NO20150043L - Fremgangsmåte for seismisk undersøkelse - Google Patents
Fremgangsmåte for seismisk undersøkelseInfo
- Publication number
- NO20150043L NO20150043L NO20150043A NO20150043A NO20150043L NO 20150043 L NO20150043 L NO 20150043L NO 20150043 A NO20150043 A NO 20150043A NO 20150043 A NO20150043 A NO 20150043A NO 20150043 L NO20150043 L NO 20150043L
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- vibrator
- group
- time
- sweep
- vibrators
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 99
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims abstract description 29
- 230000004044 response Effects 0.000 description 15
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 13
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 7
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000010606 normalization Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 2
- 238000012935 Averaging Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 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
- G01V1/003—Seismic data acquisition in general, e.g. survey design
- G01V1/005—Seismic 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)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
- Transducers For Ultrasonic Waves (AREA)
- Ultra Sonic Daignosis Equipment (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
Abstract
En fremgangsmåte for seismiske undersøkelser omfatter de trinn å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en første vibratorgruppe ved en tid TO, og deretter å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en annen vibratorgruppe ved tid TI som tilfredsstiller TO < TI < TO + Sl + L, hvor Sl er sveipetiden for den første vibratorgruppe og L er lyttetiden. Minst en av den første vibratorgruppe og den annen vibratorgruppe omfatter minst to vibratorer. Den første gruppe og den annen gruppe med vibratorer kan være den samme gruppe, eller de kan være forskjellige grupper. Denne fremgangsmåten gjør det mulig å redusere den tid som er nødvendig for å fullføre en seismisk undersøkelse sammenlignet med de tidligere kjente "samtidig skudd"- og "glidesveip-skyte"-teknikker. I et tilfelle hvor den første gruppe og den annen gruppe med vibratorer er forskjellige, kan fremgangsmåten videre omfatte å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den første vibratorgruppe ved en tid T2, hvor TI < T2 < TI + S2 + L, og hvor S2 er sveipetiden for den første vibratorgruppe, og så å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den annen gruppe ved en tid T3 hvor T2 < T3 < T2 + Sl + L, og hvor T3 - T2 D TI - TO. Den varierende tidsforsinkelse mellom et skudd i den første vibratorgruppe og det tilsvarende skudd i den annen vibratorgruppe betyr at harmonisk støy vil opptre ved forskjellige tider i skuddregistreringene slik at støyen kan elimineres ved på passende måte å kombinere skuddregistreringene.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for seismiske under-søkelser. Spesielt angår den en fremgangsmåte for seismisk undersøkelse hvor to eller flere grupper med vibratorkilder utsender seismisk energi på en slik måte at deres sveipetider overlapper hverandre.
Prinsippet for seismiske undersøkelser er at en kilde med seismisk energi blir brakt til å frembringe seismisk energi som forplanter seg nedover gjennom jorden. Den nedadgående seismiske energi blir reflektert av én eller flere geologiske strukturer inne i jorden som virker som delreflektorer for seismisk energi. Den re-flekterte seismiske energi blir detektert av én eller flere sensorer (vanligvis kalt "mottakere"). Det er mulig å fremskaffe informasjon om den geologiske strukturen til jorden fra seismisk energi som gjennomgår refleksjon inne i jorden og som et-terpå blir innsamlet ved mottakerne.
I praksis omfatter et seismisk undersøkelsesarrangement en gruppe kilder for seismisk energi. Dette er fordi det er nødvendig å generere tilstrekkelig energi til å belyse strukturer dypt nede i jorden, og en enkelt seismisk kilde kan vanligvis ikke gjøre dette.
Kilder for seismisk energi er kjente som utsender seismisk energi ved mer enn én frekvens. Eksempler på slike seismiske kilder er vibratorkilder som utsender seismisk energi i et frekvensområde på f.eks. fra 5 eller 10Hz til 100Hz. Når en slik vibratorkilde aktiveres, blir seismisk energi utsendt over en endelig tidsperiode, og frekvensen til den utsendte energi endres i løpet av den periode som seismisk energi utsendes under. Frekvensen til den utsendte energi kan f.eks. øke monotont under den periode over hvilken seismisk energi blir utsendt. Prosessen med å operere en vibratorkilde for seismisk energi til å forårsake utsendelse av seismisk energi over frekvensområdet til vibratoren, vil her bli kalt "sveiping" av vibratoren, og trinnet med å innlede et vibratorsveip vil bli kalt "aktivering" av vibratoren. Hver utsendelse av seismisk energi fra en vibrator er kjent som et "skudd". Den tidsperiode over hvilken seismisk energi blir utsendt av vibratorkilden vil bli referert til som "sveipetiden", og "sveipehastigheten" er den hastighet ved hvilken frekvensen endres over sveipetiden (en lineær sveipehastighet blir vanligvis brukt i praksis).
En seismisk vibratorkilde for bruk på land består vanligvis av en bunnplate i kontakt med bakken. Seismisk energi blir sendt ned i bakken ved å påføre en vi-brerende kraft på platen, og dette blir gjort ved å anvende en styrebølgeform kjent som et "pilotsveip" til vibratorstyringsmekanismen. Pilotsveipet er vanligvis et svei pet frekvenssignal med konstant amplitude, selv om den avtar ved hver ende for å gjøre det mulig for amplituden til vibrasjonen å stige henholdsvis opp og ned ved starten og slutten av sveipet. I praksis er den bølgeform som påføres bakken av platen ikke nøyaktig den samme som pilotbølgeformen; så vel som påføring av en kraft ved den ønskede frekvens til en hvilken som helst ønsket tid (kjent som "grunnfrekvensen") påfører vibratoren også spesielt en kraft ved heltallige multipler av grunnfrekvensen (kjent som "harmoniske").
Marine vibratorkilder for seismisk energi er også kjent. De blir igjen sveipet for å utsende seismisk energi over et frekvensområde.
Når en seismisk vibratorkilde blir aktivert for å utsende seismisk energi, blir den seismiske energi som treffer en mottaker, registrert over en forutbestemt periode fra starten av sveipetiden til kilden. Tiden fra slutten av sveipetiden til slutten av registreringsperioden er vanligvis kjent som "lyttetiden", og data blir innsamlet ved en mottaker fra starten av sveipetiden til slutten av lyttetiden. Data som er innsamlet ved en mottaker som en konsekvens av aktivering av en kilde, blir så be-handlet, f.eks. ved krysskorrelering av de innsamlede data med pilotsveipet til kilden for å frembringe en registrering som er lengden av lyttetiden.
Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av prosessen i en konvensjonell seismisk undersøkelse som benytter en gruppe med landvibrator-kilder. Ved tiden TO, blir en seismisk kilde i kildegruppen aktivert for å starte sitt sveip. I dette eksempelet har vibratorsveipetiden en varighet S, og frekvensen til den seismiske energi som utsendes av vibratoren, øker monotont fra en frekvens fo ved tiden TO til en frekvens f i (f i > fo) ved slutten av sveipet (ved tiden TO + S). Sveipetiden blir fulgt av en lyttetid, slik at den totale tid av prosessen med å aktivere og sveipe kilden og å lytte ved en mottaker etter seismisk energi, er S + L, hvor L er varigheten av lyttetiden.
I en konvensjonell seismisk undersøkelse blir kildene aktivert slik at en mottaker vil motta seismisk energi fra bare én kilde i en gitt lytteperiode. Den minste forsinkelse mellom starten av to vibratorsveip i en slik undersøkelse, er derfor summen av sveipetiden S og lyttetiden L. Lyttetiden L blir gjort tilstrekkelig lang til at all seismisk energi som er nødvendig ved en mottaker i en spesiell lytteperiode, ble utsendt i løpet av sveipetiden umiddelbart forut for vedkommende lytteperiode.
Den konvensjonelle seismiske undersøkelsesprosessen har den ulempe at den kan være langsom på grunn av behovet for at den minste tidsforsinkelse mellom begynnelsen av to vibratorsveip må være summen av sveipetiden og lyttetiden. Et kjent forsøk på å redusere den tid som er nødvendig for å utføre en seismisk undersøkelse, er "glidesveip"-innsamlingsteknikken. I glidesveip-teknikken er den minste tidsforsinkelse mellom begynnelsene av to påfølgende vibratorsveip bare lyttetiden, ikke summen av sveipetiden og lyttetiden. Registreringslengden etter krysskorrelasjon er lengden av lyttetiden.
Glidesveip-teknikken er illustrert på fig. 2. Som i fremgangsmåten på fig. 1
blir en seismisk kilde i kildegruppen aktivert for å starte sitt sveip ved tiden TO, vibratorsveipetiden har en varighet S og sveipeperioden blir fulgt av en lytteperiode L. Tiden T1 der en annen kilde blir aktivert for å starte sitt sveip, må imidlertid ikke tilfredsstille T1 > TO + S + L, men må bare tilfredsstille T1 > TO + L. Siden den minste tidsforsinkelse mellom aktivering av to kilder i glidesveipe-teknikken bare er lyttetiden, gjør glidesveip-teknikken det mulig å redusere den tid det tar å fullføre en seismisk undersøkelse. Den har imidlertid den ulempe at harmoniske av grunnfrekvensen som genereres av en vibrator, er tilstede på det seismogram som regist-reres ved én eller flere foregående vibratorer.
En ytterligere kjent undersøkelsesteknikk er teknikken med "samtidig skyting". I fremgangsmåten med samtidig skyting blir to eller flere seismiske kilder som er anbrakt ved respektive skuddposisjoner, aktivert for å starte sine sveip til samme tid. Den seismiske energi som innsamles ved en mottaker, vil derfor inneholde hendelser som stammer fra seismisk energi utsendt av alle kildene. For å gjøre det mulig å atskille de hendelser som svarer til hver kilde fra hverandre, må hver vibrator sveipe, ved sin skuddposisjon, minst så mange ganger som der er vibratorer i gruppen, og de registrerte data blir så manipulert algebraisk for å atskille de hendelser som svaret til hver kilde. Hver kilde vil typisk sveipe over den sammen tidslengde, ved samme sveipehastighet og over det samme frekvensområde, men faseforholdet mellom vibratorer endres fra én registrering til en annen. I tilfelle med gruppen på to vibratorer, vil f.eks. en egnet plan være at de to vibratorene sveiper i fase under den første registrering og sveiper 180° ute av fase under den annen registrering. Middelverdien av de to signalene som er innsamlet av en mottaker, gir det signal som oppstår ved vedkommende mottaker fra aktivering av en vibrator, og halvparten av differansen mellom de to signaler som er innsamlet av en mottaker, gir det signal som oppstår ved vedkommende mottaker fra aktivering av den annen vibrator.
Et første aspekt ved foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte for seismiske undersøkelser, omfattende følgende trinn: å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en første vibratorgruppe ved en tid TO; og å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en annen vibratorgruppe ved en tid T1, hvor TO > T1 > TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibratorgruppe og L er den tid under hvilken data blir innsamlet ved en mottaker; hvor minst én av den første vibratorgruppe og den annen vibratorgruppe omfatter minst to vibratorer.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for seismiske undersøkelser som kombinerer den kjente teknikk for samtidig innsamling og den kjente glidesveip-innsamlingsteknikk. Den gjør bruk av den samtidige innsamlingsteknikk ved at minst én av gruppene med vibratorer inneholder to eller flere vibratorer, men de forskjellige gruppene blir sveipet ved å bruke en glidesveipeteknikk. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en reduksjon av den tid som er nødvendig for å utføre en seismisk undersøkelse sammenlignet med den tid som er nødven-dig med en konvensjonell glidesveipeteknikk.
Oppfinnelsen kan anvendes på en enkelt vibratorgruppe i hvilket tilfelle den annen vibratorgruppe er den første vibratorgruppe, eller den første og annen vibratorgruppe kan være forskjellige.
I en foretrukket utførelsesform omfatter fremgangsmåten det trinn å aktivere vibratorgruppen eller hver vibratorgruppe minst så mange ganger som det er vibratorer i den respektive gruppe, og slik at bidraget fra hver vibrator i gruppen kan bestemmes ved algebraisk operasjon på mottakerregistreringer av sveip gjort av den respektive gruppe.
I en foretrukket utførelsesform T1 - TO > (n-1) S1 fo/n (fi-fo), hvor n er et naturlig tall, er f0den nedre frekvensgrense for vibratorsveipet, og U er den øvre frekvensgrense for vibratorsveipet. Dette gjør det mulig å estimere støyen i de innsamlede data som oppstår fra den m. harmoniske av grunnfrekvensen for alle m < n.
I en foretrukket utførelsesform omfatter fremgangsmåten følgende trinn: å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den første vibratorgruppe ved tiden T2, hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen vibratorgruppe; og å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den annen gruppe ved tiden T3 hvor T2 < T3 < T + S + L; hvor den første vibratorgruppe er forskjellig fra den annen vibratorgruppe; og T3 - T2 * T1 - TO.
Denne utførelsesformen gjør det mulig å anvende en ytterligere støyredus-erende teknikk. Den varierende tidsforsinkelse mellom et skudd fra den første gruppe og skuddet fra en annen gruppe betyr at harmonisk støy vil opptre til forskjellige tider i registreringene av de to skuddene. Støyen kan derfor elimineres ved på passende måte å summere de to skuddregistreringene under den antak-else at hver skuddregistrering inneholder det samme signal.
Et annet aspekt ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for seismiske undersøkelser, omfattende følgende trinn: å aktivere en første vibrator ved en tid TO; å aktivere en annen vibrator som er forskjellig fra den første vibrator, ved en tid T1, hvor TO < T1 < TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibrator og L er den tid under hvilken data blir innsamlet ved en mottaker; å aktivere den første vibrator ved en tid T2 hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen vibrator; og å aktivere den annen vibrator ved en tid T3 hvor T2 < T3 < T2 + S1 + L, og hvor T3 - T2 * T1 - TO.
I en foretrukket utførelsesform er T3 - T2 > T1 - TO.
Et tredje aspekt ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et seismisk und-ersøkelsesarrangement som omfatter et antall vibratorkilder; og en styringsanordning innrettet for å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en første vibratorgruppe ved en tid TO og for å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en annen vibratorgruppe ved en tid T1, hvor TO < T1 < TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibratorgruppe og L er den tid under hvilken data blir innsamlet ved en mottaker.
Et fjerde aspekt ved foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et seismisk und-ersøkelsesarrangement omfattende: et antall vibratorkilder; og en styringsanordning innrettet for: a) å aktivere en første vibrator ved en tid TO; b) å aktivere en annen vibrator som er forskjellig fra den første vibrator ved en tid T1, hvor TO < T1 < TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibrator og L er den tid under hvilken data blir innsamlet ved en mottaker; c) å aktivere den første vib rator ved tiden T2, hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen vibrator; og d) å aktivere den annen vibrator ved tiden T3, hvor T2 < T3 < T2 + S1 + L, og hvor T3 - T2 * T1 - TO.
I en foretrukket utførelsesform omfatter styringsanordningen en programmerbar dataprosessor.
Et femte aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringer et medium som inneholder et program for dataprosessoren i et seismisk undersøkelsesarrangement som definert ovenfor.
Foretrukne utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet ved hjelp av illustrerende eksempler under henvisning til de vedføyde figurer, hvor: Fig. 1 er et skjematisk tidsskjema for en konvensjonell seismisk under-søkelse; Fig. 2 er et skjematisk tidsskjema for en konvensjonell seismisk glidesveip-undersøkelse; Fig. 3 er et skjematisk tidsdiagram for en seismisk undersøkelse i henhold til den første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Fig. 4 er et flytskjema over en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse; Fig. 5 er en skjematisk illustrasjon av seismiske rådata;
Fig. 6 illustrerer resultatet av behandlingen av de seismiske rådata på fig. 5
i henhold til en første fremgangsmåte i henhold til foreliggende oppfinnelse;
Fig. 7 illustrerer resultatene av behandlingen av de seismiske data på fig. 5
i henhold til en annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse;
Fig. 8 viser resultatet av behandlingen av de seismiske data på fig. 5 i henhold til de første og andre fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen; Fig. 9(a) er et skjematisk diagram over et seismisk undersøkelsesarrange-ment i henhold til foreliggende oppfinnelse; og Fig. 9(b) er et skjematisk diagram over en styringsanordning i det seismiske undersøkelsesarrangement på fig. 9(a).
Operasjonen til et seismisk undersøkelsesarrangement i henhold til en før-ste utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, er illustrert skjematisk på fig. 3, som er et tidsdiagram for fremgangsmåten. Fremgangsmåten gjør det mulig å redusere den tid det tar å fullføre en seismisk undersøkelse sammenlignet med den konvensjonelle glidesveip-metoden som er beskrevet ovenfor.
Fremgangsmåten forutsetter at den seismiske undersøkelse har en gruppe med seismiske vibratorkilder. For å utføre fremgangsmåten blir vibratorene gruppert i to eller flere grupper, der én gruppe med vibratorer kan opereres uavhengig av den eller hver annen gruppe med vibratorer. Grupperingen kan være en fysisk gruppering, f.eks. med vibratorene arrangert i en todimensjonal sammenstilling der hver rad eller kolonne utgjør en gruppe. Alternativt kan grupperingen være en begrepsmessig gruppering der vibratorer i en sammenstilling blir begrepsmessig inn-delt i to eller flere grupper. Det er ikke nødvendig at hver gruppe har det samme antall vibratorer, men det er nødvendig at minst én gruppe inneholder to eller flere vibratorer.
Ved tiden TO blir en første gruppe med vibratorer aktivert. Det vil si at hver vibrator i den første gruppe starter sitt sveip ved tiden TO. Alle vibratorer i den før-ste gruppe vil ha den samme sveipetid. (For hver gruppe vil alle vibratorer i gruppen ha samme sveipetid. I prinsippet kan forskjellige grupper ha forskjellige sveipetider selv om det er vanlig at alle gruppene har den samme sveipetid som de andre). Hvis sveipetiden for vibratorene i den første gruppe er S1, så varer sveipeperioden for den første vibratorgruppe fra tiden TO til tiden TO + S1. Sveipeperioden for den første gruppe blir så fulgt av en lyttetid som har en varighet L og som avsluttes ved TO + S1 + L.
En annen gruppe med vibratorer blir aktivert for å begynne sine sveip ved tiden T1. Tiden T1 er før slutten av lytteperioden for den første vibratorgruppe, dvs. T1 < TO + S1 + L. Gruppen med vibratorer som ble aktivert ved tiden T1, blir referert til som en annen vibratorgruppe for letthets skyld, men den annen vibratorgruppe skal enten være forskjellig fra eller kan være den samme som den første gruppe med vibratorer. Sveipeperioden for den annen vibratorgruppe har en varighet S2 (som kan være lik S1) og strekker seg så fra T1 til T1 + S2, og lytteperioden strekker seg til T1 + S2 + L (de to gruppene vil ha den samme lyttetid). Tidsforsinkelsen mellom starten av sveipet til den første vibratorgruppe og starten av sveipet til den annen vibratorgruppe må overskride lyttetiden (og hvis den samme gruppe blir sveipet to ganger på rad, så må forsinkelsen være større enn sveipetiden for vedkommende gruppe).
Fig. 3 viser bare det første sveipet til den første gruppen og det første sveipet til den andre gruppen. Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen krever imidlertid at hver gruppe med vibratorer blir sveipet minst så mange ganger som det er vib ratorer i vedkommende gruppe, i en rekkefølge fra hvilken bidraget fra hver vibrator til de seismiske data som er innsamlet ved en mottaker, kan bestemmes, f.eks. algebraisk.
Generelt vil det være M grupper med vibratorer, med N vibratorer i hver gruppe. Hvis hver gruppe utfører K skudd, hvor K > N, vil det være en sekvens på MK skudd. Hvis det f.eks. er to grupper med tre vibratorer (M = 2, N = 3), må hver gruppe utføre minst 3 skudd (K > 3). Hvis hver gruppe utfører nøyaktig 3 skudd, vil en mulig sekvens være: gruppe 1; gruppe 2; gruppe 1; gruppe 2; gruppe 1; gruppe 2. En viss differensiering mellom sveipene, f.eks. en faseendring, er nødvendig for å gjøre det mulig å manipulere registreringene algebraisk for å isolere bidraget fra hver vibrator. (I prinsippet, hvis en gruppe skulle utføre flere skudd enn det er vibratorer i gruppen (dvs. hvis K > N), kan noen av skuddene være identiske forut-satt at det var minst N uavhengige skudd.)
Som et annet eksempel, betrakt en enkelt gruppe med 4 (M = 1, N = 4). I dette tilfelle er den laveste verdi av K lik 4, slik at gruppen må sveipes minst 4 ganger og den kortest mulige sekvens er: gruppe 1; gruppel; gruppe 1; gruppe 1.
Betrakt som et annet eksempel seks vibratorer anordnet i tre grupper som hver har to vibratorer (M = 3, N = 2). I dette tilfelle er den laveste verdi av K lik 2. Hvis hver gruppe foretar nøyaktig to skudd, vil én mulig sekvens være: gruppe 1; gruppe 2; gruppe 3; gruppe 1; gruppe 2; gruppe 3.
Ifølge denne fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen finner minst ett av skuddene sted innenfor tiden S + L fra starten av det foregående skudd. Så mange som mulig av skuddene starter fortrinnsvis mindre enn S + L etter det foregående skudd. Det skal bemerkes at det aller siste skuddet ikke vil inneholde glidesveip-støy, f.eks. i det enkle eksempelet på skudd med bare to vibratorer, vil den annen vibrator skyte innenfor lyttetiden til den første vibrator (dvs. innenfor tiden S + L fra starten av det første skuddet). Begge vibratorene vil så bli flyttet til sine neste skuddpunkter slik at skuddet fra den andre vibratoren ikke vil inneholde noe glidesveip-støy.
I de ovenfor gitte eksempler inneholder hver gruppe med vibratorer det samme antall vibratorer. Oppfinnelsen er ikke begrenset til dette, og gruppene be-høver ikke alle inneholde det samme antall vibratorer (selv om det må være en gruppe som inneholder mer enn én vibrator). Hvis gruppene ikke inneholder det samme antall vibratorer, må hver gruppe sveipes minst én gang mer enn det er vibratorer i vedkommende gruppe.
Fig. 3 illustrerer at vibratorer i en tredje vibratorgruppe (som kan være den første eller den annen gruppe) blir aktivert for å starte sine sveip ved tiden T2, som tilfredsstiller T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen gruppe med vibratorer. Det vil imidlertid være mulig for den tredje gruppe å bli aktivert ved tiden T2 > T1 + S2 + L, siden det bare er nødvendig at det bare er nødvendig at ett skudd starter innenfor S + L fra starten av det foregående skudd.
Når hver vibratorgruppe er blitt aktivert et tiltrekkelig antall ganger, kan vibratorene flyttes til forskjellige posisjoner for å gjøre det mulig å utføre en ny under-søkelse.
Responsen ved hver mottaker som skyldes den seismiske energi generert av hver enkelt vibrator, kan beregnes fra den seismiske energi som er innsamlet ved mottakeren eller mottakerne ved å benytte en hvilken som helst egnet teknikk. En egnet teknikk er beskrevet i GB patentsøknad nr. 2,359,363. I prinsippet kan responsen beregnes umiddelbart etter at dataene er blitt samlet, men det er van-ligere at dataene blir lagret, f.eks. på magnetbånd eller magnetplater, for etterfølg-ende behandling på et annet sted enn undersøkelsesstedet.
Et problem med glidesveip-innsamling er at de data som er fremskaffet i lytteperioden etter ett sveip, vil inneholde harmonisk støy som oppstår fra det etter-følgende sveip. Det er ønskelig å eliminere denne harmoniske støyen under behandlingen av dataene. En ytterligere utførelsesform av foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å estimere den harmoniske støy i data innsamlet i en lytteperiode, fra de innsamlede data.
Den harmoniske støy i data innsamlet i en lytteperiode, er jordens respons på den harmoniske utgang fra det etterfølgende sveip. Jordens respons på de harmoniske i det etterfølgende skudd, er den samme som jordens respons på grunnsveipet til det skudd som er tilknyttet lytteperioden. Vibrator-dekonvolveringsteori er basert på at man kjenner innholdet av grunnsveipet ettersom dette gir et mål for jordens respons. Hvis det er mulig å estimere også den harmoniske utgang fra vibratoren, så blir det mulig å estimere det harmoniske bidrag til det foregående skudd ved å konvolvere jordens respons som bestemt fra innholdet av grunnsveipet, med den harmoniske utgang fra vibratoren. Når det harmoniske bidraget til det foregående skudd er blitt funnet på denne måten, er det mulig å subtrahere det fra de registrerte data.
I prinsippet vil det være mulig å bruke målinger av den seismiske energi som er utsendt av vibratorene, til å estimere den harmoniske utgangen fra vibratoren. Virkningene av ikke-lineariteten i jordens oppførsel nær vibratoren kan imidlertid bety at den harmoniske støy ved mottakeren er forskjellig fra den harmoniske støy som vil bli estimert fra målinger på vibratoren. Estimering av den harmoniske utgang fra selve dataene er derfor en mer pålitelig metode.
En utførelsesform av fremgangsmåten for å eliminere harmonisk støy fra data innsamlet i den samtidige/glidesveip innsamlingsteknikk eller fig. 3, vil nå bli beskrevet under henvisning til fig. 4.
Innledningsvis, ved trinn 1, blir vibratorkilder gruppert i to eller flere grupper. Dette grupperingstrinnet kan være et fysisk grupperingstrinn, f.eks. under utplas-sering av vibratorene. Alternativt kan det bestå i å definere begrepsmessige grupper i en vibratorsammenstilling. Minst én av gruppene inneholder to eller flere vibratorer.
Ved trinn 2, blir samtidige glidesveip-data innsamlet ved å bruke en innsamlingsteknikk av den type som er beskrevet generelt under henvisning til fig. 3.
Ved trinn 3 blir impulsresponsen beregnet for hver gruppe ut fra posisjon-ene til vibratorene i vedkommende gruppe. Dette trinnet kan utføres på konvensjonell måte ved å benytte krysskorrelasjon og en inverteringsmatrise som er konstant med frekvens, eller den kan alternativt utføres på den måte som er beskrevet GB-A-2 359 363.
Deretter, i trinn 4, blir de innsamlede data krysskorrelert med et harmonisk frekvenssveip. Sveipet som brukes i dette krysskorrelasjonstrinnet er hovedsakelig det samme som grunnsveipet til vibratoren, bortsett fra at det har en sveipehastighet som er en heltallig multippel av sveipehastigheten til grunnsveipet. Det sveip som brukes i krysskorrelasjonstrinnet vil derfor ha to ganger sveipehastigheten til det grunnleggende vibratorsveip hvis det er ønskelig å fjerne den annen harmoniske, vil ha tre ganger sveipehastigheten til grunnsveipet for å fjerne den tredje harmoniske, osv. Det er ikke nødvendig at det sveip som benyttes i krysskorrelasjonen strekker seg ut over den øvre frekvensgrense for grunnsveipet, og i alle fall skal den øvre frekvens ikke overskride Nyquist-frekvensen for samplingen, så en avskråning blir påført det harmoniske sveip etter en frekvens nær den øvre frekvensen til grunnsveipet. For hver harmonisk kan det samme harmoniske sveip brukes i krysskorrelasjonstrinnet for alle mottakere og for alle skudd.
Virkningen av krysskorrelasjonstrinnet er å konsentrere jordens respons på en harmonisk rent tidsmessig. Jordens respons på andre harmoniske og på grunnfrekvensen, er spredt ut i tid. Spesielt, selv om jordens respons på grunnsveipfrek-vensen fremdeles vil være hovedbidragsyteren til de innsamlede data, er virkningen av krysskorrelasjonstrinnet at det nå vil ankomme på et senere tidspunkt i registreringene.
Ved trinn 5 blir de krysskorrelerte data Fourier-transformert over et tidsvindu som innbefatter den første hovedankomst som skyldes den ønskede harmoniske, men som slutter før jordens respons på vibratorgrunnfrekvensen blir sett eller (i tilfelle med estimering av høyere harmoniske) når jordens respons på en harmonisk med høyere amplitude blir sett. Lengden av det tidsvindu som benyttes i dette trinnet, kan variere fra én mottaker til en annen. For hver frekvens og mottaker er resultatet av Fourier-transformasjonen en vektor Gnmed en lengde N, hvor N er antallet skudd. Denne vektoren er den tidlige del av jordens respons på den valgte vibrators harmoniske.
Ved trinn 6 blir impulsresponsen for hver mottaker og vibratorposisjon be-handlet med en Fourier-transformasjon av samme lengde som i trinn 5. Fourier-transformasjonen blir utført over det samme tidsvindu, eller et litt kortere tidsvindu, enn Fourier-transformasjonen i trinn 5. Resultatene av dette Fourier-transforma-sjonstrinnet er en vektor Rnfor hver mottaker og frekvens, hvor Rnhar en lengde M der M er antallet vibratorposisjoner.
Ved trinn 7 blir matrisen GnR<*>nberegnet for hver frekvens og mottaker. R<*>ner den komplekst konjugerte av transponeringen av Rn. Dette gir en N x M-matrise. Denne matrisen blir så midlet over mottakere for å gi krysskorrelasjonsmatrisen ^GnRn^. En mottakerbasert normalisering kan anvendes i denne midlingsperioden for å muliggjøre varierende signalamplitude ved forskjellige mottakere.
Ved trinn 8 blir M x M-matrisen RnR<*>nberegnet for hver frekvens og mottaker. Denne blir så midlet over mottakere for å gi autokorrelasjonsmatrisen ^RnR^
hvis en mottakerbasert normalisering ble anvendt i trinn 7, bør den samme normalisering anvendes i trinn 8.
I trinn 9 blir estimatet av den n. harmoniske Hnsom er utsendt av vibratoren, bestemt. I prinsippet er Hngitt av Hn= ^GnRn^ ( RnRn^ '. I praksis vil imidlertid autokorrelasjonsmatrisen være dårlig tilpasset, dvs. at den minste egenverdi vil være meget mindre enn den største egenverdi, og ved å ta en nøyaktig invers løper man risikoen for å bli dominert av støy. En standard singulærverdi-dekomponering av ^RnR<*>^ dekomponerer den i produktet av tre matriser, U, V og A, hvor
^RnRn^ = U AV<*>, U og V er slik at UU<*>= VV<*>= I, hvor I er den identiske matrise) og A er diagonal og reell. U og V er matrisene av henholdsvis høyre og venstre egen-vektor, A er sammensatt av egenverdiene. Den virkelige inverse matrise er gitt ved VA"<1>U<*>. Estimatet av Hner gitt av Hn= ^GnR*^ ^VLU<*>^, hvor L er en diagonal matrise identisk med A("<1>), bortsett fra at de minste elementer er blitt erstattet av nul-ler. Én måte å bestemme hvor mange egenverdier som skal beholdes og hvor mange som skal settes lik null, kommer fra å sammenligne rotmiddelkvadrat-stør-relsen (rms-størrelsen) til elementene i ^RnRn^. rms-størrelsen til elementene i VLU<*>ganger rms-størrelsen av ^RnR<*>,^ skal være i størrelsesorden 1. Ofte er det bare nødvendig med én egenverdi. Hner en N x M-matrise for hver frekvens og sett med skudd.
Ved trinn 10 blir matrisen HnFourier-transformert tilbake til tidsdomenet for å oppnå hn. Fourier-transformasjonen blir utført over et tidsvindu omkring T = 0 ved å bruke en glatt avskråing og med en halvbredde på omkring 0,25 sekunder eller mindre.
Ved trinn 11 blir hnkonvolvert med det harmoniske sveip som er benyttet i trinn 4. Resultatene av denne konvolveringen er estimatet av vibratorutgangen for den n. harmoniske. Dette er et estimat av den støy som opptrer i de data som er innsamlet under det foregående skudd. De data som er innsamlet for det foregående skudd, kan korrigeres for den harmoniske støy, f.eks. ved å subtrahere den harmoniske støy som er estimert fra de rådata som er innsamlet ved mottakeren. Hvis dekonvolveringstrinnet blir utført på korrelerte data, kan den harmoniske støy alternativt korreleres med det riktige pilotsveip og så subtraheres fra de riktig korrelerte registreringer.
De ovennevnte trinn kan gjentas for hver harmonisk som det er ønskelig å fjerne. De andre og tredje harmoniske har typisk den største amplitude, slik at fjer-ningen av bare disse harmoniske kan være tilstrekkelig.
Ved trinn 12 blir skuddregistreringene som nå har fått den harmoniske støy fjernet, atskilt i sine enkelte skuddpunkt-komponenter. Dette trinnet kan utføres på både ukorrelerte eller korrelerte skuddregistreringer. Alternativt kan separerings-trinnet utføres på de summerte støyestimater alene, og disse separerte støyesti-mater blir så subtrahert fra tidligere beregnede individuelle skuddpunkt-komponenter.
Fremgangsmåten ovenfor er blitt beskrevet under henvisning til den samtidige glidesveip-innsamlingsmetode på fig. 3. Den kan alternativt anvendes på en konvensjonell glidesveip-innsamlingsmetode av den type som er vist på fig. 2. Fremgangsmåte kan forenkles når den anvendes på en slik konvensjonell glidesveip-teknikk, siden krysskorrelasjonen og autokorrelasjonen ikke er matriser, men er et tall ved hver frekvens. I trinn 9 kan således den virkelige inverse av autokorrelasjonen brukes.
Bruk av denne fremgangsmåten krever en viss minimumstid mellom sveip. For å fjerne den n. harmoniske er minimumstiden mellom påfølgende sveip gitt ved:
Dette forutsetter at grunnsveipet varierer lineært mellom frekvens fo og frekvens U og har en sveipetid lik S.
For å fjerne den annen harmoniske må derfor glidningen mellom påfølg-ende sveip (f.eks. T1-T0 på fig. 2 eller fig. 3) være litt mer enn halvparten av den totale sveipevarighet, for å fjerne den tredje harmoniske, må det være litt mer enn 2/3 av sveipetiden, osv. Fig. 5 og 6 illustrerer resultater av fremgangsmåten på fig. 4. Fig. 5 viser en del av en dataregistrering innsamlet ved en mottaker under samtidig aktivering av tre seismiske vibratorer, hvor hver vibrator blir aktivert fire ganger. Selv om dataene ble innsamlet en konvensjonell samtidig innsamlingsteknikk istedenfor en samtidig glidesveip-innsamlingsteknikk, ble registreringene summert for å simulere data innsamlet ved en samtidig glidesveip-teknikk ifølge foreliggende oppfinnelse. Det kan ses at det er høyfrekvent harmonisk støy over mye av dataene. De tolv trasene som er vist på fig. 5, ble innsamlet ved tolv separate mottakerposisjoner. Fig. 6 illustrerer resultatet av å anvende en fremgangsmåte for harmonisk estimering og fjerning av den type som er beskrevet under henvisning til fig. 4, på de andre og tredje harmoniske i dataene på fig. 5. Det kan ses at den høyfrek-vente harmoniske støy er blitt betydelig redusert.
En alternativ teknikk for å fjerne harmonisk energi vil nå bli beskrevet. I mot-setning til den ovenfor beskrevne fremgangsmåte for reduksjon av harmonisk støy som beror på å kunne estimere den harmoniske støy, krever den teknikk som beskrives nedenfor meget lite kjennskap til den harmoniske energi. Fremgangsmåten krever bare kjennskap til ved hvilken tid forskjellige ordens harmonisk energi an-kommer ved en mottaker. Denne fremgangsmåten kan anvendes på både den samtidige glidesveip-innsamling på fig. 3 og på den konvensjonelle glidesveip-innsamling av seismiske data. En restriksjon på denne teknikken er at det må gjøres minst ett mer sveip enn antallet skuddpunkter som skal separeres. For den vanlige glidesveip-datainnsamling må derfor hver vibrator aktiveres minst to ganger på hvert skuddsted. I en samtidig glidesveip-innsamlingsteknikk hvor hver gruppe innbefatter to vibratorer, må minst tre sveip utføres i hver posisjon.
Betrakt innledningsvis tilfellet med en standard glidesveip-innsamlingsteknikk hvor hver vibratorgruppe utfører to skudd i hver posisjon. Etter krysskorrelasjon eller dekonvolvering vil signalkomponentene i dataregistreringen for et skudd være de samme som signalkomponenten til dataregistreringen for de andre skudd. Hvis den harmoniske støykomponent i de to registreringene kan arrangeres slik at de blir forskjellige, så blir det mulig å redusere eller eliminere den harmoniske støy ved å kombinere de to registreringene på passende måte. Én måte å gjøre dette på som tidligere er blitt foreslått, er å variere fasen til skuddene. Hvis fasen til den n. harmoniske er n ganger større enn fasen til grunnsveipet (noe som vanligvis er tilnærmet sant), så vil, ved å velge en passende fasedifferanse og summere re gistreringene etter krysskorrelasjon, én eller flere harmoniske bli kansellert. Hvis de to skuddene er 90° ute av fase, så vil den tredje harmoniske bli kansellert. Hvis de to skuddene er 180° ute av fase, så vil den andre og den fjerde harmoniske bli kansellert. Hvis det er tre skudd som hver er 120° ute av fase med andre to skuddene, så vil den annen og tredje harmoniske bli kansellert.
Fremgangsmåten som er beskrevet nedenfor, benytter en kombinasjon av en innsamlingsteknikk og en behandlingsteknikk, og er ikke avhengig av noen algebraisk faserelasjon.
Fremgangsmåten som beskrives nedenfor, er basert på det prinsipp at hvis harmonisk støy i et skudd opptrer ved en tid som er forskjellig fra harmonisk støy
på et annet skudd, så kan riktig stabling eller summering eliminere eller i vesentlig grad redusere støyen. Stablingsmetoden som benyttes, er tid/frekvens-diversitets-stabling. Denne stablingsmetoden virker godt når signalkomponenten til de to registreringene er den samme, men støyen opptrer i forskjellige posisjoner i tid/frek-vensdomenet.
For å få harmonisk støy til å opptre til forskjellige tider i forskjellige skudd, er en fremgangsmåte å variere forsinkelsen mellom skuddene. De valgte tidsdifferan-ser mellom et skudd i én posisjon og det etterfølgende skudd (i en annen posisjon) skal være forskjellig fra tidsforsinkelsen mellom et annet skudd i den første posisjon og etterfølgende skudd etter dette, slik at etter tid/frekvens-dekomponering ligger de største toppene i støyen hovedsakelig ikke over hverandre. Den nøyak-tige tidsforsinkelse som er nødvendig, vil være avhengig av sveipehastigheten, men det har vist seg at en differanse på mellom ett og to sekunder generelt er tilstrekkelig hvis sveipetiden er mindre enn 10 sekunder.
I en variant av denne teknikken blir virkningen av tidsforsinkelsen mellom skudd etterlignet ved å benytte flere vibratorgrupper hvor støyen er innrettet for å komme fra skudd fra forskjellige, vidt atskilte vibratorgrupper. Den rommessige separasjon mellom vibratorgruppene vil indusere en tidsforsinkelse slik at for de fleste mottakere vil harmonisk støy ankomme til forskjellige tider og tid/frekvens-diversitetsstablingen vil være effektiv når det gjelder å fjerne den harmoniske støy. For noen mottakere vil toppene i støyen fra forskjellige skudd overlappe hverandre, men denne støyen kan fjernes under stabling (summering) ved å bruke den teknikk som er beskrevet i GB-patentsøknad nr. 2 359 363.
I tilfelle med N vibratorer er det nødvendig å avgi minst (N +1) skudd med kodede sveip, hvorfra de n individuelle skuddregistreringer kan ekstraheres. Betrakt f.eks. to grupper, hver med to vibratorer, med en sveipetid S på 8 sekunder og en lyttetid L på 5 sekunder. Den raskeste måten som disse vibratorene kan ut-føre tre skudd på for hver gruppe, er som følger:
Ved å tilføye forsinkelser mellom de skudd som utføres av den første gruppe og det skudd som følger hvert skudd i den første gruppe, blir mulig å plassere harmonisk støy ved forskjellige tider i skuddregistreringene. Den ovennevnte skuddplan kan f.eks. modifiseres å øke forsinkelsen mellom et skudd i den første gruppe og de tilsvarende skudd i den annen gruppe, på følgende måte:
I denne modifiserte skuddplanen i henhold til tabell 2, betyr den varierende forsinkelse mellom et skudd i den første gruppe og det tilsvarende skudd i den annen gruppe at harmonisk støy vil opptre ved forskjellige tider i skuddregistreringene. Det blir derfor mulig å eliminere den harmoniske støy ved å benytte den "samtidige diversitets-inverteringsteknikk" som er beskrevet i GB 2 359 363.
Fig. 7 illustrerer resultatene av å anvende den samtidige diversitets-inverteringsteknikk på de data som er vist på fig. 5. Det kan igjen ses at en betydelig reduksjon i harmonisk støy er blitt tilveiebrakt.
I skuddplanen i henhold til tabell 2 øker tidsforsinkelsen mellom et skudd i den første vibratorgruppe og det tilsvarende skudd i den annen vibratorgruppe med skuddtallet. Oppfinnelsen er ikke begrenset til dette, og tidsforsinkelsen mellom et skudd i den første vibratorgruppe og det tilsvarende skudd i den annen vibratorgruppe kan alternativt minske med skuddtallet.
Teknikken med samtidig diversitetsinvertering kan kombineres med harmonisk estimering og fjerning av de skudd hvor tidsforsinkelsen tilfredsstiller ligning (1) ovenfor. Hvis f.eks. vibratorsveipet er fra 10Hz til 100Hz, så kan den annen harmoniske estimeres og fjernes hvis glidningstiden er større enn 4,5 sekunder, den tredje harmoniske kan estimeres og fjernes hvis glidningstiden er mer enn 6 sekunder, og den fjerde harmoniske kan fjernes hvis glidningstiden er mer enn 6,7 sekunder. For innhentingsplanen i henhold til tabell 2 kan således den annen harmoniske estimeres og fjernes fra den harmoniske støy i alle skudd, tredje harmoniske kan estimeres og fjernes fra støyen i det annet og tredje skudd for hver gruppe, og den fjerde harmoniske kan estimeres og fjernes fra støyen i det tredje skudd for hver gruppe. Fig. 8 illustrerer resultatene av å anvende både den harmoniske estimer-ings- og fjernings-teknikken og den samtidige diversitets-inverteringsteknikken. Fig. 8 viser resultatene av å utføre den samtidige diversitets-inverteringsteknikk på de data som er vist på fig. 6, som allerede er underkastet en harmonisk estimer-ings- og fjernings-teknikk for de andre og tredje harmoniske. Det kan ses at etter-følgende anvendelse av den samtidige diversitets-inverteringsteknikk har resultert i ytterligere reduksjon av støyen.
Den måte som de ovennevnte teknikker blir brukt på, er avhengig av slike faktorer som antall grupper, den tid som er nødvendig for å flytte en vibrator fra én ønsket skuddposisjon til en annen, og forholdet mellom den totale vibratorsveipe-tid og lyttetiden.
Hvis lyttetiden er lik den totale sveipetid dividert med antall vibratorer i en gruppe, så er en effektiv implementering å ha to grupper. Ved et hvilket som helst tidspunkt kan én gruppe bli omplassert mens den annen gruppe innsamler data. Den gruppe som innsamler data avfyrer det samme antall skudd som der er vibratorer i gruppen. Hver vibrator sveipes nesten kontinuerlig med bare en kort pause ved slutten av hvert sveip for å tilbakestille utstyret. Når den første gruppe har av-sluttet avfyring, er den annen gruppe i posisjon og begynner å skyte mens den første gruppe beveges til neste posisjon. Glidningstiden er 100% av sveipetiden, slik at harmonisk estimering og fjerning kan anvendes på de innsamlede data. Når antallet skudd imidlertid er lik antallet vibratorer i hver gruppe, er samtidig diversitetsinvertering ikke mulig.
Hvis sveipetiden, i et annet eksempel, for hver vibrator er omkring to ganger lyttetiden, så kan en fremgangsmåte som benytter tre grupper fortrinnsvis anvendes. I tilfelle med ni vibratorer vil det være mulig å ha tre grupper med tre vibratorer, med vibratorer i hver gruppe aktivert fire ganger med varierende forsinkelser mellom skudd. Skuddmønstre vil være innrettet slik at de første to skudd i hver gruppe veksler med de siste to skudd i den foregående gruppe, og slik at de tredje og fjerde skudd i hver gruppe veksler med de første to skudd med de første to skudd i den etterfølgende gruppe. For de skudd hvor ligning (1) er tilfredsstilt, kan harmonisk støy estimeres og fjernes. Simultan diversitetsinvertering kan så anvendes på de innsamlede data for hver gruppe.
Fig. 9(a) er en skjematisk illustrasjon av et seismisk undersøkelsesarrange-ment i henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen. Det seismiske undersøkel-sesarrangement omfatter et antall vibratorer 1, 2, 3, 4 og en styringsinnretning 5. To grupper med vibratorer A, B er definert på fig. 9(a), der hver gruppe omfatter to vibratorer i hver gruppe, men det seismiske undersøkelsesarrangementet i henhold til oppfinnelsen er ikke begrenset til dette spesielle antall grupper eller til dette antall vibratorer i en gruppe. Styringsanordningen 5 er i stand til å aktivere hver gruppe uavhengig av den annen gruppe. Styringsanordningen kan f.eks. være elektrisk tilkoplet hver gruppe med vibratorer slik at den kan sende et elektrisk sig nal til en valgt gruppe for å aktivere hver vibrator i den valgte gruppe. Styringsanordningen er innrettet for å aktivere vibratorene i henhold til f.eks. en "samtidig glidesveip-fremgangsmåte" av den type som er beskrevet under henvisning til fig. 3, eller en "varierende tidsforsinkelses-fremgangsmåte" av den type som er beskrevet under henvisning til tabell 2.
Fire vibratorer er vist på fig. 9(a) anordnet i to grupper som hver inneholder to vibratorer, men et seismisk undersøkelsesarrangement i henhold til oppfinnelsen er ikke begrenset til disse antallene med vibratorer og grupper. Et seismisk undersøkelsesarrangement i henhold til oppfinnelsen for bruk med "samtidig glidesveip-fremgangsmåten" kan inneholde to eller flere uavhengig aktiverbare grupper med vibratorer, der minst én gruppe inneholder mer enn én vibrator. Et seismisk undersøkelsesarrangement i henhold til oppfinnelsen for bruk med fremgangsmåten med "varierende tidsforsinkelse" kan inneholde to eller flere uavhengig aktiverbare grupper med vibratorer, eller kan alternativt inneholde to eller flere uavhengig aktiverbare vibratorer.
Det seismiske undersøkelsesarrangement på fig. 9(a) omfatter videre en gruppe med én eller flere seismiske mottakere (to mottakere 6, 7 er vist på
fig. 9(a), men det seismiske undersøkelsesarrangement er ikke begrenset til to mottakere).
Fig. 9(b) er et skjematisk blokkskjema over styringsanordningen 5. Styringsanordningen omfatter en programmerbar dataprosessor 8 med et programlager 9, f.eks. i form av et leselager ROM som lagrer et program for styring av styringsanordningen 5 til å aktivere vibratorene 1, 2, 3, 4 i henhold til en fremgangsmåte som f.eks. illustrert på fig. 3 eller i tabell 2, eller som definert ved ligning (1) ovenfor. Systemet omfatter videre et ikke-flyktig lese/skrive-lager 10 for lagring av f.eks. data som må beholdes i fravær av en kraftforsyning. Et "arbeids"- eller "kladde" - lager for dataprosessoren er tilveiebrakt ved hjelp av et direktelager (RAM) 11. Et innmatingsgrensesnitt 12 er tilveiebrakt, f.eks. for å motta kommandoer og data. Et utmatingsgrensesnitt 13 er tilveiebrakt, f.eks. for å mate ut aktiveringssignaler til en valgt mottaker eller til en valgt gruppe med mottakere. Ett program som define-rer aktiveringssekvensen for mottakerne eller mottakergruppene kan leveres via innmatingsgrensesnittet 12 eller kan alternativt fremskaffes ved hjelp av et maskin-lesbart lager 14.
Programmet for drift av styringsanordningen og for å utføre den fremgangsmåte som er beskrevet i det ovenstående, er lagret i programlageret 9, som kan være realisert som et halvlederlager, f.eks. av den velkjente ROM-typen. Programmet kan imidlertid være lagret på et hvilket som helst annet lagringsmedium, slik som en magnetisk databærer 9(a) slik som en "diskett" eller et CD-ROM 9b.
Foreliggende oppfinnelse kan anvendes i forbindelse med både landbaserte vibratorkilder for seismisk energi og marine vibratorkilder for seismisk energi.
Claims (16)
1. Fremgangsmåte for seismiske undersøkelser,
karakterisert ved følgende trinn:
å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en første vibratorgruppe ved en tid TO; og
å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en annen vibratorgruppe ved en tid T1, hvor TO < T1 < TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibratorgruppe og L er lyttetiden og hvor T1 - TO > (n-1) S1 fi /n (fr fo ), hvor n er et naturlig tall, er fo den nedre frekvensgrense for vibratorsveipet, og fi er den øvre frekvensgrense for vibratorsveipet;
hvor minst én av den første vibratorgruppe og den annen vibratorgruppe omfatter minst to vibratorer.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor den annen vibratorgruppe er den første vibratorgruppe.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, og omfattende det trinn å aktivere vibratorgruppen eller hver vibratorgruppe i det minste så mange ganger som der er vibratorer i den respektive gruppe, og slik at bidraget fra hver vibrator i en gruppe kan bestemmes ved hjelp av algebraisk operasjon på mottakerregistreringer av sveip foretatt av den respektive gruppe.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, 2 eller 3, og omfattende det ytterligere trinn å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en tredje vibratorgruppe ved tiden T2, hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L hvor S2 er sveipetiden for den annen vibratorgruppe.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 1, og videre omfattende å estimere, fra de innsamlede data, støyen i de innsamlede data som skyldes den m. harmoniske, hvor m < n.
6. Fremgangsmåte ifølge noen av de foregående krav, og videre omfattende det trinn
å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den første vibratorgruppe ved tiden T2, hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen vibratorgruppe; og
å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den annen vibratorgruppe ved tiden T3 hvor T2 < T3 < T2 + S1 + L;
der den første vibratorgruppe er forskjellig fra den annen vibratorgruppe; og hvor T3 - T2 * T1 - TO.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, hvor den j. vibratorgruppe inneholder Nj vibratorer og blir aktivert Nj + 1 ganger.
8. Fremgangsmåte for seismiske undersøkelser,
karakterisert ved følgende trinn:
å aktivere en første vibrator ved en tid TO;
å aktivere en annen vibrator som er forskjellig fra den første vibrator, ved en tid T1, hvor TO < T1 < TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibrator og L er lyttetiden;
å aktivere den første vibrator ved en tid T2, hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen vibrator; og
å aktivere den annen vibrator ved tiden T3, hvor T2 < T3 < T2 + S1 + L, og hvor T3 - T2 * T1 - TO.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 6, 7 eller 8, hvorT3 - T2 > T1 - TO.
10. Seismisk undersøkelsesarrangement,
karakterisert ved at det omfatter:
et antall vibratorer; og
en styringsanordning innrettet for å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en første vibratorgruppe ved en tid TO, og å aktivere vibratoren eller hver vibrator i en annen vibratorgruppe ved en tid T1, hvor TO < T1 < TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibratorgruppe og L er lyttetiden og innrettet for å aktivere de første og andre grupper med vibratorer slik at T1 - TO > (n-1) S1 fi /n(fi -fo ), hvor n er et naturlig tall, er fo den nedre grensefrekvensen for vibratorsveipet og fi er den øvre grensefrekvensen for vibratorsveipet.
11. Seismisk undersøkelsesarrangement ifølge krav 10, hvor styringsanordningen er innrettet for å aktivere vibratorgruppen eller hver vibratorgruppe i det minste så mange ganger som der er vibratorer i den respektive gruppe, og slik at bidraget fra hver vibrator i en gruppe kan bestemmes ved hjelp av algebraisk operasjon på mottakerregistreringer av sveip foretatt av den respektive gruppe.
12. Seismisk undersøkelsesarrangement ifølge krav 10 eller 11, hvor den første vibratorgruppe er forskjellig fra den annen vibratorgruppe; og hvor styringsanordningen videre er innrettet for å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den første vibratorgruppe ved tiden T2, hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen vibratorgruppe og for å aktivere vibratoren eller hver vibrator i den annen vibratorgruppe ved tiden T3, hvor T2 < T3 < T2 + S1 + L, og hvor T3 - T2 * T1 - TO.
13. Seismisk undersøkelsesarrangement,
karakterisert ved :
et antall vibratorer; og
en styringsanordning innrettet for:
a) å aktivere en første vibrator ved en tid TO;
b) å aktivere en annen vibrator som er forskjellig fra den første vibrator, ved en tid T1, hvor TO < T1 < TO + S1 + L, hvor S1 er sveipetiden for den første vibrator og L er lyttetiden;
c) å aktivere den første vibrator ved en tid T2, hvor T1 < T2 < T1 + S2 + L, hvor S2 er sveipetiden for den annen vibrator; og
d) å aktivere den annen vibrator ved en tid T3, hvor T2 < T3 < T2 + S1 + L, og hvor T3 - T2 * T1 - TO.
14. Seismisk undersøkelsesarrangement ifølge krav 13, og innrettet for å aktivere den annen vibratorgruppe ved tiden T3, hvor T3 - T2 > T1 - TO.
15. Seismisk undersøkelsesarrangement ifølge noen av kravene 10 til 14, hvor styringsanordningen omfatter en programmerbar dataprosessor.
16. Lagringsmedium,
karakterisert ved at det inneholder et program for dataprosessoren i et seismisk undersøkelsesarrangement som angitt i krav 15.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0207995A GB2387226C (en) | 2002-04-06 | 2002-04-06 | A method of seismic surveying |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20150043L true NO20150043L (no) | 2003-10-07 |
NO339176B1 NO339176B1 (no) | 2016-11-14 |
Family
ID=9934389
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20031535A NO336129B1 (no) | 2002-04-06 | 2003-04-04 | Fremgangsmåte for fjerning av harmonisk støy fra innsamlede data |
NO20150043A NO339176B1 (no) | 2002-04-06 | 2015-01-08 | Seismisk kartlegging med vibratorkilder og overlappende sveipetider |
Family Applications Before (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20031535A NO336129B1 (no) | 2002-04-06 | 2003-04-04 | Fremgangsmåte for fjerning av harmonisk støy fra innsamlede data |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (5) | US7050356B2 (no) |
FR (1) | FR2853085B1 (no) |
GB (1) | GB2387226C (no) |
NL (2) | NL1023118C2 (no) |
NO (2) | NO336129B1 (no) |
Families Citing this family (101)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2387226C (en) * | 2002-04-06 | 2008-05-12 | Westerngeco Ltd | A method of seismic surveying |
US7436734B2 (en) * | 2003-04-01 | 2008-10-14 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Shaped high frequency vibratory source |
CA2534519C (en) * | 2003-08-11 | 2010-03-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for continuous sweeping and separation 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 |
BRPI0716853A2 (pt) | 2006-09-28 | 2013-10-01 | Exxonmobil Upstream Res Co | mÉtodos para determinar um modelo de propriedades fÍsicas para uma regiço de subsuperfÍcie, e para produzir hidrocarbonetes a partir de uma regiço de subsuperfÍcie |
WO2008057401A2 (en) * | 2006-11-01 | 2008-05-15 | Eveready Battery Company, Inc. | Alkaline electrochemical cell with reduced gassing and reduced discolouration |
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 |
US8248886B2 (en) * | 2007-04-10 | 2012-08-21 | 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 |
US8812282B2 (en) | 2008-03-21 | 2014-08-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient method for inversion of geophysical data |
US7916576B2 (en) * | 2008-07-16 | 2011-03-29 | Westerngeco L.L.C. | Optimizing a seismic survey for source separation |
RU2503035C2 (ru) * | 2008-08-11 | 2013-12-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Оценивание свойств почвы с использованием волновых сигналов сейсмических поверхностных волн |
US8077547B2 (en) * | 2008-09-26 | 2011-12-13 | Providence technologies, Inc. | Method and apparatus for seismic exploration |
WO2010037840A1 (en) * | 2008-10-03 | 2010-04-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | 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 |
US8467267B2 (en) * | 2008-10-29 | 2013-06-18 | Conocophillips Company | Asynchronous operation of seismic sources in a seismic survey |
US9213119B2 (en) * | 2008-10-29 | 2015-12-15 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition |
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 |
AU2010326311B2 (en) * | 2009-12-02 | 2014-07-03 | 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 |
AU2011312800B2 (en) | 2010-09-27 | 2014-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Simultaneous source encoding and source separation as a practical solution for full wavefield inversion |
US8437998B2 (en) | 2010-09-27 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hybrid method for full waveform inversion using simultaneous and sequential source method |
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 |
KR101797451B1 (ko) | 2010-12-01 | 2017-11-14 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 상호상관 목적 함수를 통한 해양 스트리머 데이터에 대한 동시 소스 반전 |
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 |
CN103703391B (zh) | 2011-03-30 | 2017-05-17 | 埃克森美孚上游研究公司 | 使用频谱整形的全波场反演的系统和计算机实施的方法 |
US8990053B2 (en) | 2011-03-31 | 2015-03-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of wavelet estimation and multiple prediction in full wavefield inversion |
CA2982145A1 (en) * | 2011-05-13 | 2012-11-22 | 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 |
ES2640824T3 (es) | 2011-09-02 | 2017-11-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Utilización de la proyección sobre conjuntos convexos para limitar la inversión del campo de onda completa |
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 |
RU2612896C2 (ru) | 2012-03-08 | 2017-03-13 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Ортогональное кодирование источника и приемника |
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 |
SG11201503218RA (en) | 2012-11-28 | 2015-06-29 | Exxonmobil Upstream Resarch 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 |
EP2992359B1 (en) | 2013-05-01 | 2020-10-14 | CGG Services SAS | Apparatus and method for seismic data acquisition with simultaneous activation of clustered vibrators |
WO2014189679A1 (en) | 2013-05-24 | 2014-11-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multi-parameter inversion through offset dependent elastic fwi |
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 |
CA2913496C (en) | 2013-08-23 | 2018-08-14 | 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 |
CN106461802B (zh) | 2014-05-09 | 2019-05-31 | 埃克森美孚上游研究公司 | 用于多参数全波场反演的有效的线性搜索方法 |
US10185046B2 (en) | 2014-06-09 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for temporal dispersion correction for seismic simulation, RTM and FWI |
CA2947410A1 (en) | 2014-06-17 | 2015-12-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fast viscoacoustic and viscoelastic full-wavefield inversion |
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 |
CA2961572C (en) | 2014-10-20 | 2019-07-02 | 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 |
WO2016130208A1 (en) | 2015-02-13 | 2016-08-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Efficient and stable absorbing boundary condition in finite-difference calculations |
KR20170118185A (ko) | 2015-02-17 | 2017-10-24 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 다중반사파 없는 데이터 세트를 생성하는 다단식 전 파동장 역산 프로세스 |
AU2016270000B2 (en) | 2015-06-04 | 2019-05-16 | 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 |
KR102020759B1 (ko) | 2015-10-02 | 2019-09-11 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | Q-보상된 전 파동장 반전 |
EP3362823B1 (en) | 2015-10-15 | 2019-10-09 | 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 |
WO2017108669A1 (en) | 2015-12-22 | 2017-06-29 | 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 |
US11119230B2 (en) * | 2017-08-16 | 2021-09-14 | Pgs Geophysical As | Geophysical survey techniques using selective-length processing |
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 |
Family Cites Families (39)
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 |
US5721710A (en) * | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
US5719821A (en) | 1995-09-29 | 1998-02-17 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for source separation of seismic vibratory signals |
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 |
AU771062B2 (en) * | 1997-11-14 | 2004-03-11 | Schlumberger Seismic Holdings Limited | 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 |
US6366857B1 (en) * | 1999-06-25 | 2002-04-02 | Trimble Navigation Limited | Noise estimator for seismic exploration |
US6418079B1 (en) * | 1999-09-10 | 2002-07-09 | Westerngeco, L.L.C. | Method of reducing harmonic interference while using overlapping source point seismic recording techniques |
GB2359363B (en) | 2000-02-15 | 2002-04-03 | Geco Prakla | Processing simultaneous vibratory seismic data |
CA2426160A1 (en) * | 2000-10-17 | 2002-04-25 | David Lee Nyland | Method of using cascaded sweeps for source coding and harmonic cancellation |
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 |
US7436734B2 (en) * | 2003-04-01 | 2008-10-14 | Exxonmobil Upstream Research Co. | 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 |
-
2002
- 2002-04-06 GB GB0207995A patent/GB2387226C/en not_active Expired - Fee Related
-
2003
- 2003-03-31 US US10/403,135 patent/US7050356B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-04-04 NO NO20031535A patent/NO336129B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-04-07 NL NL1023118A patent/NL1023118C2/nl not_active IP Right Cessation
- 2003-04-07 FR FR0304298A patent/FR2853085B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-12-12 US US11/299,410 patent/US7672194B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-10-11 US US11/548,521 patent/US7376046B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2006-12-29 NL NL1033146A patent/NL1033146C2/nl not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-11-26 US US11/944,690 patent/US7602670B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-09-01 US US12/551,897 patent/US20100008187A1/en not_active Abandoned
-
2015
- 2015-01-08 NO NO20150043A patent/NO339176B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NL1033146C2 (nl) | 2009-12-04 |
NL1033146A1 (nl) | 2007-01-23 |
GB2387226A (en) | 2003-10-08 |
US20060158962A1 (en) | 2006-07-20 |
US20100008187A1 (en) | 2010-01-14 |
US7602670B2 (en) | 2009-10-13 |
GB2387226C (en) | 2008-05-12 |
FR2853085B1 (fr) | 2010-10-15 |
US20070091721A1 (en) | 2007-04-26 |
NO336129B1 (no) | 2015-05-18 |
US7672194B2 (en) | 2010-03-02 |
NO20031535D0 (no) | 2003-04-04 |
NO20031535L (no) | 2003-10-07 |
US7376046B2 (en) | 2008-05-20 |
NO339176B1 (no) | 2016-11-14 |
FR2853085A1 (fr) | 2004-10-01 |
GB0207995D0 (en) | 2002-05-15 |
GB2387226B (en) | 2005-08-10 |
US20080232194A1 (en) | 2008-09-25 |
US7050356B2 (en) | 2006-05-23 |
US20030210609A1 (en) | 2003-11-13 |
NL1023118A1 (nl) | 2003-10-07 |
NL1023118C2 (nl) | 2007-01-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20150043L (no) | Fremgangsmåte for seismisk undersøkelse | |
US7859945B2 (en) | Efficient seismic data acquisition with source separation | |
US6766256B2 (en) | Processing simultaneous vibratory seismic data | |
NO157917B (no) | Fremgangsmaate ved seismiske undersoekelser ved benyttelse av vibrasjonskilder. | |
CA2620542C (en) | Process and system for the acquisition of seismic data | |
US20120147699A1 (en) | Distance- and frequency-separated swept-frequency seismic sources | |
US20070268781A1 (en) | Method for Seismic Exploration | |
US4556962A (en) | Seismic exploration method and apparatus for cancelling interference from seismic vibration source | |
NO326450B1 (no) | Fremgangsmate for marine seismiske undersokelser med flere vibratorer | |
MX2009000863A (es) | Adquisicion de datos sismicos y generacion y aplicacion de derivados en la parte de la fuente. | |
NO319272B1 (no) | Fremgangsmate for ett-trinns inversjon og separasjon med anvendelse av flere vibratorer | |
NO156669B (no) | Fremgangsmaate ved seismiske undersoekelser. | |
US20200393582A1 (en) | Method and system for generating geophysical data | |
Nørmark | RESIDUAL STATICS ESTIMATION BY STACK‐POWER MAXIMIZATION IN THE FREQUENCY DOMAIN1 | |
SU1543357A1 (ru) | Способ пространственной сейсморазведки по методу многократных перекрытий | |
Hanssen | Economical viability utilizing environmentally friendlier acquisition strategies | |
WO2017198723A1 (en) | System and method for acquisition of seismic data | |
WO2017108707A1 (en) | System and method for acquisition of seismic data |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |