NO312609B1 - Seismisk fremgangsmåte med nöyaktig gjengivelse av en vibrasjonskilde - Google Patents
Seismisk fremgangsmåte med nöyaktig gjengivelse av en vibrasjonskilde Download PDFInfo
- Publication number
- NO312609B1 NO312609B1 NO19975109A NO975109A NO312609B1 NO 312609 B1 NO312609 B1 NO 312609B1 NO 19975109 A NO19975109 A NO 19975109A NO 975109 A NO975109 A NO 975109A NO 312609 B1 NO312609 B1 NO 312609B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- minimum phase
- signals
- reflectivity
- ground
- multiplied
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 39
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 claims description 23
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 22
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 19
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 11
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 10
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 9
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 8
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 claims description 7
- 238000012421 spiking Methods 0.000 claims description 7
- 238000003491 array Methods 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims 1
- 230000001131 transforming effect Effects 0.000 claims 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 11
- 230000004044 response Effects 0.000 description 11
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 2
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 241000276489 Merlangius merlangus Species 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000011176 pooling Methods 0.000 description 1
- 230000003595 spectral effect 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
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. analysis, for interpretation, for correction
- G01V1/36—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy
- G01V1/37—Effecting static or dynamic corrections on records, e.g. correcting spread; Correlating seismic signals; Eliminating effects of unwanted energy specially adapted for seismic systems using continuous agitation of the ground, e.g. using pulse compression of frequency swept signals for enhancement of received signals
- G01V1/375—Correlating received seismic signals with the emitted source signal
-
- 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. analysis, for interpretation, for correction
- 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
- G01V1/366—Seismic filtering by correlation of seismic signals
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/30—Noise handling
- G01V2210/32—Noise reduction
- G01V2210/324—Filtering
-
- 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
- G01V2210/53—Statics correction, e.g. weathering layer or transformation to a datum
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)
- Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
- Measurement Of Mechanical Vibrations Or Ultrasonic Waves (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse angår seismisk databehandling, og mer spesielt forbehandling av seismiske data hvor data som genereres av en vibrerende kilde, mottas og prepareres for høyoppløsnings-databehandling eller databehandling av naturtro type (high fidelity data processing).
Det er vanlig praksis å benytte en vibrasjonskilde for å påtrykke en kraft på bakken, og måle den etterfølgende bevegelse som forårsakes av påtrykkingen av denne kraften, på forskjellige mottaker-steder. Ved å kontrollere kraftens varighet og frekvens oppnås et bredbåndssignal med tilstrekkelig energi. Ved å benytte mottakerens bevegelser og antatt kraft-påtrykning, konstrueres et seismogram (typisk ved korrelering med et estimat av den påtrykte kraften), og ut fra dette kan egenskaper ved grunnens impedansfunksjon beregnes.
Hovedmangelen ved den vanlige praksis er at et estimat av den faktiske påtrykte kraften benyttes for å skape seismogrammet. Det er utført mye arbeide for å forbedre kvaliteten av tilbakekoplingssignaler og driften av tilbakekoplings-sløyfer og hydrauliske ventiler. For eksempel forsøker metoden fremlagt av Garotta i US patent 5,134,590 å redusere feilene knyttet til å bruke et ukjent inn-gangssignal ved å bruke et fase- og amplitudefilter. Harmoniske overtoner, bøy-ning av anordningene og variabel kopling til grunnen forblir imidlertid ukjente stør-relser i systemet. Noen oppfunnede fremgangsmåter fokuserer på bedre simuler-ing av et impulssignal ved en ikke-impulsive vibrasjonskilde, siden en spiss-impuls (spike) er idealet. Denne fremgangsmåten foreslås av Muir i US 4,607,353. Selv om denne typen før-prosessering kan resultere i at et mer ideelt signal forsøksvis innsendes i jorda, adresserer den ikke iboende unøyaktigheter forårsaket av diffe-ransen mellom det tilsiktede signalet og det som faktisk sendes inn i jorda.
I den konvensjonelle databehandlingen korreleres data som genereres av
en vibrerende kilde, med et referanse-sveip. Et referanse-sveipesignal er et ideelt signal som vibratoren gis beskjed om å sende inn i bakken/grunnen, og dette ide-elle signalet er ofte ganske forskjellig fra det faktiske signal som blir generert. Det typiske estimat for den påtrykte kraften, er den masse-veiede sum av akselerasjonen for baseplaten som benyttes i vibrasjonskilden, og akselerasjonen av reaksjonsmassen som benyttes i vibrator-strukturen, og som kalles bakke-kraften.
Tradisjonelt skapes et referanse-sveip og mates inn i en aktuator. Aktuatoren vibrerer og forsøker å legge en bakke-kraft som er identisk med referanse-sveipesignalet, ned i bakken. Vanligvis er det to akselerometere på vibratoren, en på baseplaten og en på reaksjonsmassen som benyttes med vibrator-strukturen. Konvensjonelle teknikker antar at vibrator-jordmodellen har en baseplate som er stiv, selv om det er kjent at det foregår en hel del bøyning i baseplaten. Dette kan injisere unøyaktigheter i behandlingsmetodene, siden tidligere kjente metoder, som er basert på at man tillater at baseplaten bøyer seg, er tilnærmelser.
Den masse-veiede sum av de to signalene, en fra baseplaten og en fra
dens reaksjonsmasse, benyttes i en tilbakekoplingssløyfe for å fortelle aktuatoren hvor nær den er referanse-sveipet. Med dette systemet antas det at kraften som injiseres ned i bakken, er den samme som referansesveipet. Som tidligere nevnt er imidlertid det faktiske signalet svært annerledes enn referanse-sveipesignalet.
Kraften som føres ned i bakken, kan betraktes enten i tidsdomenet eller i frekvensdomenet. På samme måte kan jordens pulsrespons betraktes enten i tidsdomenet eller i frekvensdomenet. Den tidsderiverte av kraften som innføres i bakken, konvolveres (foldes) med jordens pulsrespons i tidsdomenet, mens den tidsderiverte av kraften multipliseres med jordens pulsrespons i frekvensdomenet. I den mest grunnleggende form detekteres et signal som representerer bakke-kraftens deriverte, konvolvert med jordens pulsrespons, ved hjelp av geofoner eller mottakere som befinner seg på jordens overflate. Det detekteres etter at det har blitt reflektert av en grenseflate som eksisterer mellom to undergrunns-lag med forskjellige impedanser. Det detekterte signalet korreleres med referanse-sveipesignalet som mates til aktuatoren. Denne korrelasjonen fungerer fint når det gjelder å komprimere det detekterte signalets kraft-del på kjent måte så lenge kraften som føres ned i bakken, er den samme som referanse-sveipesignalet. Siden den sjelden er den samme, oppnås det sjelden et nøyaktig estimat av jordens pulsrespons.
Korrelasjon i frekvensdomenet krever at dataene multipliseres med den tids-reverserte av det signal som korrelasjonen foretas med. Siden referansen
bare er et estimat av den egentlige bakke-kraften, er resultatet at en ukjent frem-deles ligger i dataene. I tilfellet med korrelasjon av signalet med referansen, gjør den ukjente mindre skade for resultatet så lenge referansesignalets amplitude og fasefeil er små, men den tilføyer allikevel feil.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å registrere og forhåndsbehandle høyoppløsnings-data for en vibrasjonskilde for både et landbasert miljø og et marint miljø, hvilken fremgangsmåte innbefatter måling av vibratorens bevegelse eller bevegelser, som er relatert til den faktiske påtrykte vibrator-kraft gjennom en overføringsfunksjon for et kausalt, lineært system med minimum fase. Dette systemet relaterer det faktiske vibrator-utgangssignalet til den målte vibrator-bevegelse eller de målte vibrator-bevegelser. Et tallforhold bestemmes ved å dividere de seismiske vibrasjons-data på vibratorens målte bevegelse eller bevegelser, for å fjerne den ukjente påtrykte kraften og gi jordens reflektivitet ganger en tidsderivert dividert på en minimum fasefunksjon. Minimum fase-dekonvolvering utføres for å fjerne den tidsderiverte dividert på overføringsfunksjonen med minimum fase. Fremgangsmåten kan også innbefatte trinn med mottakerensem-ble-dekonvolvering (receiver ensemble deconvolution), statikkk-korrigering, F/K-støyfiltrering, null-fase "spiking" dekonvolvering og modell-defasing. I foreliggende oppfinnelse benyttes et signal som står i direkte forhold til det egentlige signalet som vibratoren sender ned i bakken, i en forbehandling. Vibratorens bevegelse eller bevegelser måles for å tilveiebringe et signal som benyttes for å behandle dataene. Dataene korreleres således ikke med et teoretisk sveipe-signal, men dataene divideres på et minimum fase-signal som er beslektet med det egentlige utsendte signalet i frekvensdomenet, og dette fjerner det faktisk utsendte signalet fra bestemmelsen. Når man løser med hensyn på jordens reflektivitet, divideres dataene grunnleggende med vibratorens bakke-kraft multiplisert med en overfør-ingsfunksjon med minimum fase, og dette fjerner vibrator-kraften fra dataene. Dette gir så jordens reflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-overføringsfunksjon, og dette tallforholdet fjernes så ved hjelp av minimum fase-dekonvolvering. Fig. 1 er en skisse over en typisk teknikk for innsamling av seismiske data. Fig. 2 er et blokkdiagram som viser et flytdiagram som illustrerer en forbe-handlingsmetode for data generert av en enkelt kilde.
Ved innsamling av seismiske data i et landbasert miljø som benytter grunn-vibrasjoner, plasseres en stor masse i kontakt med bakken. Lignende konfigura-sjoner for å generere undergrunns-vibrasjoner benyttes i et marint miljø med utfor-mings-modifikasjoner som nødvendiggjøres av et undervannsmiljø. Imidlertid be-skrives her for enkelhets skyld bare landbaserte vibrerende kilder.
En enkel vibrator kan benyttes for et landbasert miljø i foreliggende oppfinnelse. Typisk påtrykkes en kraft ved å reversere en hydraulisk strømning i et kam-mer i en reaksjonsmasse som er opphengt i en montasje med stempel og stang, festet til en pæl-struktur ved et kryssledd.
Reaksjonsmassens bevegelse måles typisk ved hjelp av et par akselerometere som er montert på selve reaksjonsmassen. Bevegelsen av en baseplate, som faktisk er koplet til grunnen, måles ved hjelp av et par akselerometere montert på pæl-strukturens kryssledd. I foreliggende oppfinnelse benyttes det aksel-erometer-par, slik at utgangssignalene kan sammenlignes, og det kan foretas en bestemmelse om hvorvidt signalet som genereres, er egnet til bruk i videre behandling.
Fig. 1 er et systemdiagram som illustrerer data-innsamlingsprosessen i foreliggende oppfinnelse. Vibratoren 36 med akselerometere 38, som beskrevet ovenfor, som måler det faktiske signalet som genereres inn i jorden, befinner seg på en lastebil 40. Signalene sendes så via en radioforbindelse 42 til et hoved-vib-ratorminne 44 hvor de kontrolleres for å bestemme deres pålitelighet, og lagres for sammenligning på et senere tidspunkt.
Signalet som genereres inn i jorden ved hjelp av vibratoren 36, reflekteres
fra grenseflaten mellom undergrunns-impedansene Invi og Im2 ved punktene li, I2, l3 og U. Dette reflekterte signalet detekteres av henholdsvis geofonene Di, D2, D3 og D4. Signalene som genereres av vibratoren 36 på lastebilen 40, sendes til opp-takeren 46 for overføring til et bånd 48 for kombinasjon med seismiske rådata
mottatt fra geofonene Di, D2, D3 og D4. De mottatte datasignalene og de seismiske rådata som er lagret på et bånd 48, kan overføres til datamaskiner på andre steder.
De målte signalene er representative for de faktiske signaler som genereres inn i jordens overflate ved hjelp av en vibrasjonskilde-teknikk. Disse målte signalene er minimum fase-signaler beslektet med de faktiske signaler som genereres inn i jordens overflate ved hjelp av denne teknikken. I tidligere kjente anvend-elser foretas mesteparten av behandlingen med det signal som er ment å genereres inn i jordens overflate som et referanse-sveipesignal. I foreliggende oppfinnelse måles et signal som er minimum fase-relatert til den faktiske kraft som genereres inn i jordens overflate, og tas direkte fra vibratorkilden. Et faktisk signal benyttes således i prosessen, istedenfor et teoretisk signal.
Anvendelse av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, vibra-sjonsseismikk med høy nøyaktighet, HFVS (high fidelity vibratory seismic), registrering av vibrasjonsbevegelse og behandling av de registrerte seismiske data, foretas på en slik måte at den ukjente, egentlige påtrykte kraft ikke behøver å være kjent. Den eneste viktige faktor er at den målte størrelsen er direkte propor-sjonal med den faktiske, anvendte kraft. På denne måten kan den faktiske kraften elimineres ved divisjon.
Ved konvensjonell behandling mates et referansesignal x til en aktuator som forsøker å føre et signal, det egentlige vibrator-utgangssignalet, inn i bakken. Når dette signalet vandrer gjennom jorden, multipliseres dets tidsderiverte med jordens pulsrespons i frekvensdomenet, eller konvolveres med pulsresponsen i tidsdomenet. Det er dette konvolveringsproduktet:
hvor
g = det sanne vibrator-utgangssignalet i tidsdomenet, e = jordens pulsrespons i tidsdomenet, og
<8> = konvolvering i tidsdomenet,
som korreleres med x, referanse-sveipesignalet, eller:
hvor
x = referanse-sveipesignalet, og
© = korrelasjon i tidsdomenet.
Denne prosessen er korrekt hvis og bare hvis:
Foreliggende oppfinnelse tar en annerledes tilnærmingsmåte, ved først å erkjenne at bevegelsene som måles på vibratoren, er relatert til den egentlige ut-gangskraft eller det egentlige signal som føres inn i grunnen, med en minimum fase overføringsfunksjon i frekvensdomenet. Kraftsignalet som utmates, multipliseres med en overføringsfunksjon med minimum fase:
hvor:
U = den målte bevegelse på vibratoren
G = det sanne vibrator-utgangssignalet i frekvensdomenet
T = en overføringsfunksjon for et kausalt, lineært system med minimum fase som setter G i forhold til målt vibratorbevegelse, og
= multiplikasjon i frekvensdomenet.
I denne ligningen er både minimum fase-overføringsfunksjonen, T, og den faktiske utgangskraften, G, ukjente.
De seismiske data som detekteres av enten geofoner eller hydrofoner, representeres i frekvensdomenet av konvolveringen av den tidsderiverte av den egentlige kraft G, med jordens reflektivitet, E, som indikert i følgende formel:
hvor:
D = de målte seismiske data
joj = den tidsderiverte
E = jordens reflektivitet.
Ved å benytte invers filtrering gjennom et minimum fase-båndpassfilter, kan forholdet D/U beregnes. Dette forholdet eliminerer den ukjente G, utgangskraften, fra ligningen på følgende måte:
På dette punkt har den ukjente kraften G blitt eliminert fra ligningen. En skaleringsfaktor er også nødvendig for å preservere den totale energi gjennom den inverse filtreringsprosessen.
Seismogrammet representeres nå av D/U, og er det ønskede svar E, konvolvert med en minimum fase-funksjon jrø/T. Det er en egenskap ved minimum fase-funksjoner at deres deriverte og deres resiproke også er av minimum fase-type. Seismogrammet kan behandles ytterligere ved minimum fase-dekonvolvering for å oppnå E, jordens pulsrespons i frekvensdomenet. Egentlig er D/U-seismogrammet det båndbegrensede puls-seismogrammet. Det er kausalt og minimum fase-relatert til jordens respons.
Denne fremgangsmåten er alltid korrekt, siden den egentlige og ukjente vibrerende bevegelse er eliminert.
Idet det nå henvises til fig. 2, er et flytdiagram over fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse illustrert på blokkform. Denne fremgangsmåten kan ut-føres på en hvilken som helst digital datamaskin eller arbeidsstasjon som for tiden benyttes innen faget.
Innledningsvis mottas data lagret på båndet 48, i blokk 50. Data som mottas, kan være en hvilken som helst type seismiske data som er generert ved bruk av teknikker med vibrerende kilde. I blokk 52 utføres en divisjonsprosess på de mottatte data med de målte signaler. Dette representerer en betydelig forskjell
mellom foreliggende oppfinnelse og vanlig behandling. I konvensjonell behandling korreleres de mottatte data med signaler som antas å være generert inn i jordens overflate. I foreliggende oppfinnelse benyttes en divisjonsprosess som eliminerer visse antakelser som tidligere er foretatt vedrørende den vibrator-kraft som injiseres i bakken.
I blokk 54 genereres en modell-trase. Denne modell-trasen er grunnleggende en trase med en pigg (spike) for å registrere fasen og amplituden for de opprinnelige data. Denne genererte modell-trasen vil bli benyttet senere for å fjerne eventuelle fasefeil som kan ha blitt innført ved forbehandlings-prosessen ifølge foreliggende oppfinnelse.
I blokk 56 utføres mottaker-dekonvolvering på resultatene fra divisjonspro-sessen fra blokk 54. I den foretrukne utførelsesform har denne mottaker-dekonvolveringen et felles mottaker-samleformat. En Wiener-Levinson "spiking" ensemble-dekonvolvering benyttes i foreliggende oppfinnelse, men en hvilken som helst dekonvolvering som benytter et felles mottaker-samleformat for å fjerne virkning-ene av variasjoner mellom individuelle mottakere, kan benyttes.
I blokk 58 utføres det mottakerstatikk-korreksjon på dataene. I den foretrukne utførelsesform samles en konstant kildeposisjon for å fjerne mottakerstatikk (dvs. intra-gruppestatikk).
I blokk 60 utføres F/K-filtrering ved bruk av en konstant kildeposisjon, variabel mottaker-samling benyttes for å fjerne jord-rumling (ground roll). I den foretrukne utførelsesform benyttes den samme samling for statikk-korreksjon og for F/K-filtrering, en konstant kildeposisjon.
I blokk 62 utføres skudd-dekonvolvering på de data som er statikk-korrigert. Denne dekonvolveringen er også av typen Wiener-Levinson "spiking" ensemble-dekonvolvering. På samme måte som med den tidligere utførte mottaker-dekonvolveringen er imidlertid en hvilken som helst dekonvolvering som er av en type med felles skudd-samling for fjerning av skuddstøy, akseptabel. I blokk 64 utføres null-fase "spiking" dekonvolvering på de data som har vært utsatt for mottaker- og skudd-dekonvolveringer og statikk-korrigering. Denne dekonvolveringen er en spektral hvittings-dekonvolvering for å redusere monokromatisk støy. I blokk 66 foretas modell-defasing. I denne defasings-prosessen benyttes modelltrasen som ble generert i blokk 54, til å registrere den opprinnelige fase og amplitude for å fjerne eventuelle fasefeil som måtte ha blitt innført i de tidligere behandlingstrin-nene. I blokk 68 kan det utføres vanlig behandling.
Fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse for registrering og forbehandling av høyoppløselige vibrasjonskilde-data er således beskrevet til å innbefatte trinn med divisjon med målte signaler, mottaker- og skudd-ensembledekon-volvering, statikk-korrigering, F/K-støyfiltrering, null-fase "spiking" dekonvolvering og modell-defasing. Som tidligere uttrykt benyttes et faktisk vibratorsignal som angår det vibratoren sender inn i bakken i forbehandlingen. Vibratorbevegelsen måles for å tilveiebringe et signal som benyttes for å behandle dataene. Dataene divideres på det faktisk utsendte signalet i frekvensdomenet.
Claims (12)
1. Fremgangsmåte for registrering av høyoppløselige vibrasjonskildedata, omfattede de følgende trinn: mottaking av elektriske signaler som representerer detektert seismisk informasjon generert av en vibrasjonskilde;
karakterisert vedmottaking av målte signaler som representer utsendte seismiske bølger fra vibrasjonskilden (38); dividering av de elektriske signalene på det målte signalet for å oppnå jord-reflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert med en minimum fase-overfør-ingsfunksjon for å oppnå et minimum fase-datasett (52); filtrering av det nevnte minimum fase-datasett med et minimum fase- båndpassfilter; utførelse av minimum fase-dekonvolvering på det nevnte minimum fase-datasett for å oppnå data som representerer jord-reflektivitet; og registrering av de nevnte data som representerer jord-reflektivitet.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved følgende ytterligere trinn: utførelse av mottaker-dekonvolvering (56) på det nevnte minimum fase-datasett; utførelse av statikk-korreksjon (58) på det nevnte minimum fase-datasett; behandling av det nevnte statikk-korrigerte minimum fase-datasett; utførelse av skudd-dekonvolvering (62) på det nevnte behandlede minimum fase-datasettet; og utførelse av null-fase "spiking" dekonvolvering (64) på det skudd-dekonvolverte minimum fase-datasettet.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert ved at behandlingstrinnet innbefatter utførelse av F/K-filtrering (60) på det nevnte minimum fase-datasett.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert ved at behandlingstrinnet innbefatter utførelse av dannelse av en regulær gruppe (array) av det nevnte minimum fase-datasett.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert ved at det videre innbefatter de følgende trinn: generering av en modelltrase (54) med det nevnte minimum fase-bånd-passfiltrerte minimum fase-datasett; og defasing av det nevnte null-fase "spiking" dekonvolverte minimum fase-datasett med modelltrasen (66).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at trinnet med mottaking av målte signaler innbefatter de følgende trinn: måling (38) av signalet for bevegelsen av vibratoren som sender en kraft inn i jordens overflate; og omforming av de målte bevegelsessignalene til et målt elektrisk signal (46).
7. Apparat for registrering av høyoppløsnings-vibrasjonskildedata, omfattende: anordninger for å motta elektriske signaler som representerer mottatt seismisk informasjon;
karakterisert vedanordninger for å motta målte signaler som representerer en kraft som genereres inn i bakken (38); anordninger for å dividere de elektriske signalene på de målte signalene for å oppnå signaler for jord-reflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-overføringsfunksjon (52); anordninger for å dekonvolvere signalene for jord-reflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-overføringsfunksjon; korreksjonsanordninger for å utføre statikk-korreksjon på de nevnte signaler for dekonvolvert jord-reflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-overføringsfunksjon;
F/K-filtreringsanordninger for signalene for statikk-korrigert jord-reflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-overføringsfunksjon;
anordninger for dannelse av regulære grupper for signalene for filtrert, statikk-korrigert jordreflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-overføringsfunksjon;
registreringsanordninger for signalene for summert jord-reflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-overføringsfunksjon; og
fremvisningsanordninger for å fremvise signalene for registrert, summert jordreflektivitet multiplisert med en tidsderivert dividert på en minimum fase-over-føringsfunksjon.
8. Apparat ifølge krav 7,
karakterisert ved at filtreringsanordningene innbefatter anordninger for å utføre F/K-filtrering (60).
9. Apparat ifølge krav 8,
karakterisert ved at anordningene for å motta målte signaler innbefatter: anordninger for å måle et signal relatert til en bakke-kraft som faktisk sendes inn i jordens overflate (38); og anordninger for å omforme de målte bakkekraft-signalene til et målt elektrisk signal.
10. Fremgangsmåte for registrering og forbehandling av data som genereres av en vibrator,
karakterisert ved at den innbefatter de følgende trinn: oppnåelse av data som genereres av en vibrator (36), hvilke data representerer et vibrator-utgangssignal multiplisert med jord-reflektivitet; måling av et bevegelsessignal som representerer vibrator-utgangssignal i frekvensdomenet (38); bestemmelse av et forhold mellom de nevnte data som representerer et vibrator-utgangssignal multiplisert med jord-reflektivitet, og det målte bevegelses-signalet, for å fjerne den ukjente, påtrykte kraften og gi data som representerer
jord-reflektiviteten ganger en tidsderivert dividert på en overføringsfunksjon med minimum fase (52);
utførelse av minimum fase-dekonvolvering for å fjerne den tidsderiverte dividert på overføringsfunksjonen med minimum fase og for å oppnå data som representerer jord-reflektiviteten; og
registrering av de nevnte data som representerer jord-reflektivitet.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert ved at trinnet med å oppnå data innbefatter de følgende trinn: mottaking av dataene som representerer et vibrator-utgangssignal multiplisert med jord-reflektivitet i tidsdomenet; og omforming av dataene som representerer et vibrator-utgangssignal multiplisert med jord-reflektivitet fra tidsdomenet til frekvensdomenet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert ved omforming av dataene som representerer jordreflekti-viteten fra frekvensdomenet til tidsdomenet.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US08/435,940 US5550786A (en) | 1995-05-05 | 1995-05-05 | High fidelity vibratory source seismic method |
| PCT/US1996/006386 WO1996035965A1 (en) | 1995-05-05 | 1996-05-03 | High fidelity vibratory source seismic method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO975109D0 NO975109D0 (no) | 1997-11-06 |
| NO312609B1 true NO312609B1 (no) | 2002-06-03 |
Family
ID=23730449
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19975109A NO312609B1 (no) | 1995-05-05 | 1997-11-06 | Seismisk fremgangsmåte med nöyaktig gjengivelse av en vibrasjonskilde |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5550786A (no) |
| EP (1) | EP0824709B1 (no) |
| CA (1) | CA2220275C (no) |
| DE (1) | DE69631042D1 (no) |
| NO (1) | NO312609B1 (no) |
| WO (1) | WO1996035965A1 (no) |
Families Citing this family (44)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5721710A (en) * | 1995-09-29 | 1998-02-24 | Atlantic Richfield Company | High fidelity vibratory source seismic method with source separation |
| US5703833A (en) * | 1995-11-13 | 1997-12-30 | Mobil Oil Corporation | One step inversion/separation scheme using a plurality of vibrator sources |
| US5790473A (en) * | 1995-11-13 | 1998-08-04 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources |
| US5715213A (en) * | 1995-11-13 | 1998-02-03 | Mobil Oil Corporation | High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator sources |
| US6522974B2 (en) * | 2000-03-01 | 2003-02-18 | Westerngeco, L.L.C. | Method for vibrator sweep analysis and synthesis |
| US6288972B1 (en) | 1999-06-03 | 2001-09-11 | Mike Norris | Cleated boot for marine seismic cables |
| US6738715B2 (en) | 2001-09-14 | 2004-05-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for attenuating noise in seismic data |
| GB2387226C (en) * | 2002-04-06 | 2008-05-12 | Westerngeco Ltd | A method of seismic surveying |
| MXPA05010458A (es) * | 2003-04-01 | 2006-03-21 | Exxonmobil Upstream Res Co | Fuente vibratoria de alta frecuencia conformada. |
| 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 |
| EA008398B1 (ru) * | 2003-08-11 | 2007-04-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ непрерывного качания частоты и разделения нескольких сейсмических вибраторов |
| US7508733B2 (en) * | 2003-11-14 | 2009-03-24 | Schlumberger Technology Corporation | High-frequency processing of seismic vibrator data |
| US8208341B2 (en) * | 2003-11-14 | 2012-06-26 | Schlumberger Technology Corporation | Processing of combined surface and borehole seismic data |
| US8534959B2 (en) | 2005-01-17 | 2013-09-17 | Fairfield Industries Incorporated | Method and apparatus for deployment of ocean bottom seismometers |
| US8127706B2 (en) * | 2005-05-02 | 2012-03-06 | Fairfield Industries Incorporated | Deck configuration for ocean bottom seismometer launch platforms |
| WO2007130551A2 (en) | 2006-05-03 | 2007-11-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Data adaptive vibratory source acquisition method |
| US7295490B1 (en) | 2006-07-20 | 2007-11-13 | Conocophillips Company | System and method of phase encoding for high fidelity vibratory seismic data |
| US8000168B2 (en) * | 2006-12-08 | 2011-08-16 | Conocophillips Company | Dynamic source parameter selection for seismic vibrator data acquisition |
| WO2008123920A1 (en) | 2007-04-10 | 2008-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Separation and noise removal for multiple vibratory source seismic data |
| GB2451630B (en) | 2007-08-04 | 2009-12-09 | Westerngeco Seismic Holdings | Composite sweeps of high and low frequency part |
| CA2694633C (en) * | 2007-08-10 | 2015-09-01 | Marvin L. Johnson | Bottom referenced vibratory sources for shallow water acquisition |
| CA2695888A1 (en) * | 2007-08-10 | 2009-02-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Underseas seismic acquisition |
| US7869304B2 (en) * | 2007-09-14 | 2011-01-11 | Conocophillips Company | Method and apparatus for pre-inversion noise attenuation of seismic data |
| US7639567B2 (en) * | 2007-09-17 | 2009-12-29 | Ion Geophysical Corporation | Generating seismic vibrator signals |
| US8611191B2 (en) * | 2008-05-22 | 2013-12-17 | Fairfield Industries, Inc. | Land based unit for seismic data acquisition |
| US9213119B2 (en) * | 2008-10-29 | 2015-12-15 | Conocophillips Company | Marine seismic acquisition |
| US20100211320A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Massimiliano Vassallo | Reconstructing a seismic wavefield |
| US8699297B2 (en) * | 2009-02-13 | 2014-04-15 | Westerngeco L.L.C. | Deghosting and reconstructing a seismic wavefield |
| US8554484B2 (en) * | 2009-02-13 | 2013-10-08 | Westerngeco L.L.C. | Reconstructing seismic wavefields |
| US20100211322A1 (en) * | 2009-02-13 | 2010-08-19 | Massimiliano Vassallo | Interpolating a pressure wavefield along an undersampled direction |
| US8553496B2 (en) * | 2010-02-09 | 2013-10-08 | Ion Geophysical Corporation | Seismic source separation |
| 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 |
| US8958267B2 (en) | 2011-05-13 | 2015-02-17 | Conocophillips Company | Seismic true estimated wavelet |
| CN102323616B (zh) * | 2011-06-08 | 2013-03-13 | 浙江大学 | 提高灰岩出露区地震数据分辨率的分频匹配方法 |
| US9442204B2 (en) | 2012-08-06 | 2016-09-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Seismic inversion for formation properties and attenuation effects |
| US9429669B2 (en) * | 2012-10-19 | 2016-08-30 | Cgg Services Sa | Seismic source and method for single sweep intermodulation mitigation |
| US9405726B2 (en) | 2012-10-19 | 2016-08-02 | Cgg Services Sa | Seismic source and method for intermodulation mitigation |
| WO2015153215A1 (en) | 2014-04-04 | 2015-10-08 | Conocophillips Company | Method for separating seismic source data |
| WO2015168114A1 (en) * | 2014-05-01 | 2015-11-05 | Conocophillips Company | Deterministic phase correction and application |
| US10317875B2 (en) * | 2015-09-30 | 2019-06-11 | Bj Services, Llc | Pump integrity detection, monitoring and alarm generation |
| RU2650718C1 (ru) * | 2017-01-24 | 2018-04-17 | Илья Петрович Коротков | Способ вибрационной сейсморазведки |
| US10288755B2 (en) | 2017-03-28 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Seismic processing workflow for broadband single-sensor single-source land seismic data |
| 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 (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4346461A (en) * | 1980-02-01 | 1982-08-24 | Chevron Research Company | Seismic exploration using vibratory sources, sign-bit recording, and processing that maximizes the obtained subsurface information |
| US4607353A (en) * | 1983-08-23 | 1986-08-19 | Chevron Research Company | Seismic exploration using non-impulsive vibratory sources activated by stationary, Gaussian codes to simulate an impulsive, causal generating, recording and pre-processing system and processing the results into distortion-free final records |
| US4601022A (en) * | 1983-08-23 | 1986-07-15 | Chevron Research Company | Seismic exploration using non-impulsive vibratory sources activated by stationary, Gaussian codes, and processing the results in distortion-free final records particularly useful in urban areas |
| US5050130A (en) * | 1988-10-21 | 1991-09-17 | Gas Research Institute | Signal processing to enable utilization of a rig reference sensor with a drill bit seismic source |
| US4862423A (en) * | 1988-06-30 | 1989-08-29 | Western Atlas International, Inc. | System for reducing drill string multiples in field signals |
| FR2662818B1 (fr) * | 1990-05-30 | 1992-11-13 | Geophysique Cie Gle | Procede et dispositif de correction de la reponse de capteurs sismiques a un signal d'emission non conforme a une reference donnee. |
| US5325436A (en) * | 1993-06-30 | 1994-06-28 | House Ear Institute | Method of signal processing for maintaining directional hearing with hearing aids |
-
1995
- 1995-05-05 US US08/435,940 patent/US5550786A/en not_active Expired - Lifetime
-
1996
- 1996-05-03 CA CA002220275A patent/CA2220275C/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-05-03 WO PCT/US1996/006386 patent/WO1996035965A1/en active IP Right Grant
- 1996-05-03 EP EP96920141A patent/EP0824709B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1996-05-03 DE DE69631042T patent/DE69631042D1/de not_active Expired - Lifetime
-
1997
- 1997-11-06 NO NO19975109A patent/NO312609B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2220275C (en) | 1999-11-30 |
| EP0824709A1 (en) | 1998-02-25 |
| US5550786A (en) | 1996-08-27 |
| DE69631042D1 (de) | 2004-01-22 |
| CA2220275A1 (en) | 1996-11-14 |
| NO975109D0 (no) | 1997-11-06 |
| WO1996035965A1 (en) | 1996-11-14 |
| EP0824709B1 (en) | 2003-12-10 |
| EP0824709A4 (en) | 2000-10-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO312609B1 (no) | Seismisk fremgangsmåte med nöyaktig gjengivelse av en vibrasjonskilde | |
| US5715213A (en) | High fidelity vibratory source seismic method using a plurality of vibrator sources | |
| CA2277119C (en) | Seismic data acquisition and processing using non-linear distortion in a groundforce signal | |
| US5790473A (en) | High fidelity vibratory source seismic method for use in vertical seismic profile data gathering with a plurality of vibratory seismic energy sources | |
| US5703833A (en) | One step inversion/separation scheme using a plurality of vibrator sources | |
| US5235554A (en) | 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 | |
| US7859945B2 (en) | Efficient seismic data acquisition with source separation | |
| EP0534648B1 (en) | Method of marine seismic exploration | |
| EP2622376A2 (en) | Interferometric seismic data processing for a towed marine survey | |
| CN106094024A (zh) | 一种可控震源滑动扫描数据采集处理方法及装置 | |
| EP2634602A2 (en) | Methods and Apparatus for Automated Noise Removal from Seismic Data | |
| US7586810B2 (en) | Directional de-signature for seismic signals | |
| US9557429B2 (en) | Systems and methods for reducing noise in a seismic vibratory source | |
| CA2544079C (en) | Offset transformation to zero dip that preserves angle of incidence |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |