NO318867B1 - Fremgangsmate til behandling av seismiske data for a tilveiebringe en gangstidskurve - Google Patents

Fremgangsmate til behandling av seismiske data for a tilveiebringe en gangstidskurve Download PDF

Info

Publication number
NO318867B1
NO318867B1 NO19974970A NO974970A NO318867B1 NO 318867 B1 NO318867 B1 NO 318867B1 NO 19974970 A NO19974970 A NO 19974970A NO 974970 A NO974970 A NO 974970A NO 318867 B1 NO318867 B1 NO 318867B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
seismic
displacement
set forth
traces
features
Prior art date
Application number
NO19974970A
Other languages
English (en)
Other versions
NO974970L (no
NO974970D0 (no
Inventor
Lars Sonneland
Oyvind Yrke
Per Ola Tennebo
Original Assignee
Westerngeco As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Westerngeco As filed Critical Westerngeco As
Publication of NO974970D0 publication Critical patent/NO974970D0/no
Publication of NO974970L publication Critical patent/NO974970L/no
Publication of NO318867B1 publication Critical patent/NO318867B1/no

Links

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
    • G01V1/28Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
    • G01V1/30Analysis
    • G01V1/303Analysis for determining velocity profiles or travel times
    • G01V1/305Travel times

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)
  • Electric Clocks (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for behandling av seismiske data.
Seismiske data er samlet inn ved hjelp av en gruppe seismiske kilder og seismiske mottakere. Dataene kan samles på land ved hjelp av f.eks.
eksplosive ladninger som kilder og geofoner som mottakere, eller på sjøen ved hjelp av f.eks. luftkanoner som kilder og hydrofoner som mottakere.
Etter at de seismiske rådata er innhentet prosesseres de reflekterte signaler (kjent som traser) mottatt ved hver av mottakerne og som er resultat av utløsning av en seismisk energikilde for å tilveiebringe et undervannsbilde. Prosesseringen omfatter trinnet å omdanne (eller "migrere") signalene til
deres aktuelle havbunnsbeliggenhet. Trasene er da rettet for å ta i. betraktning avstanden, kjent som forskyvning mellom kilden og mottakeren.
Figur 1 i de vedlagte tegninger viser en idealisert kilde- og mottager-
anordning anordnet langs en linje. Første, andre og tredje kilder 2, 4 og 6 samvirker respektivt med første, andre og tredje mottagere 8, 10 og 12.
Kildene og mottakerne er anordnet rundt et felles midtpunkt 15. For enkelthetens skyld, vil laget eller bergartene 20 under kildene og mottakerne antas å være isotrppisk og å omfatte første og andre horisontale delreflektorer 22 og 24 respektivt. Seismisk energi tilveiebrakt ved utløsning av den første kilde 2 reflekteres fra delreflektorene 22 og 24 og mottas ved hver mottaker 8, 10 og 12. Imidlertid og for enkelthets skyld vil bare energien reflektert fra under det felles midtpunkt 15 betraktes heri. Således, betrakter vi i dette eksempel bare energien mottatt ved den første mottager 8 som resultat av utløsning av den første kilde 2, energien mottatt ved den andre mottager 10
som resultat av utløsning av den andre kilde 4, og energi mottatt ved den tredje mottager 12 som resultat av utløsning av den tredje kilde 6. "Toveis-gangtiden for energien fra en kilde til den respektive mottaker øker med avstanden mellom kilden og mottakeren. Toveisgangtiden er også en funksjon av dybden til reflektorene 22 og 24. Figur 2 i de vedlagte tegninger illustrerer gangtiden for situasjonen vist i figur 1 når forskyvningen øker. Forskyvnings-aksen i figuren 2 er kalt 1, 2 og 3 for å referere til gangtiden mellom den første kilde og den første mottaker, den andre kilde og den andre mottaker, og den tredje kilde og den tredje mottaker respektert. Toveis-gangtiden i forhold til forskyvningen for hver av reflektorene definerer en kurve og i den enkleste situasjonen kan kurven defineres nøyaktig ved:
hvor
t er toveisgangtid, forskyvning er avstanden mellom kilden og mottakeren og hastighet er
forplantningshastighet til de seismiske signaler i berget.
Under prosesseringen av de seismiske undersøkelsesdata, er trasene til de respektive felles midtpunktene slik at geologien under kilde- og mottaker-linjen kan testes i et flertall stillinger. En hastighetsanalyse utføres deretter for hvert felles midtpunkt, og egentlig for hver reflektor 22 og 24. Dette utføres ved å spesifisere et verdiområde av hyperbel som definert i den ovennevnte ligning og som er tilknyttet et verdiområde for hastigheter og å beregne gjennomsnittsrelfeksjonsamplityde langs alle de spesifiserte hyperbler innenfor nevnte område. De seismiske traser for et flertall forskyvning er deretter omdannet, ifølge hyperblen, til tilsvarende traser med nullforskyvning og trasene adderes. De gjennomsnittsamplityder ved nullforskyvning er deretter undersøkt for å fastslå hvilken hyperbel som gir det beste resultat.
Når en egnet hyperbel er valgt, er alle de seismiske data vedrørende det felles midtpunkt fra hvilket hyperbelen er fastsatt rettet for normal beveget og stablet for å tilveiebringe en stablet trase for det bestemte midtpunkt. Den stablede trase har et forbedret signal-støyforhold sammenlignet med trasene registrert ved mottakerne.
Selv om denne metode er kraftig og er anvendt ved prosessering av seismiske data, er den ikke problemfri. Lagene eller bergartene under mottaker- og kildegruppen er ikke isotropiske. Lydhastigheten i jorden vil øke med dybden siden bergartslagene blir mere kompakte. Dessuten kan det være flertall bertartlag og de kan ha forskjellig forplantningshastighet. Således vil den aktuelle toveis-gangtid avvike fra hyperbel forutsetningen.
US patent 3 651 451 beskriver en teknikk for utførelse av hastighetsanalyse som er generelt tilsvarende metoden beskrevet over. Metoden i US patent 3 651 451 igjen antar at jorden er isotropisk, og at ganghastigheten for seismisk energi er konstant. Hastighetsanalysen er igjen utført langs hyperboliske forskyvningskurver som de vist i figur 2.
US patent 5 050 131 beskriver en modell hvor jorden er modellert som N-lag. Modellen forsøker å ta inn den non-isotropiske naturen til jorden ved å anta at jorden har N lag, med seismisk energi med forskjellige hastigheter i hvert lag. Ganghastigheten for seismisk energi i hvert lag er tilpasset empiriske data for å gi de beste resultatene. Imidlertid antar modellen at hvert lag er isotropisk og at ganghastigheten for seismisk energi i hvert lag er konstant.
Nøyaktigheten til den seismiske dataprosessering kan forbedres hvis de aktuelle toveis-gangtider anvendes i stedet for til de som er tilpasset en hyperbel kurve.
I følge den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for å prosessere seismiske datatraser tildelt til et felles refleksjonspunkt, omfattende å analysere de seismiske datatraser for å fastsette lignende trekk deri i forhold til refleksjon av seismisk energi fra en første reflektor, og å ordne de trekk med hensyn på i det minste forskyvningen for å identifisere en forplantningstidsoverflate for den seismiske energien reflektert fra den første reflektor.
Det er således mulig å definere den aktuelle gangtid sammenlignet med forskyvningsoverflaten (når gangtiden er kartlagt i forhold til forskyvning og i det minste en annen variabel, for eksempel beliggenhet) eller kurven (når kartleggingen utføres i forhold til forskyvning) og derved å innhente bedre opplysninger med hensyn på gang-hastigheten til seismiske signaler inne i - geologien under en seismisk gruppe.
Oppfinnelsen kan anvendes på traser som er innsamlet med anvendelse av en seismisk gruppe tilpasset for tredimensjonal seismisk undersøkelse og trasene samlet inn derved er sortert i en gruppe celler (eller kasser) for analysen. En mere detaljert beskrivelse av kassesorterings-prosessen kan finnes i GB 2 247 751.
Trasene er fortrinnsvis analysert for å fastsette gangtid som en funksjon av stillingen til,det felles refleksjonspunktet for seismisk energi reflektert fra den første reflektoren.
De seismiske trasene er fortrinnsvis omdannet til en ekvivalent nullforskyvningstrase og de ekvivalente null-forskyvningstraser er addert for å danne en sammensatt trase.
Tilsvarende deler av traser er fortrinnsvis identifisert ved å søke etter trekk som varierer på en hovedsakelig kontinuerlig måte i forhold til endringer i forskyvning eller stilling for det felles refleksjonspunktet.
Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis trinnet å tilpasse en matematisk definert gangtidsflate som en funksjon av i det minste forskyvning til gangtidsflaten for de tilsvarende trekk identifiert i analysetrinnet.
Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis trinnet å tilpasse en matematisk definert gangtidskurve som en funksjon av forskyvning til gangtidsflaten for de tilsvarende trekk definert i analysetrinnet.
De seismiske trasene er fortrinnsvis analysert for å fastsette trekk deri som vedrører refleksjon fra i det minste en andre reflektor, og for å identifisere en gangtidsflate for refleksjoner fra den i det minste andre reflektor. De tilsvarende trekk identifisert i analysetrinnet er fortrinnsvis addert.
Et estimat av de geologiske egenskapene til et overvåket område er fortrinnsvis anvendt som et første estimat for et søk etter trekk i datatrasene vedrørende en seismisk refleksjon. Estimatet for geologiske egenskaper kan anvendes for å styre søketrekk i datatrasene.
En hastighetsmodell er fortrinnsvis anvendt for å fastsette bidraget til de seismiske trasene til det felles refleksjonpunktet.
Det felles refleksjonspunktet kan være et felles midtpunkt.
Den foreliggende oppfinnelse vil beskrives ytterligere ved hjelp av et eksempel og med henvisning til de vedlagte tegninger, der: Figur 1 er et skjema av seismisk signalbaner til eller fra et felles midtpunkt i en todimensjonal seismisk undersøkelse; Figur 2 viser endringen i toveis-gangtiden i forhold til forskyvningen for seismiske refleksjoner for.anordningen vist i figur 1; Figur 3 viser et firedimensjonsrom for analyse av seismiske målinger; Figur 4 er et skjema av en seismisk refleksjons-gangtidskurve som viser endringer i gangtiden i forhold til forskyvning ved et felles midtpunktssamling; og Figur 5 er et kart som viser endringen i gangtiden i forhold til forskyvningen og forskyvningen langs en dimensjon.
Den foreliggende oppfinnelse erstatter den kjente stablehastighets-analysetrinn og hyperbel stabletrinn med et gangtid-innhentingstrinn og et adderingstrinn langs de innhentede tidskurver eller overflater. Gangtids-innhentningen utføres, kontinuerlig langs innhentningslinjer. Gangtidskurvene kan ha en hvilken som helst form og har ingen hyperbel begrensninger. Adderingen kan utføres langs de generelle gangtidskurver (eller overflater) og gjennomsnittsamplitydene, eller hvilke som helst andre amplitydertilnærminger, føres inn ved beliggenheten der gangtidskurvene krysser nullforskyvningsaksen.
Alle de tilgjengelige seismiske data for et felles midtpunkt kan anvendes for å utvikle den aktuelle gangtidskurve. Trasene undersøkes ved en datamaskin for å fastsette deler derav som vedrører den samme refleksjon. Datamaskinen kjører et program som utnytter kontinuiteten til refleksjons-amplitydene i gangtid og forskyvning og om ønskelig i forskyvning (langs den seismiske linje). En valgt stakk av gangtidskurver som vedrører forskjellige gangtidsdybder anvendes for å interpolere gang-tider for beregning av gjennomsnittsamplityder som føres inn i den null-forskyvnings beliggenhet. Interpoleringen tillater at prosesseringstrinnet tar i betraktning det faktum at forskyvningene ikke er anordnet i en regelmessig gruppe (det vil si at alle forskyvningene vil ikke nødvendigvis være et eksakt helmultiplum av en enhetsforskyvning). Prosesseringen innebærer ikke den konvensjonelle normale utflyttings-prosesseringen og derved unngår forvrengningen innført i trasene ved en slik metode og som konsekvens skjer frekvenser med høyere forskyvning opprettholdes. Interpoleringen kan også utføres i tidsdomene med under-sample nøyaktighet. Dette er en fordel ved innhenting av opplysninger fra traser med store forskyvninger fordi det hjelper å overvinne datakompresjonen som oppstår ved økende forskyvning.
De seismiske målinger kan analyseres i et firedimensjonsrom, som vist i figur 3. Dimensjonene til dette rom er X og Y romkoordinater i innhentnings-linjen, en forskyvningskoordinat o og en gangtidskoordinat t. De seismiske data kan omdannes mellom den 4 dimensjons nullforskyvnings-kube (hoved-prosjiseringskube) og én eller flere delprosjiseringskuber med ikke-null forskyvning. Således er gjennomsnittsamplitydeverdi over alle forskyvninger langs en forhåndsbestemt kurve i delprojiseringskuben ført inn i en respektiv beliggenhet der denne kube krysser null-forskyvningsplanene tminog tilsvarende de respektive X og Y rombeliggenhet langs innhentnings-linjen i hoved-prosjiseringkuben. Det nye tverrsnitt bestående av gjennom-snittsamplitydverdier og tmjngenereres i hovedprosjiseringskuben langs X og Y koordinatene i innhentningslinjen. Mer enn en delprosjiseringskube kan anvendes, som vist i figur 3. Dette representerer en situasjon hvor mer enn en bølgemodus måles, og vil beskrives senere.
Den foreliggende oppfinnelse innhenter de nøyaktige gangtider eksplisitt fra dataene i offsetkuben langs innhentningslinjen og deretter adderer langs forplantningslinjekurvene for å beregne gjennomsnitts-amplityde ved nullforskyvningsbeliggenheten. Dette tilveiebringer forbedret kvalitet på nullforskyvningsresultatene.'
Mellom de innhentede bølgefronter (valgt av brukeren) kan ny bølgefronter interpoleres. Den maksimale tetthet til de interpolerte bølgefronter fastsettes ved samplingshastigheten i null-forskyvningstverrsnittet. Beliggenheten til den interpolerte bølgefront fastsettes ved de nærliggende innhentede bølge-fronter. De interpolerte bølgefronter sammen med de tilknyttede amplityde-verdier beregnes for ikke-null forskyvning. Dette gir forbedret kvalitet i den . nullforskyvningstransformasjon.
Figur 4 viser en serie traser med fellesmidtpunkt ordnet med hensyn på avtagende forskyvning. Et gitt trekk i en hvilket som helst trase, slik som refleksjon 30 i trasen 80 langs forskyvningsaksen har et motparti i de nærliggende traser 79 og 81. Datamaskinen er innrettet for å plassere et gitt trekk og finne motpartier og å innhente banen til dette trekk i forplantningstid i forhold til endringer i forskyvning.
I generelle ord, er datamaskinen innrettet for å starte analysen fra ett eller flere såpunkter. Såpunktet er en brukerdefmert begivenhet på en oppsporbar bane eller flate med begivenheter. Dette betyr ikke nødvendigvis at såpunktene er manuelt innført i datamaskinen. Faktisk så kan det eller hvert såpunkt være en forhåndsbestemt begivenhet som datamaskinen er instruert for å søke på (slik som det første seismiske signal som oppsår innenfor en gitt forplantningstidsområde for en forhåndsbestemt forskyvning). Datamaskinen undersøker data som foreligger innenfor et område i nærheten ("nabolag") til det eller til hvert såpunkt for å lokalisere et tilsvarende seismisk signal. Et "nabolag" er et område i et datarom (det vil si X Y koordinater, gang-tid, forskyvning). Det tilsvarende seismiske signal kan identifiseres ved slike sammenligningsmetoder som toppverdi-identifisering eller krysskorrelasjon. Når en naboliggende begivenhet er identifisert, anvendes denne som såpunkt for ytterligere analyse av data. Ved gjentakelse av den ovennevnte sekvens, kan forekomsten av en seismisk refleksjon spores gjennom et flerdimensjons-datarom.
Undersøkelsen skal ikke nødvendigvis utføres uten referanser til andre styringsdata. For eksempel hvis en tidligere seismisk analyse av geometrien er tilgjengelig eller en forhåndslaget overflatemodell (hastighetsfordeling som funksjon av dybde) er tilgjengelig, kan disse dataene anvendes for å generere forplantningstidsdata som kan anvendes som startpunkter for analysen av de innhentede data eller som kan anvendes for å styre den senere analyse av data.
Spesielt, når undervannsflatene ikke er lagdelte og en forhåndsbestemt hastighetsmodell av undervannsflatene er tilstede, er det mulig å fastsette en kombinasjon av kilde- og mottakerbeliggenheter som bidrar til et felles refleksjonspunkt i nullforskyvnings planet. En slik metode er kalt banestakking og kan utføres for eksempel ved strålesporing.
En slik stakking kan utføres for alle kilde- og mottakerbeliggenheter rundt nullforskyvningsaksen.
I tilfellet der substratet er lagdelt, tilsvarer stakkingsbanene et sett parallelle rette linjer (ikke vist) over forskyvningsområdet i forskyvningskuben (figur 3), og det felles refleksjonspunkt er derfor det samme som det felles midtpunkt.
Stakkingsbanene kan også fastsettes ved hjelp av hastighetsmodellen når kilde- og mottakerbeliggenhetene avviker fra et felles horisontalt plan (datum) ved å definere kilde- og mottakerbeliggenheter i forhold til et tilsvarende felles refleksjonspunkt. Imidlertid vil ikke det felles midtpunkt være det samme som det felles refleksjonspunkt, selv om undervannsflatene er lagdelt.
E
Anvendelse av en hastighetsmodell er spesielt anvendelig når elastiske bølger generert ved en seismisk kilde omdannes til en annen modus av bølgeforplantning, som for eksempel, konvertering ved det reflekterende grensesnitt av en kompresjonsbølge (trykkmodus) til en skjærebølge (skjæremodus). I et slikt tilfelle vil ikke det felles refleksjonspunkt være det samme som det felles midtpunkt, selv om undervannsflatene er lagdelte.
Forplantningstidene er innhentet fra disse traser og en kurve 32 er tilpasset til signalene som representerer den dypeste refleksjon. Kurven 32 vil nøyaktig være tilpasset endringen i forplantningstiden i forhold til forskyvning, som i seg selv er en dårlig tilnærming til en hyperbel funksjon.
Innhentingen av forplantningstidskurvene kan gjentas langs innhentnings-linjen for å fastsette en forplantningstidsoverflate som vist i figur 5, De sorte linjer i figur 5 kartlegger konturene innenfor forplantningtidsoverflaten.
Det er således mulig å måle endringer i forplantningstid med en økende forskyvning og å anvende disse målinger i en adderingsprosess for å tilveiebringe en forbedret stabletrase ved hvert felles midtpunkts beliggenhet.

Claims (12)

1. Fremgangsmåte for å prosessere seismiske datatraser tildelt et felles refleksjonspunkt, karakterisert vedat den omfatter å analysere de seismiske datatraser for å fastsette lignende trekk deri som vedrører refleksjon av seismisk energi fra en første reflektor, og å ordne disse trekk med hensyn på i det minste forskyvning for å identifisere en gangtidsoverflate for den seismiske energi som reflekteres fra den første reflektor.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert vedat trasene analyseres for å fastsette gangtid som funksjon av beliggenheten til det felles refleksjonspunkt for seismisk energi reflektert fra den første reflektor.
3. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat de seismiske traser omdannes til en ekvivalent nullforskyvningstrase og de ekvivalente nullforskyvningstraser adderes for å danne en sammensatt trase.
4. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved. at tilsvarende deler av traser identifiseres ved å søke etter trekk som varierer på hovedsakelig kontinuerlig måte i forhold til endringer i forskyvning eller beliggenhet av det felles refleksjonspunkt.
5. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat den ytterligere omfatter trinnet å tilpasse en matematisk definert gangtidsoverflate som funksjon av i det minste forskyvning til gangtidsoverflaten for de tilsvarende trekk i trasene identifisert i analysetrinnet.
6/ Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av krav 1-4,karakterisert vedat den ytterligere omfatter trinnet å tilpasse en matematisk definert gangtidskurve som funksjon av forskyvning til gangtidskurven for de tilsvarende trekk i trasene definert i analysetrinnet.
7. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat de seismiske traser analyseres for å fastsette et trekk deri vedrørende refleksjon fra i det minste en annen reflektor og å identifisere en gangtidsoverflate for refleksjoner fra den i det minste annen reflektor.
8. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat de tilsvarende trekk identifisert i analysetrinnet er addert.
9. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat et estimat av de geologiske egenskaper til et undersøkt område anvendes som et utgangspunkt estimat i en undersøkelse for trekk i datatrasene vedrørende en seismisk refleksjon.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 9, karakterisert vedat estimatet til de geologiske egenskaper anvendes for å styre søket etter trekk i datatrasene.
11. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat en hastighetsmodell anvendes for å fastsette bidraget fra de seismiske traser til det felles refleksjonspunkt.
12. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert vedat det felles refleksjonspunkt er et felles midtpunkt.
NO19974970A 1995-04-27 1997-10-27 Fremgangsmate til behandling av seismiske data for a tilveiebringe en gangstidskurve NO318867B1 (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB9508525.4A GB9508525D0 (en) 1995-04-27 1995-04-27 Method of processing seismic data
PCT/GB1996/001018 WO1996034301A1 (en) 1995-04-27 1996-04-29 Method of processing seismic data to obtain the travel time curve

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO974970D0 NO974970D0 (no) 1997-10-27
NO974970L NO974970L (no) 1997-12-22
NO318867B1 true NO318867B1 (no) 2005-05-18

Family

ID=10773584

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO19974970A NO318867B1 (no) 1995-04-27 1997-10-27 Fremgangsmate til behandling av seismiske data for a tilveiebringe en gangstidskurve

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6049509A (no)
EP (1) EP0823060B1 (no)
AU (1) AU705172B2 (no)
CA (1) CA2218849C (no)
DE (1) DE69608795T2 (no)
GB (1) GB9508525D0 (no)
NO (1) NO318867B1 (no)
WO (1) WO1996034301A1 (no)

Families Citing this family (25)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6138075A (en) * 1998-08-05 2000-10-24 Landmark Graphics Corporation Methods and apparatus for analyzing seismic data
GB2368911A (en) * 2000-11-09 2002-05-15 Geco Prakla Computing a stacked seismic line by interpolation between known stacks
GB0100207D0 (en) * 2001-01-05 2001-02-14 Geco Prakla Uk Ltd A method of processing seismic data
FR2851662B1 (fr) * 2003-02-24 2006-08-25 Socomate Internat Procede et dispositif de detection de discontinuites dans un milieu
US7850611B2 (en) * 2004-09-20 2010-12-14 Innervision Medical Technologies Inc. System and methods for improved ultrasound imaging
US7819805B2 (en) 2004-09-20 2010-10-26 Mgb Investments Limited Partnership Sub-nyquist sampling of acoustic signals in ultrasound imaging
US8234923B2 (en) 2004-09-20 2012-08-07 Innervision Medical Technologies Inc. Systems and methods for ultrasound imaging
WO2007092054A2 (en) 2006-02-06 2007-08-16 Specht Donald F Method and apparatus to visualize the coronary arteries using ultrasound
US8473239B2 (en) 2009-04-14 2013-06-25 Maui Imaging, Inc. Multiple aperture ultrasound array alignment fixture
EP2088932B1 (en) 2006-10-25 2020-04-08 Maui Imaging, Inc. Method and apparatus to produce ultrasonic images using multiple apertures
US9282945B2 (en) * 2009-04-14 2016-03-15 Maui Imaging, Inc. Calibration of ultrasound probes
US9247926B2 (en) 2010-04-14 2016-02-02 Maui Imaging, Inc. Concave ultrasound transducers and 3D arrays
US7969818B2 (en) * 2007-12-19 2011-06-28 Pgs Geophysical As Method for regularizing offset distribution in towed seismic streamer data
EP2536339B1 (en) 2010-02-18 2024-05-15 Maui Imaging, Inc. Point source transmission and speed-of-sound correction using multi-aperture ultrasound imaging
WO2012051305A2 (en) 2010-10-13 2012-04-19 Mau Imaging, Inc. Multiple aperture probe internal apparatus and cable assemblies
TW201336478A (zh) 2011-12-01 2013-09-16 Maui Imaging Inc 使用以回音為基及多孔徑都卜勒超音波之移動偵測
CN104080407B (zh) 2011-12-29 2017-03-01 毛伊图像公司 任意路径的m模式超声成像
KR102134763B1 (ko) 2012-02-21 2020-07-16 마우이 이미징, 인코포레이티드 다중의 어퍼처 초음파를 사용한 물질 강성의 결정
EP4169451A1 (en) 2012-03-26 2023-04-26 Maui Imaging, Inc. Systems and methods for improving ultrasound image quality by applying weighting factors
US9572549B2 (en) 2012-08-10 2017-02-21 Maui Imaging, Inc. Calibration of multiple aperture ultrasound probes
JP6306012B2 (ja) 2012-08-21 2018-04-04 マウイ イマギング,インコーポレーテッド 超音波イメージングシステムのメモリアーキテクチャ
US9510806B2 (en) 2013-03-13 2016-12-06 Maui Imaging, Inc. Alignment of ultrasound transducer arrays and multiple aperture probe assembly
US9883848B2 (en) 2013-09-13 2018-02-06 Maui Imaging, Inc. Ultrasound imaging using apparent point-source transmit transducer
WO2016028787A1 (en) 2014-08-18 2016-02-25 Maui Imaging, Inc. Network-based ultrasound imaging system
US10856846B2 (en) 2016-01-27 2020-12-08 Maui Imaging, Inc. Ultrasound imaging with sparse array probes

Family Cites Families (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3417370A (en) * 1966-12-23 1968-12-17 Texas Instruments Inc Seismic velocity correlation
US3651451A (en) * 1969-10-23 1972-03-21 Mobil Oil Corp Continuous velocity estimation
US3696331A (en) * 1970-07-22 1972-10-03 Mobil Oil Corp Automated process for determining subsurface velocities from seismograms
US4503527A (en) * 1981-03-30 1985-03-05 Mobil Oil Corporation Method for enhancement of the signal-to-noise ratio in seismic reflection signals
NO854447L (no) * 1984-11-08 1986-05-09 Texas Instruments Inc Fremgangsmaate og innretning for automatisk frembringelse av representasjoner av tredimensjonale horisonter ut fra behandlede, seismiske data.
US4849887A (en) * 1987-08-28 1989-07-18 Amoco Corporation Horizon velocity analysis
US5050131A (en) * 1991-01-17 1991-09-17 Conoco Inc. Quantitative method for evaluating velocity model quality
US5153858A (en) * 1991-07-09 1992-10-06 Landmark Graphics Corporation Method for finding horizons in 3D seismic data
US5414674A (en) * 1993-11-12 1995-05-09 Discovery Bay Company Resonant energy analysis method and apparatus for seismic data
US5563949A (en) * 1994-12-12 1996-10-08 Amoco Corporation Method of seismic signal processing and exploration

Also Published As

Publication number Publication date
GB9508525D0 (en) 1995-06-14
DE69608795T2 (de) 2000-12-28
NO974970L (no) 1997-12-22
US6049509A (en) 2000-04-11
EP0823060A1 (en) 1998-02-11
CA2218849C (en) 2000-10-24
CA2218849A1 (en) 1996-10-31
AU5506096A (en) 1996-11-18
WO1996034301A1 (en) 1996-10-31
DE69608795D1 (de) 2000-07-13
AU705172B2 (en) 1999-05-20
NO974970D0 (no) 1997-10-27
EP0823060B1 (en) 2000-06-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO318867B1 (no) Fremgangsmate til behandling av seismiske data for a tilveiebringe en gangstidskurve
US7355923B2 (en) Seismic analysis using post-imaging seismic anisotropy corrections
US7773456B2 (en) System and method for seismic data acquisition
US8428880B2 (en) Method of processing data obtained from seismic prospecting
US6937938B2 (en) Method and apparatus for interferometry, spectral analysis, and three-dimensional holographic imaging of hydrocarbon accumulations and buried objects
AU2002353181B2 (en) A method for computing finite-frequency seismic migration traveltimes from monochromatic wavefields
US8296067B2 (en) Satellite communications with cableless seismographs
US7830748B2 (en) Method for acoustic imaging of the earth's subsurface using a fixed position sensor array and beam steering
US9217804B2 (en) Seismic clock timing correction using ocean acoustic waves
NO339057B1 (no) Seismisk prosessering for eliminering av multiple refleksjoner
US7724608B2 (en) Passive reflective imaging for visualizing subsurface structures in earth and water
EP2548052A2 (en) System and method of 3d salt flank vsp imaging with transmitted waves
US9798028B2 (en) System and method for seismic adaptive optics
AU2013270630A1 (en) A 4D repeatability indicator based on shot illumination for seismic acquisition
AU2021203714A1 (en) System and method for spatially imaging and characterizing properties of rock formations using specular and non-specular beamforming
Bakulin et al. Seismic imaging of vertical array data acquired using smart DAS uphole acquisition system
US20090052279A1 (en) Method and system for determining azimuth parameters for seismic data processing
GB2375606A (en) Angle dependent surface multiple attenuation for two - component marine bottom sensor data
Drijkoningen et al. Nongeometrically converted shear waves in marine streamer data
WO2002023222A1 (en) Illumination weighted imaging condition for migrated seismic data
US11467304B1 (en) High-resolution seismic method and system for detecting underground archeologic structures
CA1219944A (en) Method for finding the acoustic properties of seabed materials
CN114994749A (zh) 陆地地球物理勘探方法、电子设备及可读存储介质
Operto et al. Frequency-domain full-waveform inversion of OBS wide-angle seismic data
Bachrach et al. Some formal aspects and examples of 3D near surface imaging with dense receiver array as an approximate acoustical lens

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees