NO20120888A1 - Kvalitetsbaserte styringsfremgangsmater og systemer for 4D geofysiske undersokelser - Google Patents
Kvalitetsbaserte styringsfremgangsmater og systemer for 4D geofysiske undersokelserInfo
- Publication number
- NO20120888A1 NO20120888A1 NO20120888A NO20120888A NO20120888A1 NO 20120888 A1 NO20120888 A1 NO 20120888A1 NO 20120888 A NO20120888 A NO 20120888A NO 20120888 A NO20120888 A NO 20120888A NO 20120888 A1 NO20120888 A1 NO 20120888A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- survey
- measure
- sources
- data quality
- streamers
- Prior art date
Links
- 238000007726 management method Methods 0.000 title 1
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000003044 adaptive effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 abstract description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 6
- 238000011524 similarity measure Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000001994 activation Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 239000010432 diamond Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/38—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting specially adapted for water-covered areas
- G01V1/3817—Positioning of seismic devices
- G01V1/3835—Positioning of seismic devices measuring position, e.g. by GPS or acoustically
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Radar, Positioning & Navigation (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Communication Control (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
En undersøkelsesfremgangsmåte som inkluderer å slepe en eller flere kilder og en eller flere streamere bak et fartøy for å innhente geofysiske undersøkelsesdata. Styresignaler blir bestemt for i det minste en av: den ene eller flere kildene, den ene eller flere streamerne, og fartøyet. Styresignalene minimaliserer en feilfunksjon som har parametere som inkluderer et mål for en krysslinje-posisjonsfeil og et mål for datakvalitet. Krysslinje-posisjonsfeilen kan måles som en forskyvning av kildene eller mottagerne fra deres ønskede baner, eller i noen utførelsesformer som en forskyvning mellom midtpunktene til traser fra grunnundersøkelse og etterfølgende undersøkelsesfase. Noen utførelsesformer kan anvende en maksimum romlig krysskorrelasjonskoeffisient mellom en nylig innhentet trase og en eller flere grunnundersøkelsestrase som et datakvalitetsmål, mens andre kan anvende et tidsskifte, en faserotasjon eller en normalisert kvadratisk middelverdifeil. Datakvalitet kan indikere sensorstøynivåer.
Description
BAKGRUNN
Innen feltet geofysiske undersøkelser er kjennskapen til jordens undergrunnsstruktur nyttig for å finne og trekke ut verdifulle mineralressurser slik som olje og naturgass. Et velkjent verktøy innen geofysiske prospektering er en "seismisk kartlegging". Under seismisk kartlegging blir akustiske bølger produsert av en eller flere kilder sendt inn i undergrunnen som et akustisk signal. Når det akustiske signalet møter et grensesnitt mellom to undergrunnslag som har forskjellige akustiske impedanser, vil en del av det akustiske signalet som blir reflektert tilbake til jordens overflate. Sensorer detekterer slike reflekterte deler av det akustiske signalet og sensorenes utganger blir registrert som data. Seismiske dataprosesseringsteknikker blir så anvendt på de innsamlede dataene for å estimere undergrunnsstrukturen. Man bør merke seg at det er andre geofysiske kartleggingsteknikker (for eksempel gravimetrisk, magnetisk og elektromagnetisk kartlegging) som kan benyttes for å samle inn undergrunnsinformasjon og den foreliggende avsløringen er også anvendbar til mange slike kartleggingssystemer.
Geofysiske undersøkelser kan utføres på land eller i sjøen, og de kan repeteres for å spore endringer i de underjordiske formasjonene slike som for eksempel reservoar-uttømming eller bevegelse av fluidgrensesnitts formasjoner. Bruken av slike gjentatte undersøkelser legger en tidsdimensjon til datasettet og blir følgelig ofte betegnet som "Firedimensjonal seismologi" eller "4D geofysiske undersøkelser". I en typisk marin undersøkelse blir opp til 20 streamerkabler og en eller flere kilder slept bak et fartøy. En typisk streamer innbefatter hundrevis eller så mange som tusener av sensorer som er posisjonert med avstand fra hverandre langs sin lengde, som kan strekke seg fra 2 til 12 km. De ulike streamerkablene er vanligvis posisjonert fra 25 til 150 meter fra hverandre og blir fortrinnsvis slept i en overveiende parallell relasjon for på denne måten å samle inn undersøkelsesdata over et ganske enhetlig prøvetakingsnett.
Når streamere og kilder blir slept gjennom vannet blir de gjenstand for virkninger fra vannstrømmer som ofte tenderer å trekke dem vekk fra deres ønskede baner. For å motvirke denne tendensen, blir streamere og kilder vanligvis utstyrt med posisjoneringsinnretninger slik som de som avsløres i US-patent nr. 6.011.752; 6.144.342; 6.879.542; 6,985.403; 7.222.579; 7.423.929 og 7.800.976.
Se også US patentsøknad 2007/0247971 "Four dimensjonal seismic survey system and method" [Firedimensjonalt seismisk undersøkelsessystem og fremgangsmåte] av oppfinnerne Semb og Karlsen. Vinger og posisjonsopprettholdende fugler er typiske eksempler på styreinnretninger som er kontrollerbare for å styre den horisontale forflytningen til kildene eller streamerne relatert til deres ønskede baner. Slike innretninger er, selv om de hjelper til med å opprettholde streamerposisjoner, også kilder til sensorstøy på grunn av turbulensen de kan generere når de dytter eller trekker streameren tilbake i posisjon. (Slike sensorers støynivåer kan enkelt måles av systemet mellom kildeaktiveringer.) Naturligvis er fartøyet selv styrbart, og dennes bane er også en faktor ved bestemmelse av kilde og streamer-baner under kartleggingen.
Når man utfører gjentatte kartlegginger, vil enhver uoverensstemmelse i streamerbaner gjøre det vanskeligere nøyaktig å avgjøre forskjeller mellom undersøkelsesresultater. På den annen side vil streng gjennomføring av streamerbanematching forventes å kreve utstrakt bruk av posisjoneringsinnretninger, hvilket i sin tur ville økt sensorstøynivået over den akseptable grensen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
En bedre forståelse av de ulike utførelsesformene kan oppnås når den detaljerte beskrivelsen blir vurdert i sammenheng med de følgende tegningene der: Fig. 1 er et diagram som illustrerer prinsippene ved et marint seismisk undersøkelsessystem; Fig. 2 er et oversiktsbilde over eksempelet på undersøkelsessystemet i Fig. 1;
Fig. 3 er et funksjonsblokkdiagram
Fig. 4 er en graf som illustrerer et eksempelsett med signaltraser; Fig. 5 er et diagram som illustrerer hvordan kilde og mottager-posisjoner oversettes til midtpunkt assosiert med de ulike traséene; Fig. 6 er et diagram som illustrerer en feilinnstilling mellom mottager (eller midtpunkt) -posisjoner for grunnleggende oversiktstraser og nylig innhentede traser; Fig. 7 er et dataflytdiagram av en illustrerende styrekomponent som er egnet for bruk i 4D-undersøkelser; og Fig. 8 er et flytdiagram som illustrerer en 4D-undersøkelsesfremgangsmåte i henhold til et eksempel på en utførelsesform.
Selv om oppfinnelsen er egnet for ulike modifikasjoner, ekvivalenter og alternative utførelser, er bestemte utførelsesformer av disse vist som eksempler i tegningene og vil her bli beskrevet i detalj. Det er imidlertid meningen at tegningene og dertil hørende beskrivelse ikke skal avgrense avsløringen, men helt motsatt, at de er eksempler på modifikasjoner, ekvivalenter og alternative utførelser som kan falle innenfor rekkevidden til de vedlagte kravene.
DETALJERT BESKRIVELSE
Problemene som er skissert i bakgrunnen kan i det minste delvis vises til fra de avslørte 4D-kartleggingssystemene og fremgangsmåtene. I det minste i noen utførelsesformer inkluderer en avslørt 4D-undersøkelsesfremgangsmåte det å slepe en eller flere kilder og en eller flere streamere bak et fartøy for å innhente geofysiske kartleggingsdata og bestemme styringssignaler for kilden(e), streameren(e) og/eller fartøyet. Styresignalene minimaliserer en feilfunksjon som har parametere som inkluderer: et mål for datakvalitet og et mål for en horisontal forflytning av den ene eller flere kildene eller den ene eller flere streamerne fra sine respektive baner. De ønskede banene man være banene som ble fulgt i en grunnleggende oversikt.
Fig. 1 og 2 viser en egnet brukssammenheng for de avslørte systemene og fremgangsmåtene i form av et marint seismisk undersøkelsessystem, selv om de avslørte systemene og fremgangsmåtene naturligvis er anvendbare på andre marine geofysiske undersøkelsessystemer. I det illustrerte undersøkelsessystemet beveger et undersøkelsesfartøy eller skip 100 forover 102 over overflaten til vannmassene
104. Etter hvert som skipet beveger seg, sleper det en matrise av streamere 110 og en eller flere seismiske kilder 112. Hver streamer 110 inkluderer et sett med adskilte seismiske sensorer 114 for å detektere seismiske bølger som forplanter seg gjennom vannet. Hver streamer 110 kan videre inkludere programmerbare posisjoneringsinnretninger 118, 120 for å styre operasjonsdybde og avstand mellom streamere. Kilden 112 og ikke minst selve skipet kan også inkludere
styreinnretninger for å styre deres bevegelse og relative posisjon til de andre komponentene og de ønskede banene for hver av dem.
Etter hvert som skipet 100 sleper kildene 112 og streamerne 114 langs en undersøkelseslinje, genererer kildene seismiske bølger 116 som reflekteres fra akustiske impedanskontraster slik som de som forårsakes av grenser 106 mellom undergrunnsstrukturer. De reflekterte seismiske bølgene kan plukkes opp av de seismiske sensorene 114, digitaliseres og kommuniseres til et opptaks og styresystem på skipet 100. Opptaks og styresystemet styrer operasjonen til posisjoneringsinnretningene, kildene og mottagerne og det registrerer de innhentede dataene. Fig. 3 viser et funksjonelt blokkdiagram for det illustrative undersøkelsessystemet. Mottagere, enten individuelt eller i grupper, kan få sine signaler forsterket og digitalisert. En streamerbus 302 er bærer av de digitaliserte dataene fil registreringskretsene 306, som lagrer de seismiske dataene sammen med undersøkelsesinformasjon slik som tid og posisjonsinformasjon og andre potensielt relevante parametere fra andre sensorer 304. Den innsendte informasjonen kan overvåkes med et alminnelig datasystem 308 med egnet programmering, som videre sender kommandoer for å endre oppsettet til posisjoneringsinnretningene 120 og kommandoer for å trigge kildene 112. Som nærmere forklart nedenfor er det alminnelige datasystemet 308 programmert til å justere styreparametrene til kildene, posisjonsinnretningene og/eller skipet på en måte som minimaliserer en feilfunksjon. Feilfunksjonen inkluderer parametere som er indikatorer for kildenes og mottagernes avvik fra sine ønskede baner, og videre inkluderer minst en parameter som indikerer datakvalitet. Fig. 4 viser illustrerende trasesignaler (SO, S1, S2, ...) som er representative for de registrerte mottagersignalene. Signalene kan være digitaliserte signalspenninger, men de representerer vanligvis noen seismiske bølgeegenskaper som for eksempel trykk, hastighet eller akselerasjon. Hvert trasesignal assosieres med posisjonen der kilden ble avfyrt og posisjonen til den innhentende mottageren på det tidspunktet da kilden ble avfyrt. Med andre ord har hver registrert trase minst tre egenskaper: en kildeposisjon, en mottagerposisjon og et tidsbasert signal. Ut ifra disse egenskapene kan mye verdifull informasjon trekkes ut. Fig. 5 viser en oversiktsvisning av posisjonene til et sett med mottagere 114 på tidspunktet da en signalkilde 504 blir trigget. Dersom de undersjøiske formasjonslagene er stort sett horisontale, vil den seismiske energien som når mottagerne gjøre dette ved å reflekteres fra et punkt omtrent midtveis mellom kilden og mottagerposisjonene. Slik vil, dersom en stråle 506, 508 spores fra kilden og til hver mottager, vil midtpunktene 502 til disse strålene representere den omtrentlige posisjonen til refleksjonene som resulterte i det registrerte trasesignalet. Med denne forståelsen blir det mulig å omforme de tidsbaserte signalene til dybde-baserte signaler ved bruk av en hastighetsmodell som er kjent på forhånd eller en som avledes.
Hver avfyring av kilden resulterer i et mønster av midtpunkter 502 som er
assosiert med trasesignalene. (Midtpunktmønsteret til hver avfyring er en halv-skala avbildning av mottagerposisjonsmønsteret.) Etter hvert som undersøkelsen går frem, blir kildene gjentagende avfyrt og mottagerne henter inn traser som er assosiert med et nytt sett av midtpunkter som overveiende overlapper tidligere midtpunkter. All de dybdebaserte signalene som er assosiert med et gitt midtpunkt kan legges til eller "stables" for å øke deres signal-støy-forhold og fremskaffe et mer nøyaktig bilde av undergrunnsstrukturen på det punktet.
I firedimensjonal seismologi blir det tatt en grunnleggende undersøkelse og denne brukes til sammenligning med etterfølgende undersøkelser i denne regionen. For at sammenligningene skal bli så nøyaktige som mulig er det ønskelig å få kilde og mottagerposisjoner for hver av trasene (og følgelig midtpunkts-posisjonene) i de etterfølgende undersøkelsene så nær som mulig til de fra den grunnleggende undersøkelsen. Hindringer for å nå dette idealet inkluderer rådende vannstrømmer så vel som initiale virkninger av turbulens og unøyaktigheter i driften av posisjoneringsinnretningene. Fig. 6 illustrerer en mulig mistilpasning mellom trasemidtpunktene eller mottagerposisjonene til en grunnleggende undersøkelsen (merket med romber) og de til en etterfølgende undersøkelse (merket med sirkler). Distansen mellom korresponderende midtpunkter varierer fra midtpunkt til midtpunkt. For eksempel er det en mistilpasning 622 mellom den grunnleggende undersøkelsens midtpunkt 602 og etterfølgende undersøkelsesmidtpunkt 612. En mindre mistilpasning 624 finnes mellom midtpunktene 604 og 614.
Midtpunkts-mistilpasningen kan uttrykkes som begrep som en på-linje-posisjonsfeil (målt parallelt med x-aksen) og tverrlinje-posisjonsfeil (målt parallelt med y-aksen). På-linje-posisjonsfeilen er i første rekke en funksjon av tiden for avfyring av kilden og er i hovedsak uavhengig av alle andre operasjoner på posisjoneringsinnretningene. Videre er sensorene vanligvis plassert i tettere avstand på-linje-retning enn i tverrlinje-retningen, hvilket betyr at traseinterpolasjon i på-linje-retning vanligvis er en adekvat oppretting av enhver på-linje-posisjonsfeil. Som sådan vil på-linje-posisjoneringsfeil stort sett bli oversett i den følgende diskusjonen. Fig. 7 viser et dataflytdiagram for et 4D-undersøkelses-styringssystem. En database for en grunnleggende undersøkelse 702 inkluderer informasjon vedrørende midtpunkts-posisjonene 704 som er assosiert med hver trase. Fordi tverrlinje-koordinater er en funksjon av skipets posisjon og bevegelsesretning, skal man forstå at midtpunktsposisjonene 704 vil bli lagret på et eller annen geodesisk posisjonsformat og at tverrlinje-koordinatene til disse posisjonene vil bli avledet etter behov. Databasen til den grunnleggende undersøkelsen 702 inkluderer videre de tids- eller dybde-avhengige trasesignalene 706. Fig. 7 viser også utvalgte komponenter til 4D-undersøkelsessystemet 710, inkludert posisjoneringsinnretninger 712, posisjonssensorer 714 og geofysiske signalsensorer716. Posisjoneringsinnretningene 712 kan inkludere, foreksempel de programmerbare posisjoneringsinnretningene 118, 120 til både streamerne og kildene, så vel som rorene og styredysene til skipet 100. Posisjonssensorene 714 kan inkludere sensorer til et globalt posisjoneringssystem (GNSS) festet til skipet, flottørene til kildene og streamerbøyene; og kan videre inkludere streamermonterte akustiske avstandsmåleinnretninger og føre-innretninger (som kan være magnetiske eller gyroskopiske). En hvilken som helst av disse posisjonssensorene kan brukes alene eller i kombinasjon med andre sensorer for å bestemme posisjoner til hver enkelt geofysisk sensor og kilde, enten i absolutte termer eller i relasjon til hverandre og til skipet. De geofysiske signalsensorene 716 kan være de seismiske sensorene 114 som tidligere ble diskutert, eller de kan representere de magnetiske, elektromagnetiske eller andre egnede registrerende transdusere til den typen geofysiske undersøkelse som blir foretatt.
En prosesseringsinnretning (slik som for eksempel det alminnelige prosesseringssystemet 308 i Fig. 3) har maskinvare- eller programvarekomponenter 722-726 som samarbeider med den grunnleggende undersøkelsesdatabasen 702 og de andre komponentene til et 4D undersøkelsessystem 710 for å skaffe tilveie og justere styresignaler. Etter hvert som undersøkelsesskipet går fremover langs en rute som ble brukt i den grunnleggende undersøkelsen, identifiserer en posisjonsfeilkomponent 722 midtpunktplasseringene til de trasene i den grunnleggende undersøkelsen som korresponderer med den nåværende avfyringen og den neste fyringen, og anvender på-linje-interpolasjon etter hvert som skipet går mellom avfyringspunkter for å skaffe tilveie jevne koordinattransisjoner. Posisjonsfeilkomponent 722 trekker fra krysslinjekoordinatene til hver midtpunktposisjon i den grunnleggende undersøkelsen fra krysslinjekoordinatene til de korresponderende midtpunktsposisjonene i den nåværende undersøkelsen, og produserer derigjennom et posisjonsfeilsignal for hver trase.
En datakvalitetskomponent 724 kan måle sensorstøynivåer, for eksempel ved å undersøke trasesignaler under rolige perioder før eller etter at den geofysiske signalenergien treffer sensoren. Alternativt kan datasignalkomponenten 724 sammenligne trasesignalene fra den nåværende avfyringen med de korresponderende trasesignalene fra den grunnleggende undersøkelsen. Flere egnede profiler eksisterer til sammenligningen. I noen utførelsesformer blir en krysskorrelasjonskoeffisient brukt til å måle hvor godt den grunnleggende undersøkelsens trasesignaler og den nåværende undersøkelsens trasesignaler matcher hverandre. Der bt representerer et prøvetatt trasesignal fra den grunnleggende undersøkelsen, at representerer et prøvetatt trasesignal fra den nåværende undersøkelsen, og t representerer et tidsskifte eller dybdeskift, så kan krysskorrelasjonskoeffisienten c(t) uttrykkes som:
Når de prøvetatte trasesignalene er funksjoner av dybde danner ligning (1) en romlig krysskorrelasjonskoeffisient, mens for tidsbaserte trasesignaler danner ligning (1) en midlertidig krysskorrelasjonskoeffisient. Begge kan brukes som alternativer velges av systemkonstruktøren. Krysskorrelasjonskoeffisienten ved t= 0 er et mål for likheten mellom trasene, men det er mer vanlig å bruke den maksimale krysskorrelasjons-koeffisientverdien. Tidsskift eller dybdeskift Tm som viser maksimalverdien kan også brukes som et mål på trasenes likhet. Dersom analysen blir utført i frekvensdomenet kan likhetsmålet være faserotasjonen exp(jwTm), som korresponderer med tidsskiftet eller dybdeskiftet Tm. Et alternativt mål for likhet er likheten mellom den grunnleggende undersøkelsesfasen og den nåværende undersøkelsesfasen: Datakvalitetskomponenten 724 kan alternativt anvende andre tilsvarende mål, slik som kvadratisk middelverdi -feil
(Dersom de punktprøvede trasesignalene at og bt er blitt normalisert, som ofte er tilfellet, vil ligning (3) resultere i den normaliserte kvadratiske feilen, hvilket er et annen egnet likhetsmål.) Disse likhetsmålene er illustrative eksempler og ikke begrensende for rekkevidden til avsløringen. Til hver trase produserer datakvalitetskomponenten 724 et mål for mistilpasningen mellom den trasen og den korresponderende trasen fra den etterfølgende undersøkelsen.
En horisontal forskyvingsfeil kan utledes basert på likhetstrekk mellom den nåværende undersøkelsesfasen og et sett med grunnleggende undersøkelsesfaser rundt det mest sannsynlige stedet til midtpunktet for den nåværende undersøkelsestrasen. Den horisontale forskyvingsfeilen kan finnes som distansen mellom midtpunktene til den nåværende undersøkelsestrasen og den mest lignende undersøkelsestrasen. Sideveis kontroll av fartøyet, kilden(e) og streamerne kan baseres på likhetsmål eller på de horisontale forskyvningsfeilene avledet av likhetsmålene. Dersom systemet kun måler likheten mellom hver nåværende undersøkelsesfase og en korresponderende grunnleggende trase kan det betegnes som et "enkeltpunktbasert system". Dersom systemet måler likheten mellom en gruppe med nåværende undersøkelsesfaser og en gruppe med grunnleggende undersøkelsesfaser (kanskje som en opptakt til å utlede den horisontale forflytningsfeilen), kan det betegnes som et "område-basert system".
En styringskontroller 726 opererer på posisjonsfeilene og mistilpasningsfeil
som er avledet for hver fase eller på de horisontale forflytningsfeilene og produserer styresignaler for hver av posisjoneringsinnretningene. En illustrerende utførelsesform for styrekontrolleren i et enkeltpunktbasert system skaffer tilveie styresignaler Sk ved å filtrere posisjonsfeilsignaler et og datakvalitetsverdier qt:
I ligning (4) er k styresignalindeksen som indikerer hvilken posisjoneringsinnretning som styresignalene styrer; i er tidsindeksen; t er traseindeksen som er hentet fra settet med trase T som er påvirket av posisjoneringsinnretningen k; vk>nog wk n er filterkoeffisientene til datakvalitetsverdiene qt respektive posisjonsfeilsignalene et; og ukter en vektfaktor som bestemmer hvor mye trase t påvirker styresignalet sk . Filterkoeffisientene i denne utførelsesformen kan gjøres adaptive slik at de innhentede trasedataene minimaliserer feilfunksjoner som er definert av summen av kvadratene til datakvalitetsverdiene qt og posisjonsfeilsignalene et:
Mange egnede adaptive algoritmer finnes, inkludert minste-kvadratiske-avvik
-algoritmen som tilpasser filterkoeffisientene wkni henhold til ligningen
Der ( i er en tilpasnings-trinnstørrelse som er valgt til å balansere systemstabiliteten mot graden av tilpasning. Ligningen for tilpasning av filterkoeffisientene vk>ner tilsvarende.
Flere detaljer om minste-kvadratiske-avvik tilpasningsalgoritmen kan finnes i bøker om adaptive filterdesign.
Med denne forståelsen vender vi nå over til Fig. 8 som er et flytdiagram over en utførelsesform som er en illustrerende 4D undersøkelsesmetode. Ved å begynne i blokk 802 er systemet forsynt med trasedata fra en grunnleggende undersøkelse, inkludert signalene og midtpunkts eller kilde og mottager -plasseringene som er assosiert med de ulike trasene. I blokk 804 mottar systemet nylig innhentede trasedata, igjen inkludert signalene og midtpunktene eller kilde og mottager - plasseringene. I blokk 806 bestemmer systemet sammenhengen mellom de nylig innhentede trasene og trasene fra den grunnleggende undersøkelsen for på denne måten å fastslå for hvert nylig målte signal og hver nylig bestemte midtpunktsposisjon et respektive signal og en midtpunktsposisjon fra den grunnleggende undersøkelsen. Til område-baserte [patch-based] systemer bestemmer blokk 806 en gruppe med traser fra en grunnleggende undersøkelse som korresponderer med en gruppe med nylig målte traser. Noen utførelsesformer kan anvende interpolasjon til å fylle inn verdier for gap i data fra den grunnleggende undersøkelsen.
I blokk 808 bestemmer krysslinje-posisjonsfeil mellom de respektive midtpunktene til basen og etterfølgende undersøkelser. I blokk 810 bestemmer et enkeltpunktbasert system datakvalitetsmålet ved å måle likheten mellom de respektive signalene til den grunnleggende og etterfølgende undersøkelser. Et områdebasert system kan for eksempel utlede en horisontal forflytningsfeil ved for eksempel å bestemme korrelasjonsmaksimum eller andre likhetsmål som indikerer den best-tilpassede gruppen med grunnleggende undersøkelsesfase til den nylig innhentede gruppen av traser. Forflytningsfeilen blir så ekstrahert som distansen mellom midtpunktet til den grunnleggende undersøkelsen som gir korrelasjonsmaksimum og midtpunktet til de nylig innhentede trasene.
I blokk 812 opererer det enkeltpunkt-baserte systemet på posisjonsfeil og datakvalitetsmål for å generere styresignaler til det ene eller flere skipene, kildene og streamerposisjoneringsinnretningene. Det område-baserte systemet kan bruke den horisontale forflytningsfeilen veiet med et korresponderende usikkerhets/kvalitetsmål som for eksempel kunne trekkes ut fra krysskorrelasjonsinformasjon som bredden til krysskorrelasjonsmaksimum. Optimale veiestrategier ville også ta høyde for måleusikkerheten til de ulike posisjonsinnretningene. En valgfri blokk 814 representerer systemets dynamiske tilpasning til styregeneratorkoeffisienter for å minimalisere feilfunksjonene til ligning (5). Dersom en utførelsesform med et ikke-adaptivt system blir valgt, kan koeffisientene programmeres på grunnlag av et modellert system og kan tilsvarende velges for å minimalisere en feilfunksjon som inkluderer både posisjonsfeil og datakvalitet som parametre. I hvert tilfelle representerer feilfunksjoner feil i systemets ytelse og minimaliseringen av feilfunksjonene korresponderer med en optimal systemytelse.
Ulike ekvivalenter, variasjoner og modifikasjoner vil være åpenbare for fagpersoner når avsløringene ovenfor blir forstått. For eksempel kan en direkte overføringen kilde og mottager til midtpunktposisjoner innebære at hver av dem kan brukes til å måle krysslinje-posisjonsfeil. Datakvalitetsmål trenger ikke være begrenset til to korresponderende traser - men i virkeligheten kan hver nytt trase sammenlignes med et gjennomsnitt av en gruppe traser rundt stedet som er assosiert med den nylig innhentede trasen. Undersøkelsessystemet trenger ikke begrenses til ett enkelt fartøy, og i noen utførelsesformer kan kildene slepes av et eller flere fartøy annet enn fartøyet som sleper streamer-matrisen. De etterfølgende kravene skal tolkes til å omfatte alle slike ekvivalenter, variasjoner og modifikasjoner.
Claims (23)
1. Fremgangsmåte for undersøkelser som omfatter: å slepe en eller flere kilder og en eller flere streamere bak et fartøy for å innhente geofysiske undersøkelsesdata; og å bestemme et styresignal til i det minste en av: den ene eller flere kildene, den ene eller flere streamerne og fartøyet, der styresignalet minimaliserer en feilfunksjon som har parametere som inkluderer et mål for en tverrlinje-posisjonsfeil og et mål for datakvalitet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der tverrlinje-posisjonsfeilen er målt som en forskyvning av kildene eller mottagerne fra deres ønskede bane.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der de ønskede banene blir tatt fra en grunnleggende undersøkelse, og der målet for datakvalitet er basert på minst en del av et nylig innhentet trasesignal og et eller flere grunnleggende trasesignaler.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der tverrlinje-posisjonsfeilen er målt som en forskyvning mellom midtpunkter til traser fra grunnleggende undersøkelser og etterfølgende undersøkelsesfase.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der datakvalitetsmålet blir bestemt basert på minst ett nylig innhentet trasesignal og en gruppe med trasesignaler fra rundt et sted som er assosiert med det nylig innhentede trasesignalet.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der datakvalitetsmålet er en indikasjon på en maksimal romlig krysskorrelasjonskoeffisient mellom minst ett nylig innhentet trasesignal og minst et trasesignal fra den grunnleggende undersøkelsen.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der datakvalitetsmålet blir bestemt i det minste delvis basert på et nylig innhentet trasesignal og et trasesignal fra den grunnleggende undersøkelsen og indikerer i det minste en av: et tidsskifte, en faserotasjon og en normalisert kvadratisk middelverdi-feil.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der datakvalitetsmålet er en indikasjon på et sensorstøynivå.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der operasjonen med å bestemme et styresignal inkluderer å filtrere tverrlinje-posisjonsfeilen og datakvalitetsmålet med adaptive filterkoeffisienter.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der kildene er seismiske energikilder og streamerne innhenter seismiske undersøkelsesdata.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der kildene er elektromagnetiske energikilder og streamerne innhenter elektromagnetiske undersøkelsesdata.
12. Undersøkelsessystem som omfatter: en eller flere kilder; en eller flere streamere; og et fartøy som sleper den ene eller flere kilder og den ene eller flere streamerne, der
fartøyet inkluderer et datainnsamlings- og styresystem som er innrettet til å registrere kilde og streamerposisjonsinformasjon og videre er innrettet til å registrere trasesignaler som nylig er innhentet av den ene eller flere streamerne, der datainnsamlings- og styringssystemet er innrettet til å generere et styresignal til
minst en av: den ene eller flere kildene, den ene eller flere streamerne og fartøyet, der styresignalet minimaliserer en feilfunksjon som har parametere som inkluderer et mål for tverrlinje-posisjonsfeil og et mål for datakvalitet.
13. System ifølge krav 12, der den ene eller flere kildene og den ene eller flere streamerne har posisjoneringsinnretninger som reagerer på styresignalet.
14. System ifølge krav 12, der målet for tverrlinje-posisjoneringsfeil indikerer horisontale kilde og streamer-forskyvninger fra assosierte baner i en grunnleggende undersøkelse.
15. System ifølge krav 12, der målet for datakvalitet er en indikasjon på hvor lik nylig innhentede traser er sammenlignet med traser som er innhentet i en grunnleggende undersøkelse.
16. System ifølge krav 15, der målet for datakvalitet er en indikasjon på maksimale romlige krysskorrelasjonskoeffisienter.
17. System ifølge krav 15, der målet for datakvalitet er en indikasjon på minst en av: et tidsskifte, en faserotasjon og en normalisert minste kvadratiske awiks-feil.
18. System ifølge krav 12, der målet for datakvalitet er en indikasjon på et sensorstøynivå.
19. System ifølge krav 12, der datainnsamlings- og styresystemet er innrettet til å generere styresignalet ved bruk av et adaptivt filter.
20. Innsamlingssystem som omfatter: et første fartøy som sleper en eller flere kilder; et andre fartøy som sleper en eller flere streamere, der det andre fartøyet videre
inkluderer et datainnsamlings- og styresystem som er innrettet til å registrere streamerposisjonsinformasjon og videre er innrettet for å registrere trasesignaler som nylig er innhentet av den ene eller de flere streamerne, der datainnsamlings- og styresystemet er innrettet til å generere et styresignal for
minst en av: den ene eller de flere streamerne og et fartøy, der styresignalet minimaliserer en feilfunksjon som har parametere som inkluderer et
mål for tverrlinje-posisjonsfeil og et mål for datakvalitet.
21. System ifølge krav 20, der målet for tverrlinje-posisjonsfeil er en indikasjon på horisontale streamerforskyvninger fra assosierte baner i en grunnleggende undersøkelse.
22. System ifølge krav 20, der datakvalitetsmålet indikerer hvor lik hvor lik nylig innhentede traser er sammenlignet med traser som er innhentet i en grunnleggende undersøkelse.
23. System ifølge krav 20, der datakvalitetsmålet indikerer et sensorstøynivå.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/216,978 US8717845B2 (en) | 2011-08-24 | 2011-08-24 | Quality-based steering methods and systems for 4D geophysical surveys |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20120888A1 true NO20120888A1 (no) | 2013-02-25 |
NO344488B1 NO344488B1 (no) | 2020-01-13 |
Family
ID=47016914
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20120888A NO344488B1 (no) | 2011-08-24 | 2012-08-10 | Styringssystem og fremgangsmåte for 4D geofysiske undersøkelser som minimaliserer en feilfunksjon |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8717845B2 (no) |
AU (1) | AU2012208972B2 (no) |
BR (1) | BR102012021289A2 (no) |
GB (1) | GB2494040B (no) |
NO (1) | NO344488B1 (no) |
Families Citing this family (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8849483B2 (en) * | 2011-04-13 | 2014-09-30 | California Institute Of Technology | Target trailing with safe navigation with colregs for maritime autonomous surface vehicles |
US20140003191A1 (en) * | 2012-06-28 | 2014-01-02 | Chevron U.S.A. Inc | System and method for evaluating a time-lapse seismic signal recording using shifted normalized root mean square metric |
US9551801B2 (en) | 2013-03-13 | 2017-01-24 | Pgs Geophysical As | Wing for wide tow of geophysical survey sources |
WO2015071491A1 (en) * | 2013-11-18 | 2015-05-21 | Cgg Services Sa | Device and method for steering seismic vessel |
EP2889646A1 (en) | 2013-12-31 | 2015-07-01 | Sercel | Method and device for steering a seismic vessel, on the basis of boundaries of binning coverage zones |
EP2889645B1 (en) * | 2013-12-31 | 2019-02-06 | Sercel | Method and device for steering a seismic vessel |
US20170235003A1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-17 | Cgg Services Sas | Seismic data acquisition for compressive sensing reconstruction |
AU2019290138B2 (en) | 2018-06-20 | 2024-07-11 | Pgs Geophysical As | Long-offset acquisition |
US12105240B2 (en) | 2019-10-28 | 2024-10-01 | Pgs Geophysical As | Long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion |
US12072461B2 (en) | 2019-10-28 | 2024-08-27 | Pgs Geophysical As | Modified simultaneous long-offset acquisition with improved low frequency performance for full wavefield inversion |
Family Cites Families (29)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3832762A (en) | 1972-05-22 | 1974-09-03 | Texas Instruments Inc | Method of producing a matched parameter acceleration cancelling hydrophone |
US4481611A (en) | 1980-01-25 | 1984-11-06 | Shell Oil Company | Seismic cable compass system |
US4617518A (en) | 1983-11-21 | 1986-10-14 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for offshore electromagnetic sounding utilizing wavelength effects to determine optimum source and detector positions |
NO314646B1 (no) | 1994-08-15 | 2003-04-22 | Western Atlas Int Inc | Transient-elektromagnetisk måleverktöy og fremgangsmåte for bruk i en brönn |
SE9500729L (sv) | 1995-02-27 | 1996-08-28 | Gert Andersson | Anordning för mätning av vinkelhastighet i enkristallint material samt förfarande för framställning av sådan |
FR2744870B1 (fr) | 1996-02-13 | 1998-03-06 | Thomson Csf | Procede pour controler la navigation d'une antenne acoustique lineaire remorquee, et dispositifs pour la mise en oeuvre d'un tel procede |
CN1230260A (zh) | 1996-09-13 | 1999-09-29 | Pgs张量公司 | 时滞储层监控方法 |
US5790472A (en) | 1996-12-20 | 1998-08-04 | Western Atlas International, Inc. | Adaptive control of marine seismic streamers |
GB9821277D0 (en) | 1998-10-01 | 1998-11-25 | Geco As | Seismic data acquisition equipment control system |
GB9810706D0 (en) | 1998-05-20 | 1998-07-15 | Geco As | Marine seismic acquisition system and method |
US6011752A (en) | 1998-08-03 | 2000-01-04 | Western Atlas International, Inc. | Seismic streamer position control module |
FR2807278B1 (fr) | 2000-03-31 | 2005-11-25 | Thomson Marconi Sonar Sas | Dispositif pour controler la navigation d'un objet sous- marin remorque |
GB0117186D0 (en) | 2001-07-14 | 2001-09-05 | Qinetiq Ltd | Control device for controlling the position of a marine seismic streamer |
US6901028B2 (en) | 2002-03-14 | 2005-05-31 | Input/Output, Inc. | Marine seismic survey apparatus with graphical user interface and real-time quality control |
US20050194201A1 (en) | 2004-03-03 | 2005-09-08 | Tenghamn Stig R.L. | Particle motion sensor for marine seismic sensor streamers |
MXPA06010586A (es) | 2004-03-17 | 2008-03-04 | Westerngeco Seismic Holdings | Sistema y metodo de investigacion sismica marina. |
US7092315B2 (en) | 2004-05-27 | 2006-08-15 | Input/Output, Inc. | Device for laterally steering streamer cables |
US7116036B2 (en) | 2004-08-02 | 2006-10-03 | General Electric Company | Energy harvesting system, apparatus and method |
US7132757B2 (en) | 2005-02-17 | 2006-11-07 | General Electric Company | Power control system and method |
US7411399B2 (en) | 2005-10-04 | 2008-08-12 | Schlumberger Technology Corporation | Electromagnetic survey system with multiple sources |
US7376045B2 (en) | 2005-10-21 | 2008-05-20 | Pgs Geophysical As | System and method for determining positions of towed marine seismic streamers |
US8130986B2 (en) | 2006-01-23 | 2012-03-06 | The Regents Of The University Of Michigan | Trapped fluid microsystems for acoustic sensing |
US7667375B2 (en) | 2006-04-06 | 2010-02-23 | Lockheed Martin Corporation | Broad band energy harvesting system and related methods |
US20070247971A1 (en) | 2006-04-20 | 2007-10-25 | Ole-Fredrik Semb | Four dimensional seismic survey system and method |
US7298672B1 (en) | 2006-08-22 | 2007-11-20 | Pgs Geophysical | Marine seismic streamer having acoustic isolation between strength members and sensor mounting |
US7800976B2 (en) | 2007-06-28 | 2010-09-21 | Pgs Geophysical As | Single foil lateral force and depth control device for marine seismic sensor array |
US7671598B2 (en) | 2007-12-03 | 2010-03-02 | Pgs Geophysical As | Method and apparatus for reducing induction noise in measurements made with a towed electromagnetic survey system |
US9052411B2 (en) | 2008-06-13 | 2015-06-09 | Westerngeco L.L.C. | Method to determine the deviation of seismic equipment from a planned curved path |
US8483008B2 (en) * | 2008-11-08 | 2013-07-09 | Westerngeco L.L.C. | Coil shooting mode |
-
2011
- 2011-08-24 US US13/216,978 patent/US8717845B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-07-27 AU AU2012208972A patent/AU2012208972B2/en not_active Ceased
- 2012-08-10 NO NO20120888A patent/NO344488B1/no not_active IP Right Cessation
- 2012-08-17 GB GB1214670.0A patent/GB2494040B/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-08-24 BR BR102012021289A patent/BR102012021289A2/pt not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US8717845B2 (en) | 2014-05-06 |
AU2012208972A1 (en) | 2013-03-14 |
GB2494040B (en) | 2015-03-18 |
GB201214670D0 (en) | 2012-10-03 |
GB2494040A (en) | 2013-02-27 |
NO344488B1 (no) | 2020-01-13 |
AU2012208972B2 (en) | 2014-12-04 |
US20130051175A1 (en) | 2013-02-28 |
BR102012021289A2 (pt) | 2015-09-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20120888A1 (no) | Kvalitetsbaserte styringsfremgangsmater og systemer for 4D geofysiske undersokelser | |
CN101086535B (zh) | 表征油藏随时间演变的方法和程序 | |
AU2011232464B2 (en) | Seismic clock timing correction using ocean acoustic waves | |
AU2018325477B2 (en) | Source-receiver position estimation using direct arrival modeling and inversion | |
NO332514B1 (no) | Fremgangsmate for maling av flerveis fjernfelts kildesignaturer fra seismiske undersokelser | |
NO343375B1 (no) | Seismiske marine langtidsundersøkelser som benytter interpolerte multikomponents streamer-trykkdata | |
MX2014014770A (es) | Analisis de datos sismicos utilizando coleccion de datos de nodos del fondo oceanico. | |
NO20121031A1 (no) | Prosess for a karakterisere utviklingen av er reservoar | |
NO339301B1 (no) | Fremgangsmåte for å bestemme signaturer for oppstillinger av marine seismiske kilder for seismisk analyse | |
NO344643B1 (no) | Fremgangsmåte, gjenstand og system for bestemmelse av dybde og form for en slept marin seismisk kabel | |
US20100094556A1 (en) | Terrain correction systems | |
NO20140706A1 (no) | Undersøkelsesteknikker ved bruk av streamere på ulike dybder | |
WO2012044481A2 (en) | Method for offset timing of simultaneous seismic source firing | |
NO20190307A1 (no) | Elektromagnetisk, geofysisk undersøkelsessystem og fremgangsmåter for å anvende elektrisk potensialavbildning | |
WO2016063123A2 (en) | Systems and methods for deghosting seismic data using migration of sparse arrays | |
NO336473B1 (no) | Elektromagnetisk, geofysisk undersøkelsessystem og fremgangsmåter for å anvende elektrisk potensialavbildning | |
GB2494974A (en) | Method of determining the relative position of two detectors at the bottom of the sea | |
NO20121041A1 (no) | Framgangsmate for bestemmelse av posisjonen for en detektor lokalisert pa havbunnen | |
EP2722691B1 (en) | Plural depth seismic source spread method and system | |
NO20130386A1 (no) | Fremgangsmate for a bestemme tidskorreksjon for en detektor plassert pa havbunnen | |
US10401515B2 (en) | Estimation of water properties from seismic data | |
NO20140741A1 (no) | Inversjonsteknikker ved bruk av streamere på ulike dybder | |
US20120226442A1 (en) | Method for positioning a well relative to seismic image of the subsoil | |
Vermeulen et al. | Fault Detection and Mapping Using 3D Diffraction Imaging and Coherency Analysis | |
GB2529039A (en) | Estimation of water properties from seismic data |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |