NO303033B1 - System for dempning av vanns÷yle-reverberasjoner - Google Patents
System for dempning av vanns÷yle-reverberasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO303033B1 NO303033B1 NO902886A NO902886A NO303033B1 NO 303033 B1 NO303033 B1 NO 303033B1 NO 902886 A NO902886 A NO 902886A NO 902886 A NO902886 A NO 902886A NO 303033 B1 NO303033 B1 NO 303033B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- water
- pressure
- velocity
- wave
- representative
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 173
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 44
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 25
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 17
- 230000026683 transduction Effects 0.000 claims description 15
- 238000010361 transduction Methods 0.000 claims description 15
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 9
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims description 9
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 3
- 230000007274 generation of a signal involved in cell-cell signaling Effects 0.000 claims description 2
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 31
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 13
- 230000001902 propagating effect Effects 0.000 description 8
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 230000004044 response Effects 0.000 description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 5
- 238000003491 array Methods 0.000 description 4
- 238000005311 autocorrelation function Methods 0.000 description 4
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 4
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000005314 correlation function Methods 0.000 description 2
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 2
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 2
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 2
- 238000001615 p wave Methods 0.000 description 2
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 2
- 241001188564 Gymnosoma par Species 0.000 description 1
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 1
- 238000010420 art technique Methods 0.000 description 1
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- ROJMAHHOFDIQTI-UHFFFAOYSA-L calcium;2-[2-[bis(carboxylatomethyl)amino]ethyl-(carboxylatomethyl)amino]acetate;hydron;piperazine Chemical compound [Ca+2].C1CNCCN1.OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ROJMAHHOFDIQTI-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- ORQBXQOJMQIAOY-UHFFFAOYSA-N nobelium Chemical compound [No] ORQBXQOJMQIAOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 1
- 230000011514 reflex Effects 0.000 description 1
- 238000007493 shaping process Methods 0.000 description 1
- 239000008234 soft water Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 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
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/364—Seismic filtering
-
- 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
- G01V1/3808—Seismic data acquisition, e.g. survey design
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/50—Corrections or adjustments related to wave propagation
- G01V2210/56—De-ghosting; Reverberation compensation
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oceanography (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Description
Denne oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for forbedret seismisk refleksjon for geofysisk undersøkelse i vanndekkede områder, omfattende trinnene: å generere en seismisk bølge for refleksjon fra Jordlag; å detektere vanntrykk på en første posisjon i vannet som stammer fra nevnte seismiske bølge og å generere et signal som er representativt for dette; å detektere vannhastighet på en posisjon som er i alt vesentlig nær nevnte første posisjon som skyldes nevnte seismiske bølge og å generere et signal som er representativt for denne; og å generere forbedret seismisk refleksjonssignal ved å multiplisere minst ett av nevnte vanntrykk-representative signal og det vannhastighets-representative signal med en skalafaktor, og ved å summere nevnte skalerte vannhastighet-representerende og vanntrykk-representerende signaler, idet nevnte forbedrede seismiske refleksjonssignal er i alt vesentlig fritt for i det minste nedad-forplantende komponenter av reverberasjon av nevnte seismiske bølge innenfor vannet.
Den innledningsvis nevnte fremgangsmåte fremgår av "Seismic Waves - Radiation, Transmission, and Attenuation", kapittel 2 - Plane Waves; McGraw Hill, 1965 ("White"), der det beskrives et lyddetekterende instrument, med mulig nytteverdi for geofysiske undersøkelser, og der utmatningen fra en trykkdetektor nær det faste grensesnitt kan kombineres med utmatningen fra en partikkel-hastighet detektor i slike proporsjoner at bølger som ankommer med normalt innfall fra fluidet vil ikke skape noen netto utmatning, mens kompre-sjonsbølger fra faststoffet vil bli detektert.
Rent generelt blir marinseismiske undersøkelser gjennomført ved å slepe en energikilde og seismiske detektorer bak et fartøy. Kilden utøver en akustisk bølge på vannet, som skaper et bølgefelt som beveger seg koherent inn i den underliggende bergart/sediment. Når bølgefeltet treffer grensesjiktet mellom formasjoner eller lag av bergarter/sedimenter, reflekteres det tilbake gjennom disse og vannet til detek torene, hvor det omdannes til elektriske signaler og registreres. Gjennom analyse av disse signaler er det mulig å bestemme form, posisjon og litologi av sub-bunnformasjoner.
Et problem som møtes ved marin undersøkelse, samt i invers vertikal seismisk profilering eller "VSP", er det med vannsøylereverberasjon. Problemet som oppstår som en følge av naturlig reflektivitetsevne hos vannoverflaten og bunnen, kan forklares som følger.
En seismisk bølge som genereres i (eller reflekteres vekk fra) bergarter/sedimenter, passerer inn i vannet i en generelt oppadretning. Denne bølge, benevnt "primæren", beveger seg gjennom vannet og forbi den seismiske detektoren som registrerer dens nærvær. Bølgefeltet fortsetter oppad til vannets overflate, hvor det reflekteres tilbake nedad. Dette reflekterte eller "ekko"-bølgefelt (også kjent som "spøkelse-bilde"- eller "dobbeltbilde"-bølgefelt beveger seg også gjennom vannet og forbi detektoren, hvor det igjen registreres. Avhengig av naturen av det geologiske materialet på vannets bunn, kan selve ekko-bølgefeltet reflekteres oppad gjennom vannet, hvilket gir opphav til en rekke av én eller flere påfølgende "ekko"-refleksjoner.
Denne reverberasjon av det seismiske bølgefeltet i vannet gjør seismiske data utydelige, idet visse frekvenser for-sterkes og andre dempes, hvorved det blir vanskelig å analysere de underliggende geologiske formasjoner.
I tilfeller der det geologiske materialet på vannets bunn er særlig hardt, kan for stor akustisk energi eller støy som genereres av den seismiske kilden også bli fanget i vannsøylen, med reverberasjon på samme måte som selve de reflekterte seismiske bølger. Denne støy har ofte høy amplitude og har tendens til, som et resultat, å dekke svakere seismiske refleksjonssignaler som søkes for studium. Innenfor teknikken beskriver Ruehle i US-patent nr. 4 486 865, en teknikk for å redusere slik ekkoeffekt hvor en trykkdetektor og en partikkelhastighetsdetektor plasseres i tett nærhet til hverandre i vannet. Utmatningen fra minst én av detektorene forsterkningsjusteres og filtreres, under anvendelse av en dekonvolveringsoperasjon som har en forutbestemt mengde av hvit støy til nullf orsinkelsen i autokorrelasjonsfunksjonen. Patentet antyder at ved å tilføye dette dekonvolverte/forsterkningsjusterte signal til utgangen på den andre detektoren, kan slike ekko-refleksjoner kansel-leres .
US patent 4520467 omhandler et marint, seismisk system der seismiske signaler og deres tilsvarende "spøkelsebilde-signaler" fra trykk og bevegelsedetektorer filtreres som en funksjon av dybden for den sensor som detekterte disse, for å gi forutvalgte amplitude- og nullfase forskjøvne, bånd-transientsignaler ved ankomsttidspunkter som tilsvarer ankomsttidspunkter midtveis mellom ankomstidspunkter for seismisk signal og "spøkelsebildesignal". Patentet antyder at ved å addere sammen de filtrerte transiente signaler i proporsjon til deres signal/støyforhold genererer et "spøkelsebilde"-fritt signal med et maksimum signal/støyfor-hold.
US patent 4752916 omhandler et system for seismisk under-søkelse, hvilket behandler signaler fra trykk- og partikkel-hastighetdetektorer som er plassert på samme dybde, signalene er representative for oppad-vandrende bølger og anvendes til å estimere en liten kildebølge. Patentet antyder så å gjøre bruk av den lille bølgen til å dekon-volvere den detekterte respons for å frembringe traser som er uten "spøkelsebildesignaler" og transiente seismiske signalers traser
Haggerty, i US-patent nr. 2 757 356, beskriver et marint seismisk refleksjonsundersøkelsessystem der to seismometer- rekker er anbrakt på to bestemte dybder i vannet slik at vannsøylereverberasjoner som mottas av disse er 180° ute av fase. Ved å kombinere utmatningen fra detektorene, antyder patentet at reverberasjonen vil utligne hverandre.
Berni i US-patent nr. 4 345 473, antyder bruken av et vertikalt komponentakselerometer i kombinasjon med en hydrofon for å kansellere overflatereflektert støy i marinseismiske operasjoner.
Gal'perin i "Vertical Seismic Profiling", Special Publication nr. 12 fra Society of Exploration Geophysicists, antyder bruken av en seismisk detektor som kombinerer utmatningen fra en trykk- og hastighetsavføler for bruk i VSP-undersøkelsen.
Selv om de nevnte tidligere kjente teknikker kan være virksomme under visse omstendigheter, ansees ingen for adekvate for bruk med bunnkabelundersøkelse ved dypvanns-operasjoner, dvs. undersøkelser på dybder større enn 15-30,5 m. Dessuten lider teknikker av den type som er foreslått i nevnte US-patent nr. 4 486 865 av tap i signalkvalitet som er naturlig for f iltreringsprosessen, eksempelvis for-sterkning av støy i visse frekvenser.
Følgelig er det et formål med denne oppfinnelse å tilveiebringe et forbedret system for marinseismisk refleksjons-undersøkelse.
Nærmere bestemt er det et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe fremgangsmåte for marin seismisk undersøkelse som er i stand til å dempe koherent støy som skyldes eksempelvis vannsøylereverberasjon.
Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et marint seismisk refleksjonsundersøkelsessystem som er virksomt på alle dybder av vann, innbefattende det som er større enn 15-30,5 m.
De ovenstående formål oppnås ved oppfinnelsen, idet den innledningsvis nevnte fremgangsmåte kjennetegnes ved å bestemme skalafaktor avhengig av en akustisk impedans for en substans gjennom hvilken den seismiske bølgen beveger seg.
Ifølge ytterligere utførelsesformer av fremgangsmåten innbefatter denne dessuten trinnet å plassere en trykkdetektor og en hastighetsdetektor i alt vesentlig nær vannets bunn for å detektere vanntrykket og vannhastigheten og for å generere signaler som respektive er representative for disse.
Nevnte forbedrede seismiske refleksjonssignal-genereringstrinn innbefatter fortrinnsvis: å skalere de vannhastighets-representative og vanntrykk-
representative signaler ved å multiplisere minst ett valgt av disse med en skalafaktor som er avhengig av en akustisk impedans for det faste, geologiske materiale på bunnen, og
å summere de skalerte vannhastighets-representative og vanntrykk-representative signaler for å frembringe det forbedrede, seismiske refleksjonssignal, idet det forbedrede, seismiske refleksjonssignal er i alt vesentlig fritt for nedadforplantende og oppadforplantende komponenter av reverberasjon av den seismiske bølge innenfor vannet.
Fremgangsmåten kan videre innbefatte å bestemme skalafaktoren deterministisk.
Fremgangsmåten kan også innbefatte det trinn å generere en trykkbølge fra en posisjon over posisjonen for trykk- og hastighetsdetektorene,
å detektere, med vanntrykkdetektoren, vanntrykket under en valgt ankomst av trykkbølgen og å generere et signal som er representativt for dette,
å detektere med hastighetsdetektoren et signal som er representativt for vannhastighet under et valgt intervall av trykkbølgen og å generere et signal som er representativt for dette, og
å bestemme skalafaktoren til å være avhengig av et forhold mellom de absolutte verdier av størrelsene av det trykkbølge-hastighets-representative signal og det trykkbølgetrykk-representative signal.
Trykkbølgegenereringstrinnet kan med fordel innbefatte trinnet å generere trykkbølgen fra en posisjon direkte over trykk- og hastighetsdetektorene. Nærmere bestemt kan trykkbølgetrykkdetekteringstrinnet innbefatte trinnet å detektere vanntrykk under en første ankomst av trykkbølgen, og
trykkbølgehastighetsdetekteringstrinnet kan innbefatte trinnet å detektere vannhastighet under en første ankomst av trykkbølgen.
Skaleringstrinnet kan innbefatte det ytterligere trinn å multiplisere det minst ene valgte signal med en verdi som er avhengig av
hvor p er en tetthet av det faste, geologiske materialet, a er en forplantningshastighet for den seismiske bølgen i det faste, geologiske materiale, og Dirjj<0>rrer en direktivitetskorrigeringsfaktor. Nærmere bestemt er det mulig å la skaleringstrinnet innbefatte trinnet å multiplisere det minst ene valgte signalet med en verdi som er avhengig av
hvor Gp er en transduksjonskonstant som er knyttet til vanntrykkdetekteringstrinnet, og Gver en transduksjonskonstant som er knyttet til vannhastighetsdetekteringstrinnet.
Skaleringstrinnet kan også innbefatte trinnet å generere den direktivitetskorrigeringsfaktoren, Dirij0rr, til å være lik cos("Yp') for"Yp' mindre enn en valgt kritisk vinkel, og ellers å være lik 1, hvor"Yp' er en forplantningsvinkel fra vertikalen av den seismiske bølgen i vannet.
Videre kan skaleringstrinnet innbefatte trinnet å bestemme den kritiske vinkelen til å være i alt vesentlig lik arcsin(a'/o), hvor a<*>er forplantningshastigheten for den seismiske bølgen i vannet og a er en forplantningshastighet for den seismiske bølgen i det faste, geologiske materialet ved nevnte bunn av vannet.
Disse og andre aspekter ved oppfinnelsen vil være åpenbare fra tegningene og fra den beskrivelse som etterfølger.
En nærmere forståelse av oppfinnelsen kan oppnås med henvisning til de vedlagte tegninger. Fig. 1 viser et foretrukket marint seismisk refleksjons-undersøkelsessystem som er konstruert ifølge oppfinnelsen. Fig. 2 skisserer en foretrukket operasjonssekvens for et marint seismisk refleksjonssystem av den type som er vist i fig. 1. Fig. 3 viser et tenkt kubisk materialvolum som en trykkbølge beveger seg gjennom. Fig. 4 viser en forenklet fysisk modell over et miljø i hvilket oppfinnelsen opererer. Fig. 5 viser trykk- og hastighetsbølgeformer som ankommer på en detektor vist i fig. 4. Fig. 6 viser bølgeformene i fig. 5 modifisert for detektorer som er anbrakt på bunnen av vannet. Fig. 7 viser en foretrukket operasjonssekvens for bestemmelse av en skalafaktor i et system som er konstruert i henhold til en foretrukket utøvelse av oppfinnelsen. Fig. 8-10 viser ytterligere forenklede fysiske modeller av et miljø i hvilket oppfinnelsen opererer. Fig. 11 viser trykk- og hastighetsbølgeformer som ankommer på en detektor vist i fig. 8 - 10. Fig. 12 viser bølgeformene i fig. 11 modifisert for detektor anbrakt på bunnen av vannet.
Fig. 13 er en tabell over fysiske konstanter.
Fig. 14 - 15 viser foretrukne konfigurasjoner av elementer som anvendes i en anordning som er konstruert i henhold til oppfinnelsen. Fig. 1 viser et foretrukket marint seismisk refleksjons-undersøkelsessystem som er konstruert i henhold til oppfinnelsen og som har et hydrof on/geof on-avfølerpar som er anbrakt over bunnen av vannet. Som vist på illustrasjonen sleper en marin farkost en seismisk kilde 16 og en hydrofonkabel 18 gjennom et vannlegeme 10, f.eks. en innsjø eller et hav, som er overliggende en del av jordens overflate som skal studeres. Kilden 16 er fortrinnsvis en akustisk energikilde, f.eks. en eksplosiv anordning eller kanon for komprimert luft, konstruert og betjent på en måte som er vanlig innenfor teknikken.
Den viste hydrofonkabel 18 innbefatter avføler 22, som innbefatter en hydrofon for å detektere vanntrykk og en geofon for å detektere vannpartikkelhastighet. Hydrofonkabelen 18 og dens ledsagende hydrofon/geofonpar 22 er konstruert og betjent på en måte som er vanlig innenfor teknikken. Selv om f.eks. kun én avføler 22 er vist, kunne i praksis hydrofonkabelen 18 innbefatte et flertall av slike enheter.
I henhold til en foretrukket utførelse kan hydrofonkabelen 18 og hydrofon/geofonparet 22 plassert ved bunnen av vannet. En slik løsning er ideell for bruk i tredimensjonale "bunn-kabel"-operasjoner, hvor en lang kabel med avfølere utfoldes på bunnen 12, og et sett av parallelle linjer eller trase, skytes med en luftkanonkilde 16. Når skuddlinjenes trase er fullført, hentes bunnkabelen 18 og anbringes på ny på en linje forskjøvet fra, men parallelt med det tidligere sted. Der blir en annen trase av skuddlinjer skutt.
Nærmere bestemt blir en kabel 18 med identiske romlige oppstillinger av hydrofoner og geofoner, med hver individuell hydrofon utstyrt med en kardansk opphengt geofon plassert ved siden av seg, utlagt på havbunnen. Et separat elektrisk signal sendes til registreringssystemet for hver hydrofon og hver geofons romlige oppstilling. Det marine fartøy 14 avfyrer kilden 16 på forutbestemte steder mens signalene fra hydrofon- og geofonoppstillingene registreres. Disse data betegnes som refleksjonsdata.
Fortrinnsvis, før bunnkabelen innhentes og legges ut på ny, foretar skytefartøyet 14 en tverrgående bevegelse direkte over kabelen 18, idet den marine seismiske kilden 16 avfyres direkte over hver romlig oppstilling av hydrofoner og geofoner, f.eks. par 22, eller så nær disse som praktisk mulig. De resulterende signaler fra de to oppstillinger direkte under kilden registreres. Disse data refereres til som kalibreringsdata.
I henhold til denne foretrukne utøvelse blir de registrerte hydrofon- og geofonrefleksjonsdata demultiplekset, forsterknings-fjernet og amplitudegjenvunnet under anvendelse av identiske amplitudegjenvinningskurver. Her anvender for sterknings-fjerningsprosessen på riktig måte K-forsterknings-innstUlingene på registreringsinstrumentene.
Kalibreringsdata blir også demultiplekset og forsterknings-fjernet. Her igjen anvender forsterknings-fjerningsprosessen på riktig måte K-forsterkningsinnstillingene på registreringsinstrumentene. Partikkelhastighetskomponenten for geofonrefleksjons- og kalibreringsdata blir så multipliser-ende skalert med en faktor
hvor Gp = hydrofonoppstillings-transduksjonskonstant i enheter, eksempelvis av volt/Newton/m<2>
Gv= geo f onopp s t i 11 i ngs -1 ransduks j onskons t ant
(volt/meter/sekund)
p' = tetthet av vann (kilogram/m<2>)
a' = lydhastighet i vann (meter/sekund)
Det viste system anvender et filter som er utformet i henhold til de teoretiske eller målte impulsresponser for hydrofonene og geofonene for å omdanne fasespekteret og det normaliserte amplitudespekter for geofonen til å passe til det for hydrofonen eller omvendt. Dette filter anvendes på enhver trase av refleksjons- og kalibreringsgeofondata eller hydrofondata etter skalering.
I enda ytterligere henhold til en foretrukket utøvelse, blir en skalafaktor K bestemt fra kalibreringsdataene for hver mottakerstasjon (i) ved å dele hydrofonens første-ankomst toppamplitude med geofonens første-ankomst toppamplitude, og så ta den absolutte verdien av den resulterende verdi. For hvert par av traser som registreres på mottakerstedet (i), blir geofontrasen så multiplisert med en faktor K (som ikke må forveksles med "K-forsterkningen" på transduserne) og tilføyd hydrofontrasen.
De resulterende data blir så behandlet på en måte som er vanlig innenfor teknikken for bunnkabeldata.
I henhold til en annen foretrukket utøvelse blir faktoren K beregnet som den absolutte verdi av geofonens første-ankomst-topp delt med hydrofonens første-ankomsttopp. Her blir K multiplisert med hydrofontrasen forut for å tilføye denne til geofontrasen.
I en annen foretrukket utøvelse blir faktoren K som anvendes på geofontrasen bestemt statistisk, dvs. fra hydrofonens og geofonens refleksjonsdata. Ved bruk av deler av traser hvor rene, vertikale refleksjoner er åpenbare eller ved å anvende stablede traser, estimeres K ved hjelp av et hvilket som helst av de følgende uttrykk:
hvor
Opp = autokorrelasjonsfunksjonen for en hydrofontrase
$vv= autokorrelasjonsfunksjonen for en geofontrase 0pV= krysskorrelasjonsfunksjonen for en hydrofon- og
geofonytrase
d = vanndybde (meter)
a' = lydhastighet i vann (meter/sekund)
I henhold til nok en annen foretrukket utøvelse, dersom kalibreringsdata ikke var skutt og signal-til-støyforholdet for data er for dårlig for ovennevnte fremgangsmåte under anvendelse av autokorrelasjon og krysskorrelasjonsfunksjoner til å gi stabile verdier av K, bestemmes faktoren K som følger. Geofontrasene multipliseres med et område av potensielle eller kandidatfaktorer K, og tilføyes deres respektive hydrofontraser. De resulterende data blir så stablet. Autokorrelasjonsfunksjoner og amplitudespektra over de stablede datasett beregnes og fremvises. Ved gjentatte ganger å utføre disse trinn, kan en optimal verdi av K bestemmes som minimaliserer virkningene av vannsøylerever-beras joner .
Idet der på ny vises til fig. 1, vil under datainnsamling seismiske bølger som genereres av seismisk kilde 16 bevege seg nedad, som angitt med stråler 30 og reflekteres bort fra geologiske lag 26, 28 eller nærmere bestemt bort fra grensesjikt 36 mellom de lagene. De oppadreflekterte bølger 32 beveger seg forbi området som opptas av hydrofonkabelen 18 til vannets overflate 38. Under deres første eller primære passering blir bølgene 32 detektert av avføleren 22 som genererer elektriske signaler som er representative for trykk og partikkelhastighetsendringer som er naturlige for bølgefeltet, og sender de signalene tilbake til farkosten 14 for registrering og behandling.
Når energien treffer grensesjiktet 38 mellom vann og luft, vil det meste av energien i bølgefeltet 32 bli reflektert tilbake mot bunnen av vannet 12, som angitt med stråler 34, hvilket medfører et andre, nedadforløpende sett av refleksjonsdata eller dobbeltbilder. Disse ekkorefleksjoner passerer nok en gang gjennom området som opptas av hydrofonkabelen 18, hvilket bevirker hydrofon/geofonparet 22 til å generere et ytterligere sett av elektriske signaler. Avhengig av naturen av det geologiske materialet på vannets bunn 12, kan en betydelig andel av energien i ekkorefleksjonene som treffer vannets bunn 12 igjen reflekteres tilbake oppad, hvilket skaper et ytterligere ekkobølgefelt (ikke vist). I tillegg bærer vannet 10 ofte etterklangs-bølgefelt av fanget koherent energi, f.eks. overskuddsenergi eller støy som genereres av kilden 16 og av den marine farkost 14. Denne energi, som ikke er vist på illustrasjonen, reflekteres også på den måte som er omtalt ovenfor mellom vannoverflaten 38 og bunnen 12.
Pga. at ekko-refleksjonene og den fangede koherente energi har tendens til å overlappe eller forstyrre de primære refleksjoner, er ubehandlete, marinseismiske refleksjonsdata vanskelige å fortolke. Mens tidligere kjente metoder slik som de som er omtalt i nevnte US-patent 4 486 865, har fokusert på bruken av filtreringsmåter for å eliminere ekkoreflek-sjonsdata, er det, ifølge foreliggende oppfinnelse, oppdaget at koherent støy (både fanget og ekko) kan reduseres ved å anvende en valgt skalafaktor på utmatningene fra en trykktransduser og en partikkelhastighetstransduser som er plassert i alt vesentlig hosliggende hverandre og fortrinnsvis ved bunnen av vannet. Skalafaktoren, som kan utledes fra den akustiske impedans av vannmaterialet eller vann-bunn-materialet, kan bestemmes enten deterministisk eller statistisk, slik som omtalt nærmere nedenfor.
Fig. 2 skisserer en foretrukket driftssekvens for et marint seismisk refleksjonssystem av den type som er vist i fig. 1. Som vist i trinn 40, genererer en seismisk kilde 16 en akustisk bølge for transmisjon gjennom vannet og refleksjon fra hvert geologiske lag 26, 28. Bølgefelt som representerer primære og ekkorefleksjoner, samt koherent støy, beveger seg gjennom vannet og forbi hydrofonkablene, hvor de detekteres av hydrofon/geofonparet 22, slik som angitt i trinn 42. Paret genererer et vanntrykk-representativt signal og en partikkelhastighets-representativt signal for registrering og behandling i henhold til den lære som er gitt her. Som angitt ovenfor kan hydrofon/geofonparet 22 plasseres hvor som helst i vannet og fortrinnsvis nær bunnen 12 av vannet.
I trinnene 44 og 46 genererer systemet et forbedret seismisk refleksjonssignal som representerer en valgt lineær kombinasjon av vanntrykket og vannhastigheten. I utførelsesformer hvor trykk- og partikkelhastighetsdetektorene er plassert på et punkt over bunnen av vannet, kjennetegnes dette forbedrede seismiske refleksjonssignal ved å være i alt vesentlig fritt for i det minste nedad-forplantende reverberasjonskomponenter av nevnte seismiske bølge innenfor vannet. I foretrukne utførelsesformer, hvor de detektorene er plassert på bunnen av vannet, kjennetegnes det forbedrede seismiske refleksjons-signalet ved å være 1 alt vesentlig fritt for både oppad og nedad forplantende reverberasjonskomponenter.
Nærmere bestemt, i trinn 44 av den viste sekvens, skalerer systemet det vanntrykk-representative signal og det partikkelhastighets-representative signal ved å multiplisere minst ett av disse med en skalafaktor som er avhengig av: a) den akustiske impedans for vannet, dersom hydrofon/geofon-paret plasseres på et punkt i vannet 10 over bunnen 12, og b) den akustiske impedans av det geologiske materialet 26 på bunnen av vannet, dersom hydrofon/geofonparet plasseres på
bunnen 12.
Fortrinnsvis utfører systemet trinn 44 ved å multiplisere den registrerte partikkelhastighetsfunksjon med en skalafaktor som utledet nedenfor, og ved å multiplisere den målte trykk-funksjon med én.
En skalafaktor, bestemt i trinn 48, for bruk i forbindelse med et hydrofon/geofonpar som er plassert på et punkt i vannet over bunnen, er
hvor p' er en tetthet for vannet, a' er en forplantningshastighet for den seismiske bølgen i vannet, Gp er trans-duksjonskonstanten som er knyttet til det vanntrykkdetekter-ende trinn (f.eks. en transduksjonskonstant for transduseren med hvilken vanntrykket registreres), Gver en transduksjonskonstant som er knyttet til vannhastighetsdetekteringstrinnet (f.eks. en transduksjonskonstant for transduseren med hvilken partikkelhastigheten detekteres), og Dirij0rr er en
direktivitetskorrigeringsfaktor knyttet til en forplantningsvinkel for den seismiske bølgen i vannet.
En foretrukket sekvens for beregning av skalafaktoren er angitt nedenfor i forbindelse med fig. 7.
Den tidligere nevnte direktivitetskorrigeringsfaktor, Dirjj0rr, uttrykkes som en funksjon av Tp'» forplantnings-vinkelen fra vertikalen for den seismiske bølgen i vannet. Her er Dirjjorr Hk cosC-yp') for^p' mindre enn en valgt kritisk vinkel, og ellers er lik 1. Den kritiske vinkelen er en funksjon av forplantningshastigheten for den seismiske bølgen og kan være i alt vesentlig lik arcsin(a' /a), hvor (a') er forplantningshastigheten for den seismiske bølgen i vannet og (a) er en forplantningshastighet for den seismiske bølgen i et geologisk materiale ved bunnen av vannet.
En foretrukket sekvens for beregning av nevnte direktiv!tets-korrigeringsfaktor er vist i trinnene 50-54 i fig. 2. Særlig i trinn 50 bestemmer systemet den kritiske vinkel. Som angitt ovenfor bestemmes denne vinkel ved å beregne arcsin(oc' /a).
En foretrukket skalafaktor for bruk i forbindelse med et hydrofon/geofonpar som er plassert ved bunnen av vannet, er
hvor p er tettheten av det geologiske materialet på bunnen av vannet, a er forplantningshastigheten for den seismiske bølgen i dette geologiske materialet, og Dirjjorr» Gp og Gver som definert ovenfor.
Fig. 14 viser en foretrukket konfigurasjon av elementer i et system som er konstruert i henhold til oppfinnelsen og som opererer med den fremgangsmåte som er vist i fig. 2. Det viste system 88 innbefatter lagrene 90 og 92 for å beholde trykk-representative og partikkelhastighets-representative signaler som genereres av hydrofon/geofonparet 22. Element 94 skalerer trykk- og/eller hastighetssignalet som beskrevet ovenfor i forbindelse med trinn 44 (fig. 2). Element 96 summerer det skalerte trykk- og hastighetssignal som omtalt ovenfor i forbindelse med trinn 46 (fig. 2). Det viste system 88 innbefatter dessuten element 98 for å bestemme en direktivitetskorrigeringsfaktor som omtalt ovenfor I forbindelse med trinn 50 og 52. Denne korrigeringsfaktoren multipliseres, i henhold til den lære som er gitt her, som angitt over de datastrømvei-indikatorforbindende elementer 98 og 94. System 88 innbefatter dessuten element 100 for å bestemme en skalafaktor på den måte som er omtalt ovenfor i forbindelse med trinn 48 ovenfor.
En anordning som er konstruert i henhold til fig. 14 og som opererer i henhold til fremgangsmåten ifølge fig. 2, kan realiseres i spesialutformet maskinvare som gjør bruk av implementeringsteknikker som er vanlige innenfor fagområdet. Fortrinnsvis realiseres imidlertid slik anordning på en universell digital dataprosessor som har konvensjonelt programvareverktøy for seismisk databehandling. En foretrukket pakke av programvareverktøy er kommersielt tilgjengelig fra assignataren i foreliggende søknad under merket
"TIPEX".
En ytterligere forståelse av oppfinnelsen, og nærmere bestemt nevnte skalafaktor, kan oppnås med henvisning til den omtale som følger.
For å forstå forholdet mellom oppad og nedad bevegelige trykk og partikkelhastighetsfelt, er det nyttig å fokusere på en meget liten stoffkubus 60, som vist i fig. 3.
I denne figur angir strålen som er merket Pzzpåkjenningen (trykket) som virker i utadretningen fra kubusen 60 og i retningen av z-aksen 62. Som vist kan den nettokraft som virker på kubusen i +z-retningen uttrykkes som følger:
Massen av kubusen 60 kan uttrykkes som hvor p er kubusens tetthet. Samtidig kan kubusens akselerasjon i +z-retningen uttrykkes som Ettersom Dette betyr at Slik som anvendt her, uttrykkes kompresjon som en positiv trykkpuls i henhold til
ettersom pzzbevirker en fortynning, hvor p er en skalar-verdi.
Likeledes, med hensyn til en geofon som sitter rett opp på xy-planet i fig. 3, vil slik som anvendt her en positiv hastighetspuls bli uttrykt som en "hump" i -z-retningen.
Følgelig er
Ved å sette dette inn i ovenstående
Fig. 4 viser en forenklet fysisk modell over miljøet i hvilket oppfinnelsen utøves. Nærmere bestemt viser illustrasjonen luften 66, vannet 10 og massivt geologisk materiale 26 under bunnen 12 av vannet. Hydrofon/geofonparet 22 er vist i vannet på et punkt over bunnen 12 av vannet. For formålet med umiddelbar omtale, antas det at plane bølger varierer i retningen av x-aksen 64 og z-aksen 62, men ikke i retningen av y-aksen.
For hensiktsmessighetens skyld er i illustrasjonen z = 0 vist å være på bunnen 12 av vannet. Vannets 10 dybde er lik (d) og detektoren 22 er z^meter over bunnen av vannet.
En plan trykkbølge som beveger seg i -z-retningen i det faste stoffet kan uttrykkes som
hvor S(t) representerer Dirac deltafunksjonen, og a er seismisk hastighet i vann. Likeledes kan en trykkbølge som beveger seg i +z-retningen i det faste stoffet uttrykkes som Ved anvendelse av [ligning 1-1] for å bestemme korresponderende partikkelhastighetsplanbølger
Likeledes,
Fra det foregående er således forholdene som er nødvendig for å utvikle responsene hos detektorene 22 (dvs. et hydrofon/- geofonpar) til vertikalt forplantende bølger:
For det faste material 26 på bunnen av vannet:
For vannet 10: Et vertikalt bevegelig refleksjonsbølgefelt i det faste stoffet 26 i fig. 4 kan representeres som Dette betyr at t=0tilsvarer det øyeblikket som bølgen ankommer bunnen 12 av vannet, dvs. ved z=0.
Selvfølgelig vil en del av trykkbølgen bli reflektert tilbake i -z-retningen.
Derfor er
hvor R' = (p 'cx '-pa )/(p 'a'+pa)
og er definert som den normale innfallsrefleksjons-koeff isienten.
Idet øyeblikk som en innfallende bølge treffer bunnen 12 av vannet, er trykkfeltet på den faste siden av faststoff/vann-grensesjiktet lik
For å unngå uendelig akselerasjon av molekyler på faststoff/- vanngrensesjiktet, må trykkfeltet på vannsiden av grensesjiktet være lik det på f aststof f siden, ved det tidsøyeblikket. Følgelig er amplituden av den sendte trykkbølgen i vannet lik 1+R'. Derfor blir hvor T er den normale innfallstransmisjonskoeffisient og er lik 1+R'. Fra [ligning 1-3] er den korresponderende partikkelhastig-hetsbølge Ettersom detektorene 22 er plassert på en vilkårlig distanseZ(jmeter over bunnen av vannet, vil disse bølger ankomme på detektorene 22 ved t = (z^/a<*>) sekunder. Utmatningene fra trykk- og hastighetsdetektorene kan følgelig uttrykkes som
Bemerk at [ligning 2-1] ikke tar i betraktning transduksjons-konstantene for trykk- og hastighetsdetektorene, heller ingen forskjeller i deres responskarakteristika og for deres respektive felt. Bruken av disse transduksjonskonstanter er omtalt nedenfor.
Idet der vises til [ligning 2-1] vil det forstås at for en vertikalt ankommende refleksjonspuls, er trykk- og hastig-hetssignalene i fase. Deres relative amplituder er relatert til kun av den akustiske impedans i vannet (p'a'); og med en viss kvalifikasjon er disse to observasjoner sanne uavhengig av verdien av z.
Går man tilbake til fig. 4, vil en oppadbevegelig trykkbølge fortsette inntil den møter luft/vann-grensesjiktet (dvs. grensesjiktet mellom vannet 10 og luften 66). Dette grensesjiktet har en refleksjonskoeffisient som er lik -1. Følgelig blir trykkbølgen reflektert nedad, i sin helhet, og dens fortegn endres, dvs. fra en kompresjonspuls til en for-tynningspuls.
Derfor kan den initiale nedadbevegelige komponent av trykk-bølgen representeres med ligningen
og fra [ligning 1-3] kan den nedadbevegelige komponent av hastighetsbølgen representeres ved ligningen Disse bølger vil treffe detektorer 22 på
Følgelig kan disse signaler adderes til [ligning 2-1] for å frembringe utmatningene:
hvor [ligning 2-2] representerer responser på initiale oppadbevegelige og nedadbevegelige komponenter i trykk- og partikkelhastighetsbølgene. De nedadbevegelige trykk- og hastighetsbølger fortsetter inntil de igjen møter grensesjiktet 12 mellom bunn og vann, som er representert med refleksjonskoeffisienten Følgelig blir den reflekterte trykkbølge og fra [ligning 1-3] Disse bølger møter detektorer 22 ved tidspunkt [Ligning 2-2] kan oppdateres til å innbefatte disse nye signaler, dvs. å representere de initialt oppadbevegelige og nedadbevegelige komponenter, samt den påfølgende oppadbevegelige bølge, som følger:
Den ovennevnte prosess fortsetter til det uendelige, og signalene p(t) og v(t) kan illustreres i fig. 5.
Idet der vises til fig. 5, er det åpenbart at dersom detektorene 22 er anbrakt på en posisjon over bunnen av vannet, dvs.Z(j<d, kan v(t) skaleres med p'a' og tilføyes p(t) til å gi sumsignalet, s(t) som følger
Sammenligner man dette med p(t) er åpenbart at alle nedad-forplantende komponenter av reverberasjonene er blitt eliminert. I mellomtiden forblir de oppadforplantende komponenter.
Det sees følgelig at et marint undersøkelsessystem av den type som er vist i fig. 1 og konstruert i henhold til en foretrukket utøvelse av oppfinnelsen, hvor detektorene 22 er plassert over bunnen av vannet, kan eliminere nedadbevegelige komponenter av koherente reverberasjoner dersom trykkfunksjonen tilføyes hastighetsfunksjonen, hvor sistnevnte skaleres med p'a'.
Dersom detektorene 22 anbringes ved bunnen 12 av vannet, dvs. ved Z(j=0, blir trykk- og partikkelhastighetsbølgene modifisert, som vist i fig. 6. Ved å substituere de korresponderende verdier inn i foregående sumligning får man
Her sees det at alle reverberas j onene pga. den lille re-fleks jonsbølgen, både oppadgående og nedadgående, elimineres. Imidlertid må skalafaktoren for v(t), K, uttrykkes som følger Ettersom K er avhengig av den akustiske impedans for vann-bunnmaterialet, må et system som er konstruert i henhold til oppfinnelsen anse K å være en variabel fra undersøkelses-område til undersøkelsesområde, og muligvis for hver mottatt gruppe innenfor et undersøkelsesområde.
Dersom i stedet (p'a') ble anvendt til å skalere v(t), så ville
som er identisk med [ligning 2-3] med z^ =0.
Fig. 7 viser en foretrukket behandlingssekvens for å bestemme forut nevnte skalafaktor deterministisk og statistisk. I illustrasjonen angir trinnene 70, 72 og 74 en beslutning om å bestemme skalafaktoren med én eller begge fremgangsmåter. Selv om den deterministiske fremgangsmåte, som krever lydgivningen og målingen av transduserreaksjon, foretrekkes, kan den statistiske metode som er basert på forhold mellom trykk- og partikkelhastighetsautokorrelasjoner og kryss-korrelasjoner også anvendes. Fagfolk vil selvfølgelig forstå at begge fremgangsmåter kan anvendes i kombinasjon.
Ifølge den statistiske fremgangsmåte 72 beregner et marint seismisk refleksjonssystem som er konstruert i henhold til oppfinnelsen, autokorrelasjonen for trykket på en valgt forsinkelse, se trinn 76. Systemet beregner også auto-korrelas jonen for hastigheten på en valgt forsinkelse, se trinn 77. Alternativt beregner systemet krysskorrelasjonen for trykk og partikkelhastigheten på en valgt forsinkelse for å vite toveisbevegelsestiden for den seismiske bølgen i vannsøylen, se trinn 78. Fortrinnsvis er forsinkelsene for beregningene i trinn 76 og 77 lik 0. Imidlertid kan forsinkelsene for denne kombinasjon også være lik toveisbevegelsestiden for den seismiske bølgen mellom avføleren 22 og vannoverflaten. I trinn 80 deler systemet fortrinnsvis trykkautokorrelasjonen med hastighetsautokorrelasjonen eller systemet alternativt deler trykkautokorrelasjonen med trykkhastlghetskrysskorrelasjonen.
I den diskusjon som følger antas det at hastighetsslgnalet er blitt multiplisert med faktoren
Matematisk blir autokorrelasjons/krysskorrelasjonsforholdet uttrykt som følger:
som er lik den ønskede skalafaktor for v(t).
Matematisk blir forholdet mellom trykk og hastighetsauto-korrelasjoner ved null forsinkelse uttrykt som følger:
Forming av forholdet mellom disse to verdier gir:
Følgelig oppnås K som følger:
Dessuten kan forholdet mellom trykkbølgeautokorrelasjonen og hastighetsbølgeautokorrelasjonen ved en forsinkelse lik toveisbevegelsestiden for den seismiske bølgen i vannsøylen uttrykkes matematisk som følger:
Derfor blir
Ifølge den deterministiske fremgangsmåte 74, blir en seismisk energikilde 16 anvendt til å generere en trykkbølge på et punkt anbrakt direkte over stedet for avføleren 22 i vannet, se trinn 82. Utmatningen fra trykk- og partikkelhastighetsdetektorene av avføler 22 blir så målt på en valgt ankomst av den resulterende trykkbølgen, se trinn 84. Et forhold mellom dette målte trykksignalet og partikkelhastighetssignalet anvendes så som tidligere nevnte skalafaktor, se trinn 86.
Fig. 15 viser en foretrukket konfigurasjon av elementer 102 som anvendes for å bestemme en skalafaktor i et system som er konstruert og operert i henhold til oppfinnelsen.
I konfigurasjonen blir statistisk bestemmelser håndtert av elementer 104-112 som realiseres til å utføre den prosess som er beskrevet ovenfor i forbindelse med 72 og 76-80 (fig. 7). Nærmere bestemt Innbefatter den viste konfigurasjon 102 element 102 for å rute data og å styre de andre skalafaktor-bestemmende elementer, f.eks. elementer 104-120. Det viste element 104 bestemmer selektivt en autokorrelasjon over partikkelhastighetssignalet. Element 106 bestemmer selektivt en krysskorrelasjon av trykk- og partikkelhastighetssignal-ene, mens element 108 selektivt bestemmer en autokorrelasjon av trykksignalet. Utmatningen fra autokorrelasjons- og krysskorrelasjonselementene 104-108 rutes gjennom en multi-plekser 110 som selektivt ruter passende verdier til element 112 for forholdsberegninger.
I konfigurasjonen blir deterministiske bestemmelser håndtert av elementer 114-120 som realiseres til å utføre de prosesser som er beskrevet ovenfor i forbindelse med trinn 74 og 82-86 (fig. 7). Nærmere bestemt innbefatter den viste anordning 102 elementer 114 og 116 for å identifisere en valgt ankomst av trykkbølgen, som beskrevet ovenfor i forbindelse med trinn 84 (fig. 7). Anordningen innbefatter også element 120 for å bestemme et forhold av det ankomst-representative signal, som beskrevet ovenfor i forbindelse med trinn 86 (fig. 7).
En anordning konstruert i henhold til fig. 15 og som opererer i henhold til fremgangsmåten i fig. 7, kan realiseres i en særlig utformet maskinvare som anvender realiseringsteknikker som er vanlige innenfor angjeldende fagområde. Imidlertid realiseres fortrinnsvis en slik anordning på en universell digital dataprosessor som har konvensjonell seismisk data-programvareverktøy. Én foretrukket pakke av programvare-verktøy er kommersielt tilgjengelig fra assignataren i foreliggende søknad under merket "TIPEX".
Fig. 8 viser miljøet i fig. 4 på en måte som er nødvendig for å tillate analyse av det mer kompliserte tilfellet av en p-bølgerefleksjon Ajsom ankommer ved bunnen av vannet med innfallsvinkelen i forhold til vertikalen. I denne og påfølgende figurer, betegner stråler merket med bokstaven A (eller A', etc.) p-bølger, mens de som er merket med bokstaven B betegner s-bølger.
I den diskusjon som følger, vil de tre typer av vann-bunn materialer bli referert til som normale, harde og myke. De fysiske egenskaper for disse tre materialer (og vann) befinner seg i fig. 13.
For den normale vann-bunn, gjelder følgende hastighetsforhold:
Ettersom fasehastigheten av den ankomne bølgefront langs x-aksen kan uttrykkes som så blir På likedan måte kan områdene av verdier for vinklene"ysog"Yp' bestemmes, hvilket resulterer i
Ved bruk av fremgangsmåten som er beskrevet av White i publikasjonen "Seismic Waves - Radiation, Transmission, and Attenuation (McGraw-Hill, 1965), hvis lære er innbefattet her med denne henvisning, kan skalar- og vektorforflytnings-potensialfunksjoner utledes som løsninger på den elastiske bølgeligning, forutsatt grensebetingelsene som gis av modellen i fig. 8. Fra disse potensielle funksjoner, kan trykk- og partikkelhastighetsbølger som vil treffe detektorer 22, bli bestemt.
Ved bruk av White's fremgangsmåte oppnås de følgende uttrykk for trykkbølgene og partikkelhastighetsbølgene (i z-retningen) i vannet:
hvor Aj' = forflyttingspotensial amplitude Substituering av stedet for detektorene 22 (x=0, z=-z(j) inn i ovenstående uttrykk, Idet man minnes at og substituering av inn i ovenstående uttrykk, oppnås følgende Skal arpotens i al funksjonen som gir disse uttrykk for p' og v' angir at de er f rekvensområderepresentas joner over Dirac deltafunksjoner som opptrer på tidspunkt
De tilsvarer derfor til første ankomster av p(t) og v(t) i fig. 5.
Det vil forstås at forholdet av v' og p' er
som tilsvarer forholdet mellom amplitudene for de første ankomster i fig. 5. Den ytterligere cosinusfaktor ivaretar direktiv!teten av hastighetsdetektoren. Uttrykket som relaterer p' i vannet til den innfallende trykkbølgen p er hvor
For normalt innfall (c-k») reduseres dette uttrykk til den transmisjonskoeffisient T som er beskrevet ovenfor.
For den harde vann-bunn gjelder følgende hastighetsforhold:
For kan områdene for vinkler for de forskjellige reflekterte og avbøyde bølger beregnes. Resultatene er og uttrykkene [ligning 3-1]-[ligning 3-4] gjelder også det harde vann-bunn tilfellet. Hastighetsforholdene for det myke vann-bunn tilfellet er og for
gjelder også alle de foregående uttrykk.
Vinkelområdene for denne tilstand er:
Ved dette punkt kan uttrykkene for p(t) og v(t) som tilsvarer de i [ligning 2-1] skrives som følger:
hvor KTer gitt i [ligning 3-4].
I modellen har en oppadforplantende refleksjonsbølge møtt detektorene 22 ved z=- z^ og forbereder å treffe luft/vann-grensesjiktet. Dette er vist i fig. 9 hvor det vil bemerkes at origo i koordinatsystemet er blitt forskjøvet til over-flaten av vannet.
Ved løsning av den elastiske bølgeligning som utsettes for grensebetingelsene som gis av denne modell, blir det funnet at
Substituering av posisjonen av våre detektorer (o^^) og c=oc'/sin'Yp' inn i ovennevnte uttrykk gir
Det vil bemerkes at det første uttrykket av p' og v' hver representerer en bølge som beveger seg i - -retningen (oppad) og det andre uttrykket en bølge som beveger seg i + - retningen (nedad). Det vil også bemerkes at de er igjen frekvensområderepresentasjoner av DIrac deltafunksjoner.
Den totale tidsforsinkelse mellom ankomsten av ovenstående bølger på våre detektorer er
For å relatere dette til koordinatsystemet i fig. 8, bemerkes at Derfor er og ved substituering ovenfor:
Dette representerer forsinkelsestiden mellom ankomsten av refleksjonen av [ligning 3-5] og vannoverflatespøkelses-signalet. Derfor oppnås ved å addere tids-områderepresenta-sjonen av de nedad-forplantende komponenter av [ligning 3-6] til [ligning 3-5]:
Den nedadforplantende bølgen er nå klar til å treffe bunnen av vannet og til å bli delvis reflektert tilbake mot detektorene. Denne modell er vist i fig. 10. Nok en gang, ved å løse den elastiske bølgeligning
Substituering for posisjonen av detektorene 22 Her representerer det første uttrykket av p' og v' hver den oppadforplantende bølge og den andre den nedad. Tidsfor-sinkelsen mellom ankomsten av de to bølgene på våre detektorer er Oppdatering av p(t) og v(t) i [ligning 3-7] gir
Verdien av Kjj avhenger av vann-bunn materialet og innfallsvinkelen som følger:
Normal vann- bunn
For tilstanden:
hvor For hvor
Hard vann- bunn For tilstanden: For
For
Myk vann- bunn
For tilstanden:
Idet det refereres tilbake til uttrykkene for p(t) og v(t) i [ligning 3-9] og å sammenligne disse med fig. 5, vil fagfolk lett forstå hvorledes man kan modifisere signalene I fig. 5 for å ivareta ikke-vertikalt innfall. En illustrasjon som er således modifisert er vist 1 fig. 11. I den figuren kan det sees at for å kansellere alle nedadforplantende bølger, må v(t) skaleres med (p'a'/ cosy^' ) og tilføyes p(t).
Antar man igjen at detektorene 22 anbringes på vann-bunnen (zd=0), modifiseres signalene i fig. 11 som vist i fig. 12. Her vil man også se at samtlige vann-søylereverberasjoner kan elimineres gjennom riktige valg av en skalafaktor. Nærmere bestemt kan dette skje dersom v(t) skaleres som vist nedenfor og tilføyes p(t).
Slik som angitt ovenfor involverer den skalafaktor som behøves for v(t) refleksjonskoeffisienten av vann-bunnen, og derfor dens akustiske impedans. Fremgangsmåtene for å bestemme den skalafaktor er omtalt i detalj ovenfor.
Ovenfor er det beskrevet et marint seismisk undersøkelses-system for å dempe koherent støy ved skalering og summering av utmatningene fra hosliggende plasserte trykk- og partikkelhastighetsdetektorer.
I utførelsesformene hvor disse avfølerne er anbrakt over vann-bunnen, fjerner systemet med fordel nedadforplantende komponenter av reverberasjonene ved å multiplisere hastighetsfunksjonen med
hvor p' er en tetthet for vannet, a' er en forplantningshastighet for den seismiske bølgen i vannet, Gp er en transduksjonskonstant som er knyttet til vanntrykkdetekteringstrinnet (f.eks. en transduksjonskonstant for transduseren med hvilken vanntrykket registreres), Gver en transduksjonskonstant som er knyttet til vannhastighetdetekteringstrinnet (f.eks. en transduksjonskonstant for transduseren med hvilken partikkelhastigheten detekteres), og Dirij0rrer lik cos("Yp') for *Yp' mindre enn en valgt kritisk vinkel og er ellers lik 1, og hvor den kritiske vinkel er lik arcsin(a' /ot), hvor (a) er forplantningshastigheten for den seismiske bølgen i et geologisk materiale på nevnte vanns bunn. I utførelsesformene hvor de avfølerne er anbrakt på bunnen av vannet, fjerner systemet med fordel både nedadgående og oppadgående komponenter av reverberasjonene ved å multiplisere hastighetsfunksjonen med
hvor (p) er tettheten av det geologiske materialet på bunnen
av vannet, og (a) og Dirij0rr, Gp og Gver som definert ovenfor.
Skalafaktoren som anvendes i et marint seismisk refleksjons-undersøkelsessystem som er konstruert i henhold til oppfinnelsen, kan bestemmes statistisk eller deterministisk. Førstnevnte involverer bestemmelse av forholdet mellom en valgt forsinkelse av autokorrelasjonen av vanntrykket og en valgt forsinkelse av krysskorrelasjonen for vanntrykket og vannhastigheten på valgte forsinkelsesverdier. Fortrinnsvis involverer imidlertid den statistiske bestemmelse beregning av forholdet av autokorrelasjonen for vanntrykket på en valgt forsinkelse og autokorrelasjonen av vannhastigheten på en valgt forsinkelse. De valgte forsinkelser kan tilsvare eksempelvis en tid for toveis-bevegelse av seismisk bølge gjennom nevnte vann mellom posisjonen der trykk- og hastighetsdetektorene beror og vannets overflate. Fortrinnsvis er imidlertid de valgte forsinkelser lik null.
Utledning av skalafaktoren på deterministisk måte involverer å generere en trykkbølge fra en posisjon over avfølerpunktet (dvs. punktet der trykk- og partikkelhastighetslesningene tas under seismisk datainnsamling). Skalafaktoren kan så utledes fra forholdet mellom de absolutte verdier av trykket og partikkelhastighetsstørrelsene på avfølerpunktet under valgte ankomster, f.eks. den første av denne trykkbølge.
Fagfolk vil forstå at signalbehandlingsfunksjonene som er beskrevet ovenfor, særlig eksempelvis med henvisning til fig. 2 og 7 herav, kan realiseres i en særlig utformet maskinvare. Fortrinnsvis blir imidlertid de funksjonene realisert ved bruk av en universell digital databehandlingsanordning som opererer i en seismisk databehandlings-programvarepakke. Flere slike programvarepakker er kommersielt tilgjengelige, innbefattende en som er markedsført under merket "TIPEX" av foreliggende assignatar.
Fagfolk vil forstå at et marint seismisk refleksjonsunder-søkelsessystem som er beskrevet ovenfor, ikke anvender en filtreringsmekanisme for å endre frekvensutmatningen fra trykk- og/eller hastighetsdetektorene av den type som er omhandlet i US-patent nr. 4 486 865. Nærmere bestemt vil det forstås at systemet som er beskrevet ovenfor ikke innbefatter et filterelement som gjør bruk av en minimum fasedekonvolver-ingsoperator som har en forutbestemt mengde av hvit støy tilføyd null-forsinkelsen i autokorrelasjonen.
Dessuten selv om ovenfor beskrevne skalafaktor fortrinnsvis multipliseres med den målte partikkelhastighetsfunksjon, vil fagfolk forstå at den målte trykkfunksjonen kunne i stedet multipliseres med en faktor som er direkte relatert til den skalafaktoren og partikkelhastighetsfunksjonen kunne multipliseres med én. Det vil ytterligere forstås at begge signaler kunne multipliseres med faktorer som er direkte relatert til skalafaktoren.
Selv om de viste utførelsesformer ble beskrevet med hensyn til marin bunnkabeloperasjoner, er oppfinnelsen dessuten like anvendbar på marin-baserte inverse VSP-operasjoner.
Disse og andre slike modifikasjoner tilsiktes å falle innenfor omfanget av oppfinnelsen.
Claims (11)
1.
Fremgangsmåte for forbedret seismisk refleksjon for geofysisk undersøkelse i vanndekkede områder, omfattende trinnene: A. å generere en seismisk bølge for refleksjon fra jordlag, B. å detektere vanntrykk på en første posisjon i vannet som stammer fra nevnte seismiske bølge og å generere et signal som er representativt for dette, C. å detektere vannhastighet på en posisjon som er i alt vesentlig nær nevnte første posisjon som skyldes nevnte seismiske bølge og å generere et signal som er representativt for denne, og D. å generere forbedret seismisk refleksjonssignal ved å multiplisere minst ett av nevnte vanntrykk-representative signal og det vannhastighets-representative signal med en skalafaktor, og ved å summere nevnte skalerte vannhastighet-representerende og vanntrykk-representerende signaler, idet nevnte forbedrede seismiske refleksjonssignal er i alt vesentlig fritt for i det minste nedad-forplantende komponenter av reverberasjon av nevnte seismiske bølge innenfor vannet.karakterisert vedE. å bestemme nevnte skalafaktor avhengig av en akustisk impedans for en substans gjennom hvilken den seismiske bølgen vandrer.
2..
Fremgangsmåte som angitt i krav 1,karakterisert vedtrinnet å plassere en trykkdetektor og en hastighetsdetektor i alt vesentlig nær vannets bunn for å detektere vanntrykket og vannhastigheten og for å generere signaler som respektive er representative for disse.
3.
Fremgangsmåte som angitt i krav 2,karakterisert vedat nevnte forbedrede seismiske refleksjonssignal-genereringstrinn innbefatter trinnene: A. å skalere de vannhastighets-representative og vanntrykk-representative signaler ved å multiplisere minst ett valgt av disse med en skalafaktor som er avhengig av en akustisk impedans for det faste, geologiske materiale på bunnen, og B. å summere de skalerte vannhastighets-representative og vanntrykk-representative signaler for å frembringe det forbedrede, seismiske refleksjonssignal, Idet det forbedrede, seismiske refleksjonssignal er i alt vesentlig fritt for nedadforplantende og oppadforplantende komponenter av reverberasjon av den seismiske bølge innenfor vannet.
4.
Fremgangsmåte som angitt i krav 3,karakterisert vedtrinnet å bestemme skalafaktoren omfatter å bestemme denne deterministisk.
5.
Fremgangsmåte som angitt i krav 4,karakterisert vedat nevnte skalafaktor-bestemmelsestrlnn innbefatter trinnene: A. å generere en trykkbølge fra en posisjon over posisjonen for trykk- og hastighetsdetektorene, B. å detektere, med vanntrykkdetektoren, vanntrykket under en valgt ankomst av trykkbølgen og å generere et signal som er representativt for dette, C. å detektere med hastighetsdetektoren et signal, som er representativt for vannhastighet under et valgt intervall av trykkbølgen og å generere et signal som er representativt for dette, og D. å bestemme skalafaktoren til å være avhengig av et forhold mellom de absolutte verdier av størrelsene av det trykkbølgehastighets-representative signal og det trykkbølgetrykk-representative signal.
6.
Fremgangsmåte som angitt i krav 5,karakterisert vedat trykkbølgegenererings-trinnet innbefatter trinnet å generere trykkbølgen fra en posisjon direkte over trykk- og hastighetsdetektorene.
7.
Fremgangsmåte som angitt i krav 6,karakterisert vedat A. trykkbølgetrykkdetekteringstrinnet innbefatter trinnet å detektere vanntrykk under en første ankomst av trykk-bølgen, og B. trykkbølgehastighetsdetekteringstrinnet innbefatter trinnet å detektere vannhastighet under en første ankomst av trykkbølgen.
8.
Fremgangsmåte som angitt i krav 4,karakterisert vedat skaleringstrinnet innbefatter det ytterligere trinn å multiplisere det minst ene valgte signal med en verdi som er avhengig av hvor p er en tetthet av det faste, geologiske materialet, a er en forplantningshastighet for den seismiske bølgen i det faste, geologiske materiale, og Di<r>jj0rr er en direktivitetskorrigeringsfaktor.
9.
Fremgangsmåte som angitt i krav 8,karakterisert vedat skaleringstrinnet innbefatter trinnet å multiplisere det minst ene valgte signalet med en verdi som er avhengig av
hvor Gp er en transduksjonskonstant som er knyttet til vanntrykkdetekteringstrinnet, og Gver en transduksjonskonstant som er knyttet til vannhastighetsdetekteringstrinnet.
10.
Fremgangsmåte som angitt i krav 9,karakterisert vedat skaleringstrinnet innbefatter trinnet å generere den direktivitetskorrigeringsfaktoren, Di<r>ij0rr, til å være lik cos(-Yp') for ^p' mindre enn en valgt kritisk vinkel, og ellers å være lik 1, hvor -yp' er en forplantningsvinkel fra vertikalen av den seismiske bølgen i vannet.
11.
Fremgangsmåte som angitt i krav 10,karakterisert vedat skaleringstrinnet innbefatter trinnet å bestemme den kritiske vinkelen til å være i alt vesentlig lik arcsin(a' /a), hvor a' er forplantningshastigheten for den seismiske bølgen i vannet og a er en forplantningshastighet for den seismiske bølgen i det faste, geologiske materialet ved nevnte bunn av vannet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US07/398,809 US4979150A (en) | 1989-08-25 | 1989-08-25 | System for attenuation of water-column reverberations |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO902886D0 NO902886D0 (no) | 1990-06-28 |
NO902886L NO902886L (no) | 1991-02-26 |
NO303033B1 true NO303033B1 (no) | 1998-05-18 |
Family
ID=23576891
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO902886A NO303033B1 (no) | 1989-08-25 | 1990-06-28 | System for dempning av vanns÷yle-reverberasjoner |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4979150A (no) |
EP (1) | EP0414344B1 (no) |
AU (1) | AU5716490A (no) |
CA (1) | CA2019007C (no) |
DE (1) | DE69018161T2 (no) |
EG (1) | EG19158A (no) |
MY (1) | MY106741A (no) |
NO (1) | NO303033B1 (no) |
Families Citing this family (88)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5163028A (en) * | 1991-09-27 | 1992-11-10 | Halliburton Geophysical Services, Inc. | Method for correcting impulse response differences of hydrophones and geophones as well as geophone coupling to the water-bottom in dual-sensor, bottom-cable seismic operations |
US5278774A (en) * | 1991-10-01 | 1994-01-11 | Rockwell International Corporation | Alarm for transient underwater events |
US5408440A (en) * | 1993-03-19 | 1995-04-18 | Western Atlas International, Inc. | Hydrophone circuit with electrical characteristics of a geophone |
US5365492A (en) * | 1993-08-04 | 1994-11-15 | Western Atlas International, Inc. | Method for reverberation suppression |
US5396472A (en) * | 1993-09-24 | 1995-03-07 | Western Atlas International | Method for deriving water bottom reflectivity in dual sensor seismic surveys |
US5774416A (en) * | 1995-04-07 | 1998-06-30 | Pgs, Tensor, Inc. | Method and device for attenuating water column reverberations using co-located hydrophones and geophones in ocean bottom seismic processing |
US5621699A (en) * | 1995-07-07 | 1997-04-15 | Pgs Ocean Bottom Seismic, Inc. | Apparatus and method of calibrating vertical particle velocity detector and pressure detector in a sea-floor cable with in-situ passive monitoring |
US5724306A (en) | 1995-12-29 | 1998-03-03 | Western Atlas International, Inc. | Method for correcting dual sensor data for imperfect geophone coupling using production seismic data |
FR2743896B1 (fr) * | 1996-01-23 | 1998-04-10 | Geophysique Cie Gle | Procede de traitement de calibration d'une paire de capteurs hydrophone/geophone et procede de prospection sismique mettant en oeuvre ce traitement |
FR2743897B1 (fr) * | 1996-01-23 | 1998-04-10 | Geophysique Cie Gle | Procede de prospection sismique marine au moyen d'un couple de capteurs hydrophone et geophone |
US5754492A (en) * | 1996-02-12 | 1998-05-19 | Pgs Tensor, Inc. | Method of reverberation removal from seismic data and removal of dual sensor coupling errors |
US5696734A (en) * | 1996-04-30 | 1997-12-09 | Atlantic Richfield Company | Method and system for eliminating ghost reflections from ocean bottom cable seismic survey signals |
US5621700A (en) * | 1996-05-20 | 1997-04-15 | Schlumberger Technology Corporation, Geco-Prakla Div. | Method for attenuation of reverberations using a pressure-velocity bottom cable |
US5793702A (en) * | 1996-05-21 | 1998-08-11 | Western Atlas International, Inc. | Method for measuring the water bottom reflectivity |
US5774417A (en) * | 1996-10-25 | 1998-06-30 | Atlantic Richfield Company | Amplitude and phase compensation in dual-sensor ocean bottom cable seismic data processing |
US5724307A (en) * | 1997-04-14 | 1998-03-03 | Western Atlas International, Inc. | Method for improving the coupling response of a water-bottom seismic sensor |
US6201764B1 (en) * | 1997-10-31 | 2001-03-13 | Input/Output, Inc. | Apparatus and method for correcting for capacitance variations in hydrophones |
GB9800741D0 (en) * | 1998-01-15 | 1998-03-11 | Geco As | Multiple attenuation of multi-component sea-bottom data |
US5991238A (en) * | 1998-06-09 | 1999-11-23 | Western Atlas International, Inc. | Weighted backus filter method of combining dual sensor traces |
GB9906995D0 (en) | 1998-09-16 | 1999-05-19 | Geco Prakla Uk Ltd | Seismic detection apparatus and related method |
US6246637B1 (en) * | 1998-09-28 | 2001-06-12 | Pgs Tensor, Inc. | Method and system for combining three component seismic data |
GB9906456D0 (en) * | 1999-03-22 | 1999-05-12 | Geco Prakla Uk Ltd | Method and system for reducing effects of sea surface ghost contamination in seismic data |
US6539308B2 (en) | 1999-06-25 | 2003-03-25 | Input/Output Inc. | Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic |
US6314371B1 (en) * | 1999-06-25 | 2001-11-06 | Input/Output, Inc. | Dual sensor signal processing method for on-bottom cable seismic wave detection |
US6263285B1 (en) * | 1999-09-15 | 2001-07-17 | Pgs Tensor, Inc. | Amplitude spectra estimation |
CN1188711C (zh) * | 2000-01-21 | 2005-02-09 | 施鲁博格控股有限公司 | 用于地震波场分离的系统和方法 |
CN1188710C (zh) * | 2000-01-21 | 2005-02-09 | 施鲁博格控股有限公司 | 估算地震介质特性的系统和方法 |
GB0015810D0 (en) * | 2000-06-29 | 2000-08-23 | Geco As | A method of processing seismic data |
US20020118602A1 (en) | 2001-02-27 | 2002-08-29 | Sen Mrinal K. | Angle dependent surface multiple attenuation for two-component marine bottom sensor data |
US6678207B2 (en) | 2001-05-25 | 2004-01-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Trapped water bottom multiple and peg-leg multiple suppression for ocean bottom seismic data |
US6738715B2 (en) | 2001-09-14 | 2004-05-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for attenuating noise in seismic data |
US7239577B2 (en) * | 2002-08-30 | 2007-07-03 | Pgs Americas, Inc. | Apparatus and methods for multicomponent marine geophysical data gathering |
US6937938B2 (en) | 2002-09-04 | 2005-08-30 | Stanley A. Sansone | Method and apparatus for interferometry, spectral analysis, and three-dimensional holographic imaging of hydrocarbon accumulations and buried objects |
US6763305B2 (en) | 2002-09-13 | 2004-07-13 | Gx Technology Corporation | Subsurface illumination, a hybrid wave equation-ray-tracing method |
WO2004086094A1 (en) * | 2003-03-26 | 2004-10-07 | Westergeco Seismic Holdings Limited | Processing seismic data representative of the acceleration wavefield |
US7310287B2 (en) * | 2003-05-30 | 2007-12-18 | Fairfield Industries Incorporated | Method and apparatus for seismic data acquisition |
US7561493B2 (en) | 2003-05-30 | 2009-07-14 | Fairfield Industries, Inc. | Method and apparatus for land based seismic data acquisition |
US7123543B2 (en) * | 2003-07-16 | 2006-10-17 | Pgs Americas, Inc. | Method for seismic exploration utilizing motion sensor and pressure sensor data |
GB2404736B (en) * | 2003-08-01 | 2006-01-04 | Westerngeco Seismic Holdings | Determination of geophone coupling |
GB2405473B (en) * | 2003-08-23 | 2005-10-05 | Westerngeco Ltd | Multiple attenuation method |
US6943729B2 (en) * | 2003-10-01 | 2005-09-13 | S5 Wireless, Inc. | Method and system for time difference of arrival (TDOA) location services |
GB2410551B (en) * | 2004-01-30 | 2006-06-14 | Westerngeco Ltd | Marine seismic acquisition system |
US7359283B2 (en) * | 2004-03-03 | 2008-04-15 | Pgs Americas, Inc. | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers |
US7139217B2 (en) * | 2004-05-27 | 2006-11-21 | Pgs Americas, Inc. | Water bottom cable seismic survey cable and system |
KR100741875B1 (ko) * | 2004-09-06 | 2007-07-23 | 동부일렉트로닉스 주식회사 | Cmos 이미지 센서 및 그의 제조 방법 |
US7336561B2 (en) * | 2004-09-07 | 2008-02-26 | Pgs Americas, Inc. | System for attenuation of water bottom multiples in seismic data recorded by pressure sensors and particle motion sensors |
US7450468B2 (en) * | 2004-10-19 | 2008-11-11 | Landmark Graphics Corporation | Methods, systems, and computer readable media for interactively determining parameters for ocean-bottom hydrophone/geophone receiver combination deghosting |
US20060133202A1 (en) * | 2004-12-22 | 2006-06-22 | Tenghamn Stig R L | Motion sensors in a marine seismic streamer |
US8534959B2 (en) | 2005-01-17 | 2013-09-17 | Fairfield Industries Incorporated | Method and apparatus for deployment of ocean bottom seismometers |
US7477992B2 (en) * | 2005-02-18 | 2009-01-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for combining seismic data sets |
US7319636B2 (en) * | 2005-03-14 | 2008-01-15 | Westerngeco, L.L.C. | Calibration of pressure gradient recordings |
US20060209633A1 (en) * | 2005-03-17 | 2006-09-21 | George Nicholas C | Ocean bottom seismic sensor cable system including torque-relieving swivel |
US8127706B2 (en) * | 2005-05-02 | 2012-03-06 | Fairfield Industries Incorporated | Deck configuration for ocean bottom seismometer launch platforms |
US7768869B2 (en) * | 2005-05-05 | 2010-08-03 | Pgs Americas, Inc. | Method for deghosting and water layer multiple reflection attenuation in marine seismic data |
US7590028B2 (en) * | 2005-05-12 | 2009-09-15 | Westerngeco L.L.C. | Seabed seismic cables and methods of stabilizing same when deployed on a seabed |
US7623414B2 (en) * | 2006-02-22 | 2009-11-24 | Westerngeco L.L.C. | Particle motion vector measurement in a towed, marine seismic cable |
US7167413B1 (en) | 2006-05-01 | 2007-01-23 | Input/Output | Towed streamer deghosting |
US7466625B2 (en) * | 2006-06-23 | 2008-12-16 | Westerngeco L.L.C. | Noise estimation in a vector sensing streamer |
US8559267B2 (en) * | 2006-10-26 | 2013-10-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of borehole seismic surveys |
WO2008076191A2 (en) * | 2006-12-15 | 2008-06-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Identification and suppression of multiples in ocean bottom seismic data |
US20080144435A1 (en) * | 2006-12-15 | 2008-06-19 | Morley Lawrence C | Deep low frequency towed-array marine survey |
US8593907B2 (en) * | 2007-03-08 | 2013-11-26 | Westerngeco L.L.C. | Technique and system to cancel noise from measurements obtained from a multi-component streamer |
US8553490B2 (en) * | 2007-11-09 | 2013-10-08 | Pgs Geophysical As | Array grouping of seismic sensors in a marine streamer for optimum noise attenuation |
US8781749B2 (en) * | 2007-12-28 | 2014-07-15 | Westerngeco L.L.C. | Attenuating noise in seismic data |
US8611191B2 (en) * | 2008-05-22 | 2013-12-17 | Fairfield Industries, Inc. | Land based unit for seismic data acquisition |
US7675812B2 (en) | 2008-06-30 | 2010-03-09 | Pgs Geophysical As | Method for attenuation of multiple reflections in seismic data |
US9207349B2 (en) | 2008-08-27 | 2015-12-08 | Pgs Geophysical As | Methods and apparatus for determining seismic streamer array geometry and seismic sensor response |
US8089825B2 (en) * | 2008-08-29 | 2012-01-03 | Pgs Geophysical As | Method of summing dual-sensor towed streamer signals using cross-ghosting analysis |
DE102009034444A1 (de) * | 2009-07-23 | 2011-01-27 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Überwachung einer Umgebung mit mehreren akustischen Sensoren |
US20110044127A1 (en) * | 2009-08-19 | 2011-02-24 | Clement Kostov | Removing free-surface effects from seismic data acquired in a towed survey |
US8712694B2 (en) * | 2009-10-05 | 2014-04-29 | Westerngeco L.L.C. | Combining seismic data from sensors to attenuate noise |
US8838392B2 (en) * | 2009-10-05 | 2014-09-16 | Westerngeco L.L.C. | Noise attenuation in passive seismic data |
US9110187B2 (en) * | 2009-10-05 | 2015-08-18 | Westerngeco L.L.C. | Sensor assembly having a seismic sensor and a divergence sensor |
US8520469B2 (en) * | 2009-10-12 | 2013-08-27 | Westerngeco L.L.C. | Sensor assembly having a seismic sensor, pressure sensor, and processor to apply first and second digital filters |
US20110085417A1 (en) * | 2009-10-12 | 2011-04-14 | Daniel Ronnow | String of Sensor Assemblies Having a Seismic Sensor and Pressure Sensor |
FR2955396B1 (fr) | 2010-01-15 | 2013-03-01 | Cggveritas Services Sa | Dispositif de traitement de donnees sismiques marines |
FR2955397B1 (fr) * | 2010-01-15 | 2012-03-02 | Cggveritas Services Sa | Procede et dispositif d'acquisition de donnees sismiques marines |
RU2546997C2 (ru) | 2010-01-22 | 2015-04-10 | Ион Геофизикал Корпорейшн | Сейсмическая система с режекцией волны-спутника и движения |
US8902699B2 (en) * | 2010-03-30 | 2014-12-02 | Pgs Geophysical As | Method for separating up and down propagating pressure and vertical velocity fields from pressure and three-axial motion sensors in towed streamers |
FR2961316A1 (fr) | 2010-06-10 | 2011-12-16 | Cggveritas Services Sa | Procede de traitement de donnees sismiques marines |
US20110310698A1 (en) | 2010-06-21 | 2011-12-22 | Sercel, Inc. | Dual Axis Geophones For Pressure/Velocity Sensing Streamers Forming a Triple Component Streamer |
RU2562711C2 (ru) | 2010-09-02 | 2015-09-10 | Ион Геофизикал Корпорейшн | Многокомпонентный датчик акустических волн и способы |
AU2011232767B2 (en) | 2010-10-14 | 2014-05-08 | Cggveritas Services Sa | Method and device to acquire seismic data |
US9091783B2 (en) | 2010-11-04 | 2015-07-28 | Westerngeco L.L.C. | Computing a calibration term based on combining divergence data and seismic data |
US9594174B2 (en) | 2013-02-01 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Computing rotation data using a gradient of translational data |
US9841519B2 (en) | 2013-03-14 | 2017-12-12 | Ion Geophysical Corporation | Seismic sensor devices, systems, and methods including noise filtering |
WO2015109175A1 (en) | 2014-01-17 | 2015-07-23 | Westerngeco Llc | Seismic sensor coupling |
US11493652B2 (en) * | 2018-09-05 | 2022-11-08 | Pgs Geophysical As | Two-axis sensing element |
Family Cites Families (89)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
USRE23552E (en) * | 1952-09-30 | Apparatus for marine seismic prospecting | ||
US1584613A (en) * | 1920-02-25 | 1926-05-11 | Kalmus Comstock & Wescott Inc | Wave detector |
US2627930A (en) * | 1948-07-09 | 1953-02-10 | Atlantic Refining Co | Apparatus for underwater seismic operations |
US2753948A (en) * | 1952-09-29 | 1956-07-10 | Int Research & Dev Co Ltd | Filtering cell prod for vibratory pick-up devices |
US2923367A (en) * | 1952-10-06 | 1960-02-02 | Sun Oil Co | Method and apparatus for seismic surveying |
US3286227A (en) * | 1953-02-20 | 1966-11-15 | Gerard T Aldrich | Line hydrophone |
US2882988A (en) * | 1953-03-16 | 1959-04-21 | Socony Mobil Oil Co Inc | Elimination of near surface reflection effects |
US2740945A (en) * | 1953-07-06 | 1956-04-03 | United Geophysical Corp | Seismic prospecting system |
US2757356A (en) * | 1954-01-08 | 1956-07-31 | Texas Instruments Inc | Method and apparatus for canceling reverberations in water layers |
US2791757A (en) * | 1954-03-24 | 1957-05-07 | California Research Corp | Pressure cable construction |
US2807793A (en) * | 1954-10-01 | 1957-09-24 | Exxon Research Engineering Co | Continuous reelable geophone |
US2856594A (en) * | 1955-03-04 | 1958-10-14 | Vector Mfg Company | Seismic detector |
US2906992A (en) * | 1957-05-23 | 1959-09-29 | Kenneth H Wilcoxon | Towed hydrophone |
US3964424A (en) * | 1958-04-02 | 1976-06-22 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Influence detecting gear with improved towing characteristics |
US3054085A (en) * | 1958-08-25 | 1962-09-11 | Jersey Prod Res Co | Self-orienting geophone |
US3274542A (en) * | 1963-03-25 | 1966-09-20 | Socony Mobil Oil Co Inc | Methods of band-equalizing seismograms |
US3290645A (en) * | 1964-02-13 | 1966-12-06 | Whitehall Electronics Corp | Method and underwater streamer apparatus for improving the fidelity of recorded seismic signals |
US3343626A (en) * | 1965-01-18 | 1967-09-26 | Pan American Petroleum Corp | Cancelling seismic multiple reflections by transmitting only the down-travelling seismic signals detected from the original transmitted signal |
US3304364A (en) * | 1965-01-25 | 1967-02-14 | Stauffer Chemical Co | Conducting tow line structure |
US3299397A (en) * | 1965-03-08 | 1967-01-17 | Sonic Engineering Company | Underwater detector streamer apparatus for improving the fidelity of recorded seismic signals |
US3281768A (en) * | 1965-03-11 | 1966-10-25 | Sonic Engineering Company | Method and cardioid system comprising pressure sensor means with output compensated displacement or acceleration sensor |
FR91705E (fr) * | 1965-05-22 | 1968-08-02 | Inst Francais Du Petrole | Capteurs de pression insensibles aux bruits parasites |
US3319734A (en) * | 1965-06-17 | 1967-05-16 | Whitehall Electronics Corp | Elastic detection streamer dead section for a water borne seismic surveying system |
US3354984A (en) * | 1965-08-19 | 1967-11-28 | Whitehall Electronics Corp | Depth controlled marine seismic detection cable |
US3350683A (en) * | 1966-03-08 | 1967-10-31 | Mobil Oil Corp | Optimum detector type and depth in marine seismic exploration |
US3354860A (en) * | 1966-06-27 | 1967-11-28 | John R Dale | Mechanical isolation of hydrophones by hydroplanes |
US3369216A (en) * | 1966-07-28 | 1968-02-13 | Mobil Oil Corp | System for reducing the transmission of noise in marine seismic surveying |
US3409871A (en) * | 1966-10-12 | 1968-11-05 | Exxon Production Research Co | Elimination of multiple events on seismograms obtained at water-covered areas of the earth |
US3491848A (en) * | 1968-01-10 | 1970-01-27 | Texas Instruments Inc | Wave generator arrays for marine seismic exploration |
US3441902A (en) * | 1968-04-01 | 1969-04-29 | Western Geophysical Co | Extendable intersection hydrophone arrays |
US3518677A (en) * | 1968-09-16 | 1970-06-30 | Mark Products | Electric marine cable |
US3860899A (en) * | 1968-10-08 | 1975-01-14 | Us Navy | Strum noise reducing device |
US3739328A (en) * | 1970-07-13 | 1973-06-12 | Schlumberger Technology Corp | Acoustic impedance logging using reflection coefficients |
US3696329A (en) * | 1970-11-12 | 1972-10-03 | Mark Products | Marine streamer cable |
GB1316479A (en) * | 1970-11-23 | 1973-05-09 | Mobil Oil Corp | Seismic data records by frequency domain operation |
US3710006A (en) * | 1971-07-01 | 1973-01-09 | Schlumberger Technology Corp | Marine streamer cable |
US3866161A (en) * | 1973-01-24 | 1975-02-11 | Petty Ray Geophysical Inc | Method and apparatus for obtaining a more accurate measure of input seismic energy |
US3863201A (en) * | 1973-05-29 | 1975-01-28 | Amoco Prod Co | Seismometer arrays using operational amplifiers |
US3943484A (en) * | 1973-11-26 | 1976-03-09 | Avance Oil & Gas Company, Inc. | Method of attenuating unwanted seismic reflections in underwater seismic exploration |
US3893065A (en) * | 1973-12-05 | 1975-07-01 | Sperry Rand Corp | Hydrophone array |
US3930254A (en) * | 1974-04-09 | 1975-12-30 | Whitehall Corp | Seismic streamer construction for minimizing hydrophone response to vibration produced pressure fields |
US3979713A (en) * | 1974-08-19 | 1976-09-07 | Texaco Inc. | Method of marine reflection-type seismic exploration |
US3932835A (en) * | 1974-09-25 | 1976-01-13 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Towable VLF sonar projector |
US4146871A (en) * | 1975-02-28 | 1979-03-27 | Mobil Oil Corporation | Determination of reflectivity and water depth for firing marine sources as an inverse distortion operator |
US3990039A (en) * | 1975-04-07 | 1976-11-02 | Miller Larry D | Tuned ground motion detector utilizing principles of mechanical resonance |
US4348749A (en) * | 1975-06-30 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Phase correcting seismic traces |
US4038630A (en) * | 1975-10-28 | 1977-07-26 | Bolt Associates, Inc. | Airgun marine seismic survey streamer method and apparatus |
US4160229A (en) * | 1976-07-08 | 1979-07-03 | Honeywell Inc. | Concentric tube hydrophone streamer |
US4078223A (en) * | 1976-09-10 | 1978-03-07 | Western Geophysical Co. Of America | Geophone and seismic cable assembly |
US4210897A (en) * | 1976-12-06 | 1980-07-01 | Huntec (70) Limited | Heave compensation system |
US4090168A (en) * | 1977-05-17 | 1978-05-16 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Solid filled vibration isolation module for a towed sonar array |
US4134097A (en) * | 1977-06-13 | 1979-01-09 | Shell Oil Company | Combination geophone-hydrophone |
US4117447A (en) * | 1977-08-29 | 1978-09-26 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Bouyant electrode with anti-birdnesting device |
CA1128189A (en) * | 1977-09-21 | 1982-07-20 | Standard Oil Company | Field fan filter |
CA1137205A (en) * | 1978-08-17 | 1982-12-07 | Roger W. Hutchins | Body motion compensation filter |
US4276620A (en) * | 1978-10-27 | 1981-06-30 | Geosource Inc. | Method and apparatus for obtaining a composite field response _to a variable source array using weighting coefficients |
US4296481A (en) * | 1979-12-17 | 1981-10-20 | Exploration Company | Streamer bulkhead |
US4317185A (en) * | 1980-06-06 | 1982-02-23 | Western Geophysical Co. Of America | Streamer cable towing link |
US4353121A (en) * | 1980-07-24 | 1982-10-05 | Fairfield Industries, Inc. | High resolution, marine seismic stratigraphic system |
US4380059A (en) * | 1980-08-20 | 1983-04-12 | Mobil Oil Corporation | F-K Filtering of multiple reflections from a seismic section |
US4486865A (en) * | 1980-09-02 | 1984-12-04 | Mobil Oil Corporation | Pressure and velocity detectors for seismic exploration |
US4345473A (en) * | 1980-11-26 | 1982-08-24 | Shell Oil Company | Vertical component accelerometer |
US4402069A (en) * | 1981-06-03 | 1983-08-30 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Acoustic envelope having minimal vibration and flow induced noises |
US4477887A (en) * | 1981-09-08 | 1984-10-16 | Shell Oil Company | Low noise mounting for accelerometer used in marine cable |
US4415997A (en) * | 1981-11-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Method for determining source and receiver statics in marine seismic exploration |
US4437175A (en) * | 1981-11-20 | 1984-03-13 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
US4449208A (en) * | 1981-11-23 | 1984-05-15 | Mobil Oil Corporation | Lithologic studies utilizing acoustic wave attenuation |
USH387H (en) * | 1981-12-22 | 1987-12-01 | Shell Oil Company | Wavelength filter for marine seismic cables |
US4510588A (en) * | 1981-12-22 | 1985-04-09 | Shell Oil Company | Hydrophone cable decoupler |
US4837751A (en) * | 1981-12-22 | 1989-06-06 | Shell Oil Company | Shielded hydrophone assembly |
US4520467A (en) * | 1982-03-18 | 1985-05-28 | Shell Oil Company | Marine seismic system |
US4439497A (en) * | 1982-05-27 | 1984-03-27 | Shell Oil Company | Ultrasonic sound absorber |
US4679179A (en) * | 1982-06-15 | 1987-07-07 | Raychem Corporation | Sonar detection apparatus |
DE3373713D1 (en) * | 1982-06-28 | 1987-10-22 | Britoil Plc | Scaling of sound source signatures in underwater seismic exploration |
US4633449A (en) * | 1982-10-15 | 1986-12-30 | Ingram John D | Method and apparatus for indirect determination of shear velocity from guided modes |
US4581724A (en) * | 1983-12-12 | 1986-04-08 | Mobil Oil Corporation | Method for determining source and receiver statics in marine seismic exploration |
US4644508A (en) * | 1983-12-28 | 1987-02-17 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for selectively reinforcing detected seismic waves |
US4752916A (en) * | 1984-08-28 | 1988-06-21 | Dan Loewenthal | Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data |
US4733379A (en) * | 1984-10-15 | 1988-03-22 | Edo Corporation/Western Division | Line array transducer assembly |
US4660183A (en) * | 1985-09-10 | 1987-04-21 | Hughes Aircraft Company | Vibration isolation module for sonar towed arrays |
US4685090A (en) * | 1985-11-27 | 1987-08-04 | Raychem Corporation | Tubular article |
US4733378A (en) * | 1986-06-06 | 1988-03-22 | Western Atlas International, Inc. | Active low-profile hydrophone |
US4734891A (en) * | 1986-06-20 | 1988-03-29 | Hughes Aircraft Company | Aft drogue module for towed sonar array |
US4809243A (en) * | 1986-10-03 | 1989-02-28 | Western Atlas International, Inc. | Streamer cable |
US4765436A (en) * | 1986-12-10 | 1988-08-23 | Duke University | Dry friction damper with damping force perpendicular to principal direction of a vibration |
US4736345A (en) * | 1987-03-27 | 1988-04-05 | Mobil Oil Corporation | Compliant spacer for a marine seismic streamer |
US4813028A (en) * | 1987-07-07 | 1989-03-14 | Schlumberger Technology Corporation | Acoustic well logging method and apparatus |
US4794573A (en) * | 1988-02-11 | 1988-12-27 | Conoco Inc. | Process for separating upgoing and downgoing events on vertical seismic profiles |
US4821241A (en) * | 1988-05-23 | 1989-04-11 | Teledyne Exploration Co. | Noise-cancelling streamer cable |
-
1989
- 1989-07-11 EG EG41789A patent/EG19158A/xx active
- 1989-08-25 US US07/398,809 patent/US4979150A/en not_active Expired - Lifetime
-
1990
- 1990-06-05 DE DE69018161T patent/DE69018161T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1990-06-05 EP EP90306104A patent/EP0414344B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1990-06-14 AU AU57164/90A patent/AU5716490A/en not_active Abandoned
- 1990-06-14 CA CA002019007A patent/CA2019007C/en not_active Expired - Fee Related
- 1990-06-15 MY MYPI90001007A patent/MY106741A/en unknown
- 1990-06-28 NO NO902886A patent/NO303033B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0414344A2 (en) | 1991-02-27 |
CA2019007A1 (en) | 1991-02-25 |
DE69018161D1 (de) | 1995-05-04 |
NO902886L (no) | 1991-02-26 |
EP0414344A3 (en) | 1992-05-13 |
EP0414344B1 (en) | 1995-03-29 |
CA2019007C (en) | 1999-01-26 |
EG19158A (en) | 1996-02-29 |
DE69018161T2 (de) | 1995-09-07 |
AU5716490A (en) | 1991-02-28 |
US4979150A (en) | 1990-12-18 |
NO902886D0 (no) | 1990-06-28 |
MY106741A (en) | 1995-07-31 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO303033B1 (no) | System for dempning av vanns÷yle-reverberasjoner | |
AU2005200195B2 (en) | System for combining signals of pressure sensors and particle motion sensors in marine seismic streamers | |
AU2009230788B2 (en) | Method of wavefield extrapolation for single-station, dual-sensor towed streamer signals | |
NO304399B1 (no) | FremgangsmÕte ved marin seismisk unders°kelse | |
NO339392B1 (no) | Fremgangsmåte for demping av havbunnsmultipler i seismiske data | |
NO311779B1 (no) | Fremgangsmåte for undertrykkelse av ringing i seismiske signaler | |
US8089825B2 (en) | Method of summing dual-sensor towed streamer signals using cross-ghosting analysis | |
NO339243B1 (no) | Fremgangsmåte for svekking av multipler fra vannlag i en samling seismiske datatraser | |
NO332514B1 (no) | Fremgangsmate for maling av flerveis fjernfelts kildesignaturer fra seismiske undersokelser | |
NO331334B1 (no) | Demping av stoy og multipler i seismikkdata ved hjelp av sensordata for trykk og vertikal partikkelbevegelse. | |
US8811113B2 (en) | Method of summing dual-sensor towed streamer signals using seismic reflection velocities | |
NO339301B1 (no) | Fremgangsmåte for å bestemme signaturer for oppstillinger av marine seismiske kilder for seismisk analyse | |
NO328966B1 (no) | Fremgangsmate for innsamling og behandling av data fra seismikkundersokelser ved bruk av havbunnskabler og streamere | |
NO324643B1 (no) | Fremgangsmate for a korrigere effekten av koblingsdifferanser mellom trykk- og bevegelsessensorer ved marine seismiske undersokelser | |
NO306648B1 (no) | Fremgangsmåte for å dempe uönskede data som multipler ved bruk av begrensende krysskorrelasjon | |
GB2328017A (en) | Seismic source signature estimation | |
NO318873B1 (no) | Fremgangsmate for a forbedre koblingsresponsen til en havbunnsseismisk sensor | |
GB2448831A (en) | Combining the signals from pressure and particle motion sensors in marine seismic streamers | |
Frivik | Determination of shear properties in the upper seafloor using seismo-acoustic interface waves |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |