
Filtreringsprosessen viser at fig. 1 virker i gruppe med felles dybdepunktseismogrammer 11. Slike CDP-grupper er vist på fig. 2, hvor X-aksen viser avstanden langs en under-søkelseslinje og T-aksen viser tiden etter pulsen til seismisk energi som frembringer seismogrammene. I samsvar med stor CDP-teknikken inneholder seismogrammene i hver:gruppe refleksjoner med seismisk energi fra samme refleksjonspunkt. Refleksjonene fra grensesnittene under jordens overflate forekommer i grupper langs tilnærmet hyperbolske buer slik som 12, 13 og 14 på fig. 2. Tiden for en refleksjon i en hver gruppe gitt av det velkjente uttrykket:
hvor Tq er tiden for refleksjonen ved nullforskyvningssporet, X er den horisontale avstanden mellom kilden og detektoren og V er den akustiske hastighetskarakteristikken for jorden. Multippelrefleksjonslinjer oppover langs forskjellige hyperbolske buer er som kurvene 15, 16 og 17 på fig. 2- En slik seismisk gruppe er frembrakt i feltet og lagret på magnetiske bånd eller i en digetaldatamaskin som en rekke med seismiske prøver som viser amplituden til seismisk refleksjoner som en funksjon av tiden T og avstanden X langs undersøkelses-linjen. Prøvene i en slik rekke er betegnet S(X,T). Furier-transformering som omformer en slik rekke til en rekke med amplituder som en funksjon av frekvens og bølgetall er kjent. En slik f-k rekke er vist på høyre siden av fig. 2. De digetale prøvene er betegnet S(f,k).
Som et første trinn mot tilveiebringelse av seismogrammer som viser kun multiple refleksjoner er CDP-gruppene 11 forbundet for normal utflytting med klar hastighet Vm til multipel-refleksjonene. Dette trinnet blir vist ved 18 på fig. 1.
Det frembringer den seismiske gruppen som er vist på fig. 3. Ved denne gruppen har multippelrefleksjonene blitt innrettet slik at de tilsynekommer på rette linjer 19, 20 og 21. Når en slik gruppe blir stablet blir en vurdering av multippelrefleksjonene tilveiebrakt. Stablingstrinnet er vist ved henvisningstallet 22 på fig. 1.
Den resulterende vurderingen av flerrefleksjonene er vist på fig. 4 hvor det stablede seismogrammet har flerrefleksjonene 23, 24 og 25. Denne vurderingen blir omformet til en CDP-gruppe som viser multippelref leks jonene. Tidsendringen tidsfor-skyvning vist ved 26 på fig. 1 utfører denne operasjonen. Dette er kun en tidsforskyvningsoperasjon som er motsatt av normal utflyttingsoperasjon vist ved 18. Dvs. klar flerhas-tighet er benyttet for å bestemme tidsforskyvningen som skal bli suksessivt tilført vurderingen på fig. 4 for å frembringe gruppefremvisning av flerrefleksjoner på fig. 5. Fig. 5 viser vurderingene 27, 28 og 29, hver med suksessive tidsforskyv-ninger, men naturligvis vil der være flere seismogrammer ved den typisk CDP-gruppen.
Fig. 5 viser også f-k-transformeringene til gruppen som viser multippelrefleksjon. Denne gruppen som representerer multippelrefleksjonene til venstre på fig. 5 er vist ved hjelp av en rekke av digetale prøver som viser amplituden som en funksjon av tid og avstand. De digetale prøvene i en slik rekke er betegnet M(X,T) hvor hver digetalprøve representerer en ampli-tude for en spesiell verdi for X og T. På høyre siden av fig. 5 er vist en rekke digetalprøver for hver frekvens og bølgetallverdi i rekken. De digetale prøvene er betegnet M(f,k) hvor hver digetalprøver representerer amplituden for en spesiell verdi for frekvensen av bølgetallet.
Trinnet for utførelse av f-k-transformeringen på gruppen som representerer multippelref leks jonene er vist med 3 0 og 3 OA på fig. 1. Dette trinnet kan bli utført ved hjelp av mange vanlige Fourier-transformeringer, men Cooley-Tukey-transformeringen beskrevet av Cooley, J.W.; Tukey, J.W., "En algoritme for maskinkalkulering av komplekse Fourier-serier", Mathematical Computation", vol. 19, 1965, side 297-301 er spesielt egnet for denne bruk. Tilpassingen av transformeringen for bruk ved seismiske behandlinger er nærmere beskrevet i ovenfor nevnte norske søknad. Denne søknad beskriver også nærmere transformeringen til en reell del, angitt med 30 og transformeringen til en imaginær del angitt med 30A på fig. 1.
I samsvar med foreliggende oppfinnelse blir den inverse verdien av rekken M(f ,k) , som utgjør multippelrefleksjonen tilveiebrakt for å bestemme vektene til filteret som skal bli anvendt. Dette trinnet med frembringelse av den inverse verdien er angitt med henvisningstallet 31 på fig. 1. En invers operasjon utført på en f-k-rekke blir utført ved hjelp av divisjon. Dvs. vektene W(f,k) til filteret er det inverse av en multippelrefleksjonsseksjon. Sagt på en annen måte:
Ovenfor var RM den reelle delen av vektfunksjonen og ilm utgjør den imaginære delen. I den norske patentsøknaden 812801 blir multippelref leks jonen fjernet med et sperref ilter som opererer kun ved absolutte verdier av transformeringen til den seismiske seksjonen. Filteret til foreliggende prosess opererer på komplekser reelle og imaginære deler til f-k-transformeringen til den seismiske seksjonen. Operasjonen blir forenklet ved multiplisering av både teller og nevner med RM - ilM. Dette frembringer:
Ovenfor nevnte består av to deler. En inneholder koeffisientene for filtrering av den reelle delen av den seismiske seksjonen. Den andre inneholder koeffisientene for filtrering av den imaginære delen til den seismiske seksjonen. De reelle koeffisientene blir tilført filteret 32. De imaginære koeffisientene blir tilført filteret 33.
Den seismiske seksjonen som skal bli filtrert blir omformet til en f-k-rekke ved hjelp av en reell f-k-transformereren 34 og den imaginære f-k-transformereren 35. Disse f-k-transformeringene kan igjen bli utført i samsvar med prosedyren beskrevet i nevnte norske søknad nr. 812801. Den reelle delen av rekken S(f,k) blir tilført filteret 32 og den imaginære delen blir tilført filteret 33. Filtrene 32 og 33 vektberegner hver av prøvene i rekken S(f,k) med en faktor som er invers proporsjonal med amplituden med tilsvarende prøver i f-k-transf ormeringen av multippelref leks jonene. Ved utførelsen av filtreringen i en digetal datamaskin blir den enkleste prosedyren å multiplisere hver filterkoeffisient fra den inverse multippelref leks jons-f-k- rekken med tilsvarende prøver i den seismiske seksjons-f-k-rekken. Digetalfiltre-ringsteknikk er velkjent. Filtreringen har den virkningen at den undertrykker multippelref leks jonene . Filtrerte rekker blir transformert tilbake til normal X-T-rekker ved trinnet betegnet med trinn 34. Dette frembringer en seksjon som har øket fremvisning av jordens formasjoner uten multippelref leksjoner.
Eksempler på operasjonen ifølge foreliggende oppfinnelse er vist på seismogrammene vist på fig. 6-10. Fig. 6 viser feltseismogrammer i ti CDP-grupper. Disse korresponderer med den idealiserte gruppen vist på fig. 2. Etter behand-lingen med trinnene 18, 22 og 26 på fig. 1 har disse seismogrammene formen vist på fig. 7. Fig. 7 viser grupper som viser kun multippelref leks jonene. Disse gruppene blir omformet til en f-k-rekke ved hjelp av trinnene 30 og 30A på fig. 1 og vektkoeffisientene til filteret blir bestemt ved hjelp av den inverse operasjonen vist ved 31 på fig. 1.
Fig. 8 viser seismiske grupper som har blitt transformert til en f-k-rekke, filtrert ved hjelp av trinnene 32 og 33
på fig. 1 og så transformert tilbake til en X-T-rekke. Gode multippelrefleksjonsundertrykkelse- har blitt tilveiebrakt. Fig. 9 og 10 er ytterligere eksempler på effektiviteten ved foreliggende oppfinnelse. Fig. 9 viser en seismisk seksjon som har blitt stablet etter standardbehandling. Merk den sterke inultippelrefleksjonen antydet ved 35, tilnærmet 3,15 sekun-ders opptegningstid. Også der er det skarpe avstandsmar-keringer bevirket av multippelref leksjoner x den delen av opp-tegningen indikert med henvisningstallet 36, tilnærmet 4,4 til 6,0 sekunder av opptegningstiden. Fig. 10 viser samme seismiske seksjonen som har blitt behandlet og stablet ved hjelp av samme prosessen med unntak av at f-k-flerfiltreringen ifølge foreliggende oppfinnelse har blitt anvendt. Det skal her bemerkes at multippelref leksjonen ved 3,15 sekunder har blitt effektivt undertrykket. Også avstandmarkeringen mellom 4,4 og 6,0 sekunder har blitt svært forbedret.

Claims (2)

1. Fremgangsmåte for filtrering av multiple refleksjoner fra seismogrammer som viser jordens formasjoner, innbefattende (a) transformering av første seismogrammer som viser amplituden til seismiske refleksjoner som en funksjon av tiden og avstanden langs en undersøkelseslinje i en f-k-rekke som viser amplituden som en funksjon av frekvens og bølge-tall, (b) filtrering av f-k-rekken, og (c) generering fra den filtrerte rekken en seismisk opptegning som har en klarere fremstilling av formasjonene med undertrykkelse av multippel refleksjonene, karakterisert ved at trinnene (b) og (c) blir bevirket ved:
(1) korrigering av første seismogrammene for normal utflyt-ning med den tilsynelatende hastighet av multippel refleksjonene for innretting av multippel refleksjonene,
(2) stabling av de korrigerte, normalt utflyttede første seismogrammer med innrettede multippel refleksjoner,
(3) invers normal utflytningskorreksjon av de stablede første seismogrammene for å frembringe andre seismogrammer som representerer multippel refleksjonene,
(4) transformering av de andre seismogrammene til en f-k-rekke med reell og imaginære deler,
(5) bestemmelse av inverse av de reelle og imaginære delene til f-k-rekken for de andre seismogrammene,
(6) filtrering av den reelle delen av f-k-rekken til de første seismogrammene ved veiing av alle dens sampler med korresponderende sampler av det inverse av den reelle delen av f-k-rekken til de andre seismogrammene,
(7) filtrering av den imaginære delen av f-k-rekken til de første seismogrammene ved veiiing av alle dens sampler med korresponderende sampler av det inverse av den imaginære delen til f-k-rekken for de andre seismogrammene, og (9) transformering av de filtrerte reelle og imaginære delene av f-k-rekken til de første seismogrammene til tredje seismogrammer som representerer den nødvendige bedrede fremstillingen av formasjonen med undertrykkelse av multippel-refleksjonene som en funksjon av tid og avstand langs undersøkeIseslinjen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at trinnet med å filtrere den reelle delen av f-k-rekken for de første seismogrammene blir utført ved multiplisering av hver av samplene i rekken med en faktor som er invers proporsjonal med amplituden til korresponderende sampel i f-k-rekken til den reelle delen av seismogrammene, og trinnet med å filtrere den imaginære delen til f-k-rekken for de første seismogrammene blir utført ved å multiplisere hver av samplene i rekken med en faktor som er inverst proporsjonal med amplituden for korresponderende sampel ved f-k-rekken til den imaginære delen for de andre seismogrammene.
NO813463A 1980-12-29 1981-10-14 F-k filtrering av flere refleksjoner fra en seismisk seksjon. NO154560C (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/220,881 US4380059A (en) 1980-08-20 1980-12-29 F-K Filtering of multiple reflections from a seismic section

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO813463L NO813463L (no) 1982-06-30
NO154560B true NO154560B (no) 1986-07-07
NO154560C NO154560C (no) 1986-10-22

Family

ID=22825395

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO813463A NO154560C (no) 1980-12-29 1981-10-14 F-k filtrering av flere refleksjoner fra en seismisk seksjon.

Country Status (5)

Country Link
US (1) US4380059A (no)
CA (1) CA1254297A (no)
DE (1) DE3149525A1 (no)
GB (1) GB2090407B (no)
NO (1) NO154560C (no)

Families Citing this family (45)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4887243A (en) * 1982-12-27 1989-12-12 Mobil Oil Corporation Removal of surface multiples
US4577297A (en) * 1983-04-27 1986-03-18 Mobil Oil Corporation Method for enhancing recorded marine seismic reflection signals having undulating water bottom distortions
US4594693A (en) * 1983-11-04 1986-06-10 Mobil Oil Corporation Seismic trace interpolation using f-k filtering
US4604699A (en) * 1984-01-25 1986-08-05 The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Interior General earthquake observation system
US4752916A (en) * 1984-08-28 1988-06-21 Dan Loewenthal Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data
US4665510A (en) * 1985-05-06 1987-05-12 Mobil Oil Corporation Method for attenuating multiples in CDP data gathers
US4729101A (en) * 1985-05-09 1988-03-01 Standard Oil Company Method for identifying and separating the effects of elastic and anelastic formation properties in seismic data
US4809238A (en) * 1986-03-14 1989-02-28 Exxon Production Research Company Method for restoring the background appearance of two-dimensional filtered seismic data
US4847813A (en) * 1987-11-16 1989-07-11 Western Atlas International, Inc. Method for extending the lateral subsurface coverage in VSP surveys
US4884248A (en) * 1988-01-25 1989-11-28 Mobil Oil Corporation Method of restoring seismic data
US4860265A (en) * 1988-01-25 1989-08-22 Mobil Oil Corporation Seismic trace restoration using F-K filtering
US4907205A (en) * 1988-04-29 1990-03-06 Amoco Corporation Method for attenuating multiple reflection events in seismic data
US4829487A (en) * 1988-05-06 1989-05-09 Mobil Oil Corporation Method for restoring seismic data using cross-correlation
US5191526A (en) * 1988-07-18 1993-03-02 Mobil Oil Corporation Method for removing coherent noise from seismic data
US4937793A (en) * 1989-05-30 1990-06-26 Halliburton Geophysical Services, Inc. Processing method for marine seismic surveying utilizing dual streamers
US4935903A (en) * 1989-05-30 1990-06-19 Halliburton Geophysical Services, Inc. Reinforcement of surface seismic wavefields
EG19158A (en) * 1989-08-25 1996-02-29 Halliburton Geophys Service System for attenuation of water-column reverberation
US5060202A (en) * 1991-01-04 1991-10-22 Mobil Oil Corporation Method for removing coherent noise from seismic data through T-K filtering
US5067112A (en) * 1991-01-04 1991-11-19 Mobil Oil Corporation Method for removing coherent noise from seismic data through f-x filtering
US5182729A (en) * 1991-09-03 1993-01-26 Exxon Production Research Company Reduction of sideswipe noise from seismic data by null steering
US5235556A (en) * 1992-01-10 1993-08-10 Halliburton Geophysical Services Inc. Interpolation of aliased seismic traces
US5189644A (en) * 1992-02-04 1993-02-23 Wood Lawrence C Removal of amplitude aliasing effect from seismic data
US5237538A (en) * 1992-02-20 1993-08-17 Mobil Oil Corporation Method for removing coherent noise from an array of seismic traces
GB9321125D0 (en) * 1993-10-13 1993-12-01 Geco As Method of processing reflection data
US5596546A (en) * 1994-12-21 1997-01-21 Western Atlas International, Inc. Spatially distributed signal sampling method
US5774416A (en) * 1995-04-07 1998-06-30 Pgs, Tensor, Inc. Method and device for attenuating water column reverberations using co-located hydrophones and geophones in ocean bottom seismic processing
US5621699A (en) * 1995-07-07 1997-04-15 Pgs Ocean Bottom Seismic, Inc. Apparatus and method of calibrating vertical particle velocity detector and pressure detector in a sea-floor cable with in-situ passive monitoring
US5754492A (en) * 1996-02-12 1998-05-19 Pgs Tensor, Inc. Method of reverberation removal from seismic data and removal of dual sensor coupling errors
US5812963A (en) * 1997-03-26 1998-09-22 Exxon Production Research Company Method of analyzing capabilities of migration and DMO computer seismic data processing
US6021379A (en) * 1997-07-29 2000-02-01 Exxon Production Research Company Method for reconstructing seismic wavefields
US6049507A (en) * 1997-09-30 2000-04-11 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for correcting effects of ship motion in marine seismology measurements
GB9906456D0 (en) * 1999-03-22 1999-05-12 Geco Prakla Uk Ltd Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data
US6151556A (en) * 1999-06-18 2000-11-21 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for doppler smear correction in marine seismology measurements
US6507787B1 (en) * 1999-10-18 2003-01-14 Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras Method for the suppression of multiple reflections from marine seismic data
US6477470B2 (en) * 2000-12-01 2002-11-05 Pgs Americas, Inc. Method and system for deghosting
US6738715B2 (en) 2001-09-14 2004-05-18 Exxonmobil Upstream Research Company Method for attenuating noise in seismic data
US7310287B2 (en) * 2003-05-30 2007-12-18 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for seismic data acquisition
US7561493B2 (en) * 2003-05-30 2009-07-14 Fairfield Industries, Inc. Method and apparatus for land based seismic data acquisition
EP1738201B1 (en) * 2004-04-07 2014-04-09 WesternGeco Seismic Holdings Limited Fast 3-d surface multiple prediction
US8534959B2 (en) 2005-01-17 2013-09-17 Fairfield Industries Incorporated Method and apparatus for deployment of ocean bottom seismometers
US8127706B2 (en) * 2005-05-02 2012-03-06 Fairfield Industries Incorporated Deck configuration for ocean bottom seismometer launch platforms
US7257492B2 (en) * 2005-08-26 2007-08-14 Westerngeco L.L. Handling of static corrections in multiple prediction
US7433265B2 (en) * 2005-10-04 2008-10-07 Fairfield Industries, Inc. Converted wave energy removal from seismic data
US7453765B2 (en) 2006-05-16 2008-11-18 Ikelle Luc T Scattering diagrams in seismic imaging
US8611191B2 (en) * 2008-05-22 2013-12-17 Fairfield Industries, Inc. Land based unit for seismic data acquisition

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3689874A (en) * 1964-11-12 1972-09-05 Manus R Foster Processing of geophysical data
US3550073A (en) * 1965-03-12 1970-12-22 Mobil Oil Corp Optimum seismic velocity filters
US3396365A (en) * 1966-05-03 1968-08-06 Mobil Oil Corp Method of processing geophysical data with stable inverse filters
US3424269A (en) * 1966-09-30 1969-01-28 Bell Telephone Labor Inc Multipath focusing signal processor
US3581274A (en) * 1969-03-19 1971-05-25 Mobil Oil Corp Frequency-domain band broadening of seismic data
CA972862A (en) * 1972-07-24 1975-08-12 Roy G. Quay Method and appararus for seismic exploration
US4218765A (en) * 1974-10-03 1980-08-19 Standard Oil Company (Indiana) Two-dimensional frequency domain filtering
FR2358061A1 (fr) * 1976-07-08 1978-02-03 Ibm France Procede et dispositif d'egalisation utilisant la transformee de fourier
FR2396316A1 (fr) * 1977-06-30 1979-01-26 Elf Aquitaine Methode d'exploration sismique
US4241429A (en) * 1978-03-03 1980-12-23 Mobil Oil Corporation Velocity determination and stacking process from seismic exploration of three dimensional reflection geometry
US4223399A (en) * 1978-07-12 1980-09-16 Union Oil Company Of California Seismic exploration method
US4314364A (en) * 1979-07-26 1982-02-02 Atlantic Richfield Company Long sweep vibroseis record production

Also Published As

Publication number Publication date
DE3149525A1 (de) 1982-07-08
GB2090407B (en) 1984-08-22
NO154560C (no) 1986-10-22
GB2090407A (en) 1982-07-07
US4380059A (en) 1983-04-12
CA1254297A (en) 1989-05-16
NO813463L (no) 1982-06-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO154560B (no) F-k filtrering av flere refleksjoner fra en seismisk seksjon.
US6678207B2 (en) Trapped water bottom multiple and peg-leg multiple suppression for ocean bottom seismic data
EP1849025B1 (en) Method and aparatus for true relative amplitude correction of seismic data for normal moveout stretch effects
CA2599958C (en) Removal of noise from seismic data using radon transformations
US4760563A (en) Seismic exploration using exactly invertible discrete transformation into tau-p space
US5067112A (en) Method for removing coherent noise from seismic data through f-x filtering
EP2261691A2 (en) Removal of noise from seismic data using improved radon transformations
Dragoset et al. Ocean-bottom cable dual-sensor scaling
AU2002310037A1 (en) Multiple suppression for ocean bottom seismic data
CN102099705A (zh) 处理地震数据以供解读的系统和方法
CN103954992B (zh) 一种反褶积方法及装置
EP2097775A2 (en) Processing seismic data using interferometry techniques
US5010526A (en) Method of digital filtering
US5060202A (en) Method for removing coherent noise from seismic data through T-K filtering
Xu et al. Radon-domain interferometric interpolation for reconstruction of the near-offset gap in marine seismic data
Marfurt et al. Pitfalls of using conventional and discrete Radon transforms on poorly sampled data
Doulgeris et al. Iterative separation of blended marine data: discussion on the coherence-pass filter
Qi et al. Removal of Doppler effects from marine vibrator OBN seismic
Calvert Ray-tracing-based prediction and subtraction of water-layer multiples
Staring et al. R-EPSI and Marchenko equation-based workflow for multiple suppression in the case of a shallow water layer and a complex overburden: A 2D case study in the Arabian Gulf
Ursin Seismic signal detection and parameter estimation
CN104597500B (zh) 一种水陆检波器地震数据匹配方法
Abbasi et al. Attenuating long-period multiples in short-offset 2D streamer data: Gulf of California
CN111551993B (zh) 压制鸣震的方法及装置
EP4095566A1 (en) Method and apparatus for extracting downgoing wavelet and attenuation parameters by using vertical seismic data