NO315879B1 - Prosesseringsmetode for kalibrering av et hydrofon/geofon sensorpar og fremgangsmåte for seismisk undersökelse som implementerer denneprosesseringsmetode - Google Patents
Prosesseringsmetode for kalibrering av et hydrofon/geofon sensorpar og fremgangsmåte for seismisk undersökelse som implementerer denneprosesseringsmetode Download PDFInfo
- Publication number
- NO315879B1 NO315879B1 NO19970231A NO970231A NO315879B1 NO 315879 B1 NO315879 B1 NO 315879B1 NO 19970231 A NO19970231 A NO 19970231A NO 970231 A NO970231 A NO 970231A NO 315879 B1 NO315879 B1 NO 315879B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hydrophone
- geophone
- calibration
- energy
- signal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000003672 processing method Methods 0.000 title claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 claims description 2
- 230000005236 sound signal Effects 0.000 claims description 2
- 238000010791 quenching Methods 0.000 claims 2
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 claims 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 13
- 238000002310 reflectometry Methods 0.000 description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 4
- 230000008033 biological extinction Effects 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000002238 attenuated effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012805 post-processing Methods 0.000 description 1
- 230000010360 secondary oscillation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V13/00—Manufacturing, calibrating, cleaning, or repairing instruments or devices covered by groups G01V1/00 – G01V11/00
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/16—Receiving elements for seismic signals; Arrangements or adaptations of receiving elements
Abstract
Fremgangsmåte for kalibreringsprosessering av minst et par med hydrofon/geo-fon-sensorer som er anbragt på en sjøbunn og brukt ved seismiske undersøkelser, hvor en lydkilde sender et signal inn i vannet og sensorene på sjøbunnen mottar hydrofon- og geofon-registreringer H og G,at kalibrering blir påført registreringene for å minimalisere, i et tidsvindu utover en teoretisk slukketid, energien i et signal S som blir bestemt som en funksjon av hydrofon- og geofon-registreringene, og som svarer til det kildesignalet som forplantes gjennom vannlaget til sensorene.
Description
Foreliggende oppfinnelse angår en prosesseringsmetode for kalibrering av minst ett hydrofon/geofon-sensorpar som brukes ved prosessering av seismiske undersøkelser til havs.
Oppfinnelsen angår også en fremgangsmåte for seismiske undersøkelser til havs som benytter slik prosessering.
Ved seismiske undersøkelser til havs blir det vanligvis gjort bruk av kabler som bærer hydrofon-sensorer og slepes av skip som også bærer lydkilder.
Slike kabler, generelt kalt "streamere" av fagfolk på området, kan ikke brukes i visse soner, og spesielt i produksjonssoner hvor der er mange plattformer.
Under slike forhold blir de lydbølger som utsendes av skipene mottatt av hydrofoner anbragt på havbunnen.
I disse forskjellige teknikkene må de registreringer som foretas ved hjelp av hydrofonene, behandles eller prosesseres for å eliminere "spøkelsesbilder" eller "ekkobilder"
("ghosts") fra de frembrakte signaler (hvor "spøkelsesbilder" hovedsakelig er bølger som inneholder informasjon om under-grunnsgeologi og er reflektert ved vannoverflaten), og for muligens også å eliminere etterklanger, kjent som "treben"
("peg-leg"), som svarer til multippel-refleksjoner ved overflaten og ved sjøbunnen, som gjør det vanskelig å tolke registreringer.
Spektralt er spøkelsesbølger ekvivalent med nyttige data som filtreres via et smalbåndsfilter som fjerner frekvenser fra signalet som er multipler av fn = v/(2Az), hvor Az er mottagernes dybde og v er lydhastigheten i vann {1500 meter pr. sekund (m/s)).
Når Az er mindre enn 10 m, som tilfellet er ved konvensjonell innhenting under bruk av hydrofoner som bæres av en kabel slept av et skip, er fn større enn 75 Hz og smalbånds-frekvensene ligger utenfor det nyttbare passbåndet. Under slike forhold opptrer spøkelsesbølgen i det nyttbare passbåndet bare som dempning, og kan elimineres ved hjelp av dekonvolvering.
Når imidlertid hydrofon-sensorene er anbragt på sjø-bunnen, er Az vanndybden, som typisk er 50 m, slik at fn = 15 Hz. Passbåndet blir avbrutt av frekvenser der responssignalet er gitt av spøkelsesbølgen. Eliminering av spøkelsesbølgen ved hjelp av dekonvolvering, fører til at en stor støymengde blir tilføyd resultatene.
I den senere tid er det blitt foreslått flere teknikker der innhenting blir utført ved hjelp av hydrofon- og geofon-sensorer anbragt på sjøbunnen.
Spesielt US-patent nr. 4.486.865 beskriver en seismisk innhentingsmetode ved bruk av hydrofoner og geofoner fordelt parvis på sjøbunnen, og hvor hydrofon-komponenten og geofon-komponenten for et gitt sensorpar blir dekonvolvert ved hjelp av deres tidligere bestemte spektral-funksjoner, og de dekon-volverte data blir midlet for å frembringe en utgang som svarer til den oppadgående bølge umiddelbart over bunnen av vannoverflaten, og hvorfra spøkelsesbølgene er blitt eliminert.
Hydrofon- og geofon-registreringene må imidlertid kalibreres før de kan brukes sammen, en perfekt hydrofon måler trykket og en perfekt geofon måler hastigheten. En virkelig hydrofon måler trykket filtrert ved hjelp av en instrument-respons og en virkelig geofon måler hastigheten filtrert som en instrument-respons. En kalibreringsoperasjon utligner pr. definisjon instrument-responsene.
I US-patent nr. 4.979.150 er det blitt foreslått en seismisk fremgangsmåte som benytter en prosessering som kombinerer hydrofon- og geofon-registreringene og søker å eliminere spøkelsesbølger og etterklanger av "treben"-typen etter at det er nødvendig å anvende dekonvolvering på hydrofon- og geofon-registreringene. Med denne prosesseringen blir en kalibreringsskalar anvendt på hydrofon-komponenten eller geofon-komponenten, og komponenter kalibrert på denne måten blir summert. Kalibreringsskalaren er en funksjon, spesielt av sjøbunnens refleksjonskoeffisient.
Den blir implementert på en deterministisk måte, på grunnlag av kalibreringsutsendelser eller på en statistisk måte, under den antagelse at undergrunnens refleksjonsevne oppviser en hvit autokorrelasjon.
En lignende fremgangsmåte er også blitt foreslått i US-patent nr. 5.365.492. I henhold til denne fremgangsmåten blir en kalibreringsskalar anvendt på en geofon-registrering hvor støyen på forhånd er slettet bort. Geofon-registreringen som først er slettet og kalibrert, blir summert til hydrofon-registreringen, noe som gir den ønskede utgang uten etter-klangen i vannlaget.
Kalibreringsskalaren blir beregnet ved hjelp av en gjentatt maksimalisering av en varimaks-funksjon av utgangs-signalets autokorrelasjon.
Den kalibreringsskalaren som er foreslått i US-patent nr. 4.979.150 og 5.365.492 benytter imidlertid den antagelse at geologiens reflektivitet eller refleksjonsevne oppviser en hvit autokorrelasjon.
Denne antagelsen som for tiden benyttes ved teknisk prosessering, er imidlertid ikke alltid sann.
En kalibreringsskalar er videre nødvendigvis unøyaktig, siden den ikke tar i betraktning koblingens spektralvariasjon.
Bestemmelsen av kalibreringsskalaren ved hjelp av en iterativ prosessering medfører videre at en slik skalar blir svært følsom for støy, og at et støyslettingstrinn derfor er nødvendig.
Formålet med oppfinnelsen er å overvinne disse forskjellige ulempene, og oppfinnelsen foreslår en kalibreringsprosessering som utligner instrument-responsene til hydrofonen og geofonen ved en spektral kalibrering beregnet med et kriterium som er robust overfor støy og som er egnet for det tilfellet hvor både hydrofonen og geofonen er støyende, idet kriteriet ikke benytter noen statistisk antagelse om undergrunnens reflektivitet, og som ikke medfører noen kalibreringsutsendelser.
Oppfinnelsen tilveiebringer mer spesielt en seismisk prosesseringsfremgangsmåte, hvor en lydkilde sender ut et lydsignal og minst et par med hydrofon/geofon-sensorer, anbragt på en sjøbunn, mottar hydrofon- og geofon-registreringer H og G, og hvor kalibrering blir bestemt og anvendt på registreringene, der fremgangsmåten er karakterisert ved at for å bestemme kalibreringen blir et signal som svarer til det kildesignalet som er forplantet gjennom vannlaget til sensoren, bestemt som en funksjon av hydrofon- og geofon-registreringene, og kalibreringen som er anvendt på hydrofon- og geofon-registreringene, blir valgt for å minimalisere energien til signalet så mye som mulig i et tidsvindu utenfor en teoretisk tid, hvoretter kildesignalet blir slukket.
Den prosessering som foreslås i henhold til oppfinnelsen, utfører således kalibrering under den antagelse at varigheten av utsendelsen fra den seismiske kilden er begrenset. Denne antagelsen er meget mer pålitelig enn den om at reflektiviteten er hvit, slik som benyttet i tidligere kjente statistiske kalibreringsmetoder.
Kalibrering som er bestemt under bruk av den fremgangsmåte som foreslås i henhold til oppfinnelsen, kan variere langsomt med frekvens for å korrigere ufullkommenheter ved kobling mellom geofonen og sjøbunnen.
I en foretrukket utførelsesform blir hydrofon-registreringene H filtrert ved hjelp av en operator som adderer en spøkelsesrefleksjon av geofontypen til disse, og så blir geofon-registreringene G filtrert ved hjelp av en operator som adderer en spøkelsesrefleksjon av hydrofontypen til disse, og en kalibrering blir søkt for å tilveiebringe, i tidsvinduet, best minimalisering av energidifferansen mellom hydrofon-registreringene og geofon-registreringene som er filtrert på denne måten.
Fortrinnsvis blir også geofon-registreringene kalibrert mot hydrofon-registreringene.
Spesielt:
hydrofon-data HR og geofon-data GR blir bestemt svarende til registreringene H og G som er forplantet over en tur/retur-bane gjennom vannlaget, hydrofon-sumdata HE og geofon-differansedata Ga blir beregnet på følgende måte:
hvor r er en overføringsfunksjon som modellerer vannoverflaten,
kalibreringsfunksjoner CH og Cg blir bestemt for å minimalisere, utenfor en teoretisk slukketid, energien av S:
S = CH <*> HE - CG<*> GA
hvor S svarer til det kildesignalet som forplantes gjennom vannlaget, og
hydrofon/geofon-dataene blir kalibrert ved hjelp av dekonvolvering med kalibreringsfunksjonene CH og CG.
Som man vil forstå ved å lese den følgende beskrivelse, avhenger disse kalibreringsfunksjonene Ch og Cg ikke av sjø-bunnens reflektivitet.
Oppfinnelsen tilveiebringer også en fremgangsmåte for seismiske undersøkelser til sjøs hvor den ovennevnte proses-seringsmetoden er implementert, og de data som er oppnådd på denne måten, blir behandlet eller prosessert for å utlede informasjon fra disse om undergrunnsgeologien.
Andre kjennetegn og fordeler ved oppfinnelsen vil fremgå av den følgende beskrivelse. Beskrivelsen er ment kun som en illustrasjon og er ikke begrensende. Den bør leses under henvisning til de vedføyde tegninger, hvor: Fig. 1 er en skisse som viser de forskjellige størrelser som inngår i den modell som brukes i fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, Fig. 2 er et summeringsdiagram som viser fremgangs
måten ifølge oppfinnelsen, og Fig. 3a - 3h viser de forskjellige signaler som oppnås i de forskjellige trinn av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen som reaksjon på et syntetisk kildesignal. Fig. 1 viser en lydkilde 1 som sender ut et signal So ved overflaten av et vannlag E, sammen med hydrofon-sensorer 2 og geofon-sensorer 3 anbragt på sjøbunnen F. Vannlaget E har en tykkelse Az. Den horisontale avstanden mellom kilden 1 og hydrofon/geofon-sensorparet 2, 3 er kalt h.
Hydrofon-sensorene 2 måler trykk og er isotrope. De registrerer summen av oppadgående lydbølger U og nedadgående lydbølger D.
Geofon-sensorene 3 er anordnet vertikalt på bunnen F og de måler den vertikale hastighet av lydbølger. De registrerer de oppadgående lydbølger U, subtraherer derfra de nedadgående lydbølger D.
Signalene H og G som er registrert ved hjelp av hydrofonene 2 og geofonene 3, kan skrives som funksjoner av de oppadgående bølger U og de nedadgående bølger D, på følgende måte:
I ligning (2) er Io den akustiske impedansen til vannet (Io = pv, hvor p er vannets densitet, og v er lydhastigheten i vannet).
For å forenkle den etterfølgende beskrivelse, blir det antatt at Io = 1, siden geofonen i alle tilfeller skal kalibreres.
Vannoverflaten oppfører seg lik en reflektor med en refleksjonskoeffisient lik -1, og den adderer en nedadgående bølge til det signalet som svarer til kilden So, hvilken nedadgående bølge er lik den oppadgående bølge U, men med motsatt fortegn.
Ved sjøbunnen blir følgelig den nedadgående bølge skrevet på følgende måte:
hvor Z er en operator svarende til tur/retur-forplantning gjennom vannlaget, det vil si til en tidsforsinkelse At=2Az/v hvor v er lydhastigheten i vannlaget, og hvor Z1/ 2 er en operator svarende til den nedadgående lydforplantning mellom overflaten og sjøbunnen.
For en endimensjonal tilnærming er Z bare en tidsforsinkelse At = 2Az/v, og Z<1/2> er en tidsforsinkelse Az/v.
I frekvensdomenet er Z = e~<2:infat> hvor f er frekvensen.
Når todimensjonale og tredimensjonale forplantnings-effekter blir tatt i betraktning, har vi følgende i (co,k)-domenet, med co = 2pf og hvor k er bølgetallet:
Ved å definere den forplantede kilden S på følgende måte:
blir uttrykket for D: ved å sette (6) inn i (1) og (2), fåes følgende modell-dannende ligninger:
Følgelig kan S skrives:
Et eksempel på kalibreringsprosessering ifølge oppfinnelsen blir beskrevet nedenfor under henvisning til fig. 2 og fig. 3a-3h.
Man vil legge merke til at i en foretrukket utførelses-form blir hydrofonene og geofonene ikke absolutt kalibrert, men hver geofon blir kalibrert i forhold til den hydrofon den er tilknyttet. Hydrofonen er således uendret og geofon-kalibrering med en spektralvariasjon blir søkt for å ta i betraktning virkningene av koblingen mellom geofonen og sjø-bunnen. Hydrofonen er uendret siden den er en god referanse: Dens kobling med sitt medium er alltid utmerket, og den er ufølsom for sin orientering.
Kalibrering blir utført på følgende måte.
Fig. 3a og 3b viser henholdsvis hydrofon-registreringen H og geofon-registreringen G. For å gjøre oppfinnelsen mer forståelig, er registreringen H markert for å vise primær-refleksjonen PR som inneholder det nyttige signalet, og også refleksjonene RMF av spøkelsestypen og treben-typen.
Hydrofon- og geofon-dataene HR og GR (fig. 3c, 3d) som er forplantet over en tur/retur-bane i vannlaget, blir beregnet på følgende måte:
Når det benyttes en endimensjonal tilnærmelse, blir ligningene (10) og (11) skrevet på følgende måte:
Deretter blir følgende størrelser beregnet: hydrofon-sum He (fig. 3e) og geofon-differanse Gfi (fig. 3f): som gjør det mulig å skrive ligning (9) som gir den forplantede kilde S på følgende form:
Den virkelig forplantede seismiske kilde Strue er null etter et visst tidsrom. For hver kildeposisjon og mottager-posisjon er det mulig å beregne starttiden Ts for den seismiske kilden:
og dens slukketid TE = Ts + Ats, hvor Ats er kildens varighet. Strue må være null utenfor slukkevinduet TE.
Forplantningsoperatoren Z som svarer til tur/retur-forplantningen gjennom vannlaget, er også bare en tilnærmet operator. I ligningen Z = e~ 2inf2iz/ vf blir det gjort en endimensjonal tilnærming som består i å anta at bølger forplantes i en retning som er nær vertikalen.
Denne tilnærmelsen er bare gyldig i en viss datasone. Denne gyldige sonen kan defineres for hver trase ved hjelp av en gyldighetstid TiD utenfor hvilken den endimensjonale tilnærmelse er akseptabel. Gyldighetstiden TiD må være større med økende horisontal avstand h av trasen.
Utenfor slukketiden TE og i den sone hvor kilde-operatoren Z er gyldig, må således kilden S som beregnet ved hjelp av (9) være lik null. Dette er selvsagt bare sant hvis dataene fra hydrofonen og geofonen er godt kalibrert.
Denne antagelsen blir brukt til kalibrering av geofonen mot hydrofonen.
Mer spesielt blir geofonen kalibrert mot hydrofonen ved beregning av en overføringsfunksjon som, når den anvendes på geofonen, minimaliserer den anslåtte kildeenergi i et tidsvindu anbragt samtidig utenfor kildens lukketid og gyldighetstiden for forplantningsoperatoren.
Denne funksjonen C(t) er slik at:
har en normal minimumsverdi i tids vinduet t e [T,Tmax], hvor T er en tid større enn eller lik TE og TiD, og hvor Tmax er tid som er kortere enn registreringstiden for en utsendelse.
Med den normaliserte verdi L2 gir f.eks. dette de minste kvadraters system GC = H: [PifP2] er indekser svarende til intervallet [-ti,p2]/ og [ni,n2] er indekser svarende til [T,TmaX] som blir løst ved hjelp av:
Den minimaliserte energi er E = H<T> (H - GC) .
Den avhenger av flere parametrer, spesielt vanndybden Az hvor hydrofon- og geofon-sensorene det gjelder, er anbragt, og denne dybden kan anslås ved å beregne restenergien E(Az) for flere verdier av Az og velge den verdi som minimaliserer restenergien.
Den avhenger også av refleksjonskoeffisienten r ved vannoverflaten, som ovenfor implisitt er tatt lik -1. Denne refleksjonen blir tatt i betraktning ved å erstatte Z i ligningene (10) og (11) med rZ. Denne koeffisienten blir beregnet ved å velge den koeffisienten som minimaliserer restenergien E.
Det ville selvsagt også være mulig ved hjelp av en lignende prosessering å kalibrere hydrofon-registreringene mot geofon-registreringene, eller å kalibrere både geofon- og hydrofon-registreringene ved å minimalisere, utenfor et teoretisk slukkevindu, energien til:
hvor CH og CG er kalibrerings funksjoner idet denne minimalisering blir utført med visse begrensninger for å eliminere den trivielle løsning {CH =CG=0) .
Kalibreringen av geofon-registreringene mot hydrofon-registreringene blir imidlertid foretrukket (CH = 1) .
Straks C(t) er blitt beregnet, blir kalibrerte geofon-data beregnet ved konvoivering mellom geofon-dataene og C(t).
Det er også mulig å beregne en overføringsfunksjon for vannoverflaten som ovenfor er blitt antatt å være et perfekt speil med en refleksjonskoeffisient lik -1. For å gjøre dette, blir det antatt at vannoverflaten virker som om den
hadde en overføringsfunksjon -r(t), hvor r(t) er en gitt tids middelverdi. For dette formål blir ligning (6) erstattet med:
Ved å skrive de kalibrerte geofon-data G'(t) = C(t)<*>G(t), kan det utledes nye uttrykk for H, G og S, ved å erstatte
ligningene (7) til (9) på følgende måte:
Ved å bruke notasjonen G'R = ZG', blir S satt inn i følgende form:
(H - G'} og {HR + G'R) blir således beregnet hvor etter r(t) blir beregnet for å minimalisere ligning (20) for S i et gitt tidsvindu.
Kalibreringen C(t) kan beregnes på nytt med vannoverflaten modellert ved hjelp av en overføringsfunksjon -r(t). Fra (9') må ligningene (14) og (15) erstattes på følgende måte:
Når C(t) er beregnet, er det også mulig å beregne den forplantede kilde S{t) fra ligning (17).
Kilden S som er oppnådd på denne måten, er vist på fig. 3g. Som man kan se fra figuren, har dette signalet minimal energi med primær-refleksjonene og spøkelses- og treben-refleksjonene eliminert etter mottagelse av kildesignalet.
Det er også mulig å avkorte kilden S(t) for verdier t €
[T,Tmax] ■ Denne avkortede delen blir brukt til kvalitetskontroll hvor det blir kontrollert at den oppviser den minst mulige energi, og fremfor alt den minst mulige koherente energi.
Naturligvis er det ønskelig at kalibreringsoverførings-funksjonen er entydig og bare avhenger av hydrofonens og geofonens karakteristikker. For dette formål blir det gjort bruk av data samlinger fra en felles mottager, dvs. at de seismiske traser som svarer til forskjellige posisjoner av den seismiske kilde for hvert par med sensorer 2 og 3, blir kombinert, og en enkelt kalibreringsfunksjon blir beregnet for hele samlingen.
For dette formål blir for hver seismiske trase med indeks i, hvor i er posisjonsindeksen til den seismiske kilde, den horisontale avstand mellom trasen h(i) og vanndybden ved posisjonen til mottager Az brukt til å beregne slukketiden for kilden TE(i) og gyldighetstiden TiD(i) for den endimensjonale tilnærmelse som består i å erstatte forplantningsoperatoren Z med en tidsforsinkelse At = 2Az/v.
Deretter blir den anslåtte kildeenergi minimalisert for alle indekser i og for tider større enn TE(i) og TiD(i) . Dette tilsvarer beregning av de forskjellige matrisene Gi og de forskjellige andre ledd Hi i ligning (18) for tider Ti > MAX [TE(i), Tm (i)] og ved å invertere systemet:
oppnådd ved å summere matrisene og ved å summere de andre ledd for å få en enkel kalibreringsfunksjon C for hver mottagersamling.
Straks kalibreringsfunksjonen C(t) er blitt beregnet, blir kalibrerte geofon-data beregnet ved å konvolvere alle geofon-trasene til den felles mottagersamling med C(t).
Ifølge fremgangsmåten til seismiske undersøkelser som er foreslått i oppfinnelsen, blir så disse data behandlet eller prosessert for å utlede informasjon om undergrunnens geologi. Et eksempel på slik prosessering er gitt nedenfor. Naturligvis kan andre typer prosessering også tenkes.
Etter beregning av de kalibrerte geofon-data
G' = C<*>G (vist på fig. 3h),
G'R = C<*>GR og
G'i <*> C<*>GA
i det hydrofondifferanse- og geofonsum-kanalene blir beregnet på følgende måte:
Deretter blir kilden og den avkortede kilde beregnet ved:
Den forplantede kilde S blir så avkortet til en kilde ST hvor:
Deretter blir den tilpassede filtrering beregnet: og den forsinkede oppadgående bølge:
Til slutt blir utgangen beregnet:
I den endimensjonale tilnærmelse er Z"<1> en operator svarende til en tidsfremføring på 2Az/v, dvs. at (28) kan skrives på følgende måte:
Utgangen U har ikke lenger mottager-spøkelsesbølgen og den oppviser dempet støy fordi den er beregnet fra ST som har lav støy, siden den er avkortet, og fra M som også har lav støy siden den svarer til et tilpasset filter.
D kan også utledes ved å erstatte U i ligning (5) med uttrykket for denne i (28):
På konvensjonell måte for en fagmann på området kan sekundærsvingningene av treben-typen som opptrer på samme måte i hydrofon- og geofon-dataene, elimineres ved hjelp av etterfølgende prosessering.
Claims (12)
1. Seismisk prosesseringsfremgangsmåte, hvor en lydkilde sender ut et lydsignal og minst et par med hydrofon/geofon-sensorer, anbragt på en sjøbunn, mottar hydrofon- og geofon-registreringer H og G, og hvor kalibrering blir bestemt og anvendt på registreringene, der fremgangsmåten er karakterisert ved at for å bestemme kalibreringen blir et signal som svarer til det kildesignalet som er forplantet gjennom vannlaget til sensoren, bestemt som en funksjon av hydrofon- og geofon-registreringene, og kalibreringen som er anvendt på hydrofon- og geofon-registreringene, blir valgt for å minimalisere energien til signalet så mye som mulig i et tidsvindu utenfor en teoretisk tid, hvoretter kildesignalet blir slukket.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at hydrofon-registreringene H blir filtrert ved hjelp av en operator som adderer en spøkelsesrefleksjon av geofontypen til disse, og så blir geofon-registreringene G filtrert ved hjelp av en operator som adderer en spøkelsesrefleksjon av hydrofontypen til disse, og ved at en kalibrering blir søkt for å tilveiebringe, i tidsvinduet, best minimalisering av energidifferansen mellom hydrofon-registreringene og geofon-registreringene som er filtrert på denne måten.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at geofon-registreringene blir kalibrert mot hydrofon-registreringene.
4. Fremgansmåte ifølge noen av de foregående krav, karakterisert ved følgende trinn: hydrofon-data HR og geofon-data GR blir bestemt svarende til registreringene H og G som er forplantet over en tur/retur-bane gjennom vannlaget, hydrofon-sumdata Hj og geofon-differansedata GA blir beregnet pa følgende måte:
og
hvor r er en overføringsfunksjon som modellerer vannoverflaten, kalibreringsfunksjoner Ch og Cg blir bestemt for å minimalisere, utenfor en teoretisk slukketid, energien til S: S = CH <*> Hz - CG<*> Ga
hvor S svarer til det kildesignalet som er forplantet gjennom vannlaget, og hydrofon- og/eller geofon-dataene blir kalibrert ved hjelp av konvolvering med kalibreringsfunksjonene Ch og CG.
5. Fremgangsmåte ifølge 3 og 4, karakterisert ved atCH blir valgt lik 1.
6. Fremgangsmåte ifølge 4,
karakterisert ved at r blir valgt lik 1.
7. Fremgangsmåte ifølge noen av de foregående krav, karakterisert ved at fysiske parametrer blir bestemt ved å minimalisere energien til signalet S i et tidsvindu utenfor den teoretiske slukketid.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 5, karakterisert ved at dybden Az av vannlaget blir bestemt ved å beregne, for et antall verdier Az, energien av signalet S i et tidsvindu utenfor dets teoretiske slukketid, og ved å velge den verdi av Az som minimaliserer energien.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 4 og 7, karakterisert ved at overføringsfunksjonen r for vannoverflaten blir bestemt ved å minimalisere energien av signalet S i et tidsvindu utenfor dets teoretiske slukketid.
10. Fremgangsmåte ifølge noen av de foregående krav, karakterisert ved at den innbefatter kvalitetskontroll hvor det blir verifisert at det forplantede kildesignal S som er bestemt som en funksjon av de kalibrerte hydrofon- og geofon-registreringer, inneholder minimal energi i et tidsvindu utenfor dets teoretiske slukketid.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 4, karakterisert ved at for å bestemme hydrofon-dataene HR og geofon-dataene GR, blir en operator 2 anvendt på hydrofon-registreringene H og på geofon-registreringene G, hvor operatoren Z svarer til forplantning langs en tur/retur-bane i vannlaget, og ved at, for å bestemme kalibreringsfunksjonen C, blir energien S minimalisert både utenfor dets teoretiske slukketid og i det domene hvor den tilnærming som operatoren Z svarer til, er gyldig.
12. Fremgangsmåte ifølge noen av de foregående krav som benyttes for seismiske undersøkelser til sjøs ved hjelp av minst et par med hydrofon/geofon-sensorer anbragt på sjøbunnen,
karakterisert ved at de derved registrerte data blir viderebehandlet eller -prosessert ved hjelp av en beregningsinnretning som en funksjon av hydrofon- og geofon-registreringene, for å utlede informasjon fra disse om undergrunnens geologi.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9600719A FR2743896B1 (fr) | 1996-01-23 | 1996-01-23 | Procede de traitement de calibration d'une paire de capteurs hydrophone/geophone et procede de prospection sismique mettant en oeuvre ce traitement |
| US08/787,815 US5757720A (en) | 1996-01-23 | 1997-01-22 | Processing method for calibrating a hydrophone-geophone sensor pair, and a seismic prospecting method implementing the processing |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO970231D0 NO970231D0 (no) | 1997-01-20 |
| NO970231L NO970231L (no) | 1997-07-24 |
| NO315879B1 true NO315879B1 (no) | 2003-11-03 |
Family
ID=26232464
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19970231A NO315879B1 (no) | 1996-01-23 | 1997-01-20 | Prosesseringsmetode for kalibrering av et hydrofon/geofon sensorpar og fremgangsmåte for seismisk undersökelse som implementerer denneprosesseringsmetode |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5757720A (no) |
| EP (1) | EP0786670B1 (no) |
| CA (1) | CA2195496C (no) |
| FR (1) | FR2743896B1 (no) |
| NO (1) | NO315879B1 (no) |
| SG (1) | SG45527A1 (no) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6263283B1 (en) * | 1998-08-04 | 2001-07-17 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for generating seismic energy in subterranean formations |
| GB0015810D0 (en) * | 2000-06-29 | 2000-08-23 | Geco As | A method of processing seismic data |
| GB2384068B (en) * | 2002-01-11 | 2005-04-13 | Westerngeco Ltd | A method of and apparatus for processing seismic data |
| US6875239B2 (en) * | 2002-04-25 | 2005-04-05 | Medicinelodge, Inc. | Modular prosthesis for replacing bone and method |
| 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 |
| GB0810977D0 (en) * | 2008-06-16 | 2008-07-23 | Qinetiq Ltd | Phase based sensing |
| US20100054080A1 (en) * | 2008-08-27 | 2010-03-04 | Guillaume Cambois | Determining Seismic Streamer Array Geometry And Seismic Sensor Response Using Dual Sensor Seismic Streamer Arrays |
| 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 |
| US8456949B2 (en) * | 2008-12-03 | 2013-06-04 | Pgs Geophysical As | Method for determining signal quality in dual sensor seismic streamer signals |
| US9110187B2 (en) * | 2009-10-05 | 2015-08-18 | Westerngeco L.L.C. | Sensor assembly having a seismic sensor and a divergence sensor |
| US8838392B2 (en) * | 2009-10-05 | 2014-09-16 | Westerngeco L.L.C. | Noise attenuation in passive seismic data |
| US8712694B2 (en) * | 2009-10-05 | 2014-04-29 | Westerngeco L.L.C. | Combining seismic data from sensors to attenuate noise |
| US9753167B2 (en) * | 2012-07-23 | 2017-09-05 | Westerngeco L.L.C. | Calibrating rotation data and translational data |
| US9594174B2 (en) | 2013-02-01 | 2017-03-14 | Westerngeco L.L.C. | Computing rotation data using a gradient of translational data |
| WO2015109175A1 (en) | 2014-01-17 | 2015-07-23 | Westerngeco Llc | Seismic sensor coupling |
| CN106772560A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-05-31 | 合肥国为电子有限公司 | 实时监测检波器状态的节点式地震勘探仪器及控制方法 |
| US11249214B2 (en) * | 2018-05-30 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Noise suppression of seafloor geophone seismic data |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4486865A (en) * | 1980-09-02 | 1984-12-04 | Mobil Oil Corporation | Pressure and velocity detectors for seismic exploration |
| US4887244A (en) * | 1988-06-28 | 1989-12-12 | Mobil Oil Corporation | Method for seismic trace interpolation using a forward and backward application of wave equation datuming |
| EG19158A (en) * | 1989-08-25 | 1996-02-29 | Halliburton Geophys Service | System for attenuation of water-column reverberation |
| US5235554A (en) * | 1991-03-11 | 1993-08-10 | 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 |
| 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 |
| 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 |
| 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 |
-
1996
- 1996-01-23 FR FR9600719A patent/FR2743896B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1997
- 1997-01-20 CA CA002195496A patent/CA2195496C/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-01-20 NO NO19970231A patent/NO315879B1/no not_active IP Right Cessation
- 1997-01-22 US US08/787,815 patent/US5757720A/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-01-22 SG SG1997000150A patent/SG45527A1/en unknown
- 1997-01-22 EP EP97400138A patent/EP0786670B1/fr not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US5757720A (en) | 1998-05-26 |
| EP0786670A1 (fr) | 1997-07-30 |
| EP0786670B1 (fr) | 2002-07-10 |
| SG45527A1 (en) | 1998-01-16 |
| NO970231D0 (no) | 1997-01-20 |
| NO970231L (no) | 1997-07-24 |
| CA2195496C (en) | 2007-07-10 |
| FR2743896B1 (fr) | 1998-04-10 |
| FR2743896A1 (fr) | 1997-07-25 |
| CA2195496A1 (fr) | 1997-07-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2180346B1 (en) | Method for Combining Pressure and Motion Seismic Signals from Streamers where Sensors are not at a Common Depth | |
| NO315879B1 (no) | Prosesseringsmetode for kalibrering av et hydrofon/geofon sensorpar og fremgangsmåte for seismisk undersökelse som implementerer denneprosesseringsmetode | |
| CN102016643B (zh) | 用于衰减双传感器地震拖缆中的低频噪声的方法 | |
| US6738715B2 (en) | Method for attenuating noise in seismic data | |
| US4752916A (en) | Method and system for removing the effect of the source wavelet from seismic data | |
| CN101014881B (zh) | 用于压力传感器和质点运动传感器记录的地震数据中水底多次波的衰减的系统 | |
| US5309360A (en) | Method for attenuating undesirable data, such as multiples, using constrained cross-equalization | |
| US5621699A (en) | Apparatus and method of calibrating vertical particle velocity detector and pressure detector in a sea-floor cable with in-situ passive monitoring | |
| 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 | |
| US6654693B2 (en) | Angle dependent surface multiple attenuation for two-component marine bottom sensor data | |
| US6678207B2 (en) | Trapped water bottom multiple and peg-leg multiple suppression for ocean bottom seismic data | |
| CN101726755B (zh) | 用于由双传感器海上地震信号确定地层品质因数的方法 | |
| NO311779B1 (no) | Fremgangsmåte for undertrykkelse av ringing i seismiske signaler | |
| EP1703303A2 (en) | Calibration of pressure gradient recording | |
| AU2002324926A1 (en) | Method for attenuating noise in seismic data | |
| US5991238A (en) | Weighted backus filter method of combining dual sensor traces | |
| GB2440276A (en) | Processing seismic data acquired using three or more over/under streamers and/or sources | |
| US5963507A (en) | Method for improving the accuracy of ocean bottom reflectivity estimations using the inverse backus filter | |
| US5793702A (en) | Method for measuring the water bottom reflectivity | |
| NO315625B1 (no) | Fremgangsmåte for marin seismisk utforskning ved bruk av et hydrofon/geofon-sensorpar | |
| CA2431251A1 (en) | A method of and apparatus for processing seismic data | |
| Marsset et al. | Deep-towed high resolution seismic imaging II: Determination of P-wave velocity distribution | |
| US3014551A (en) | Correlation of seismic signals | |
| Han et al. | Seismic airgun sound propagation in shallow water of the East Siberian shelf and its prediction with the measured source signature | |
| Caiti et al. | sirOb: an interactive package for inversion of parametric sonar data |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |